原《天然气化工—C1化学与化工》，经国家新闻出版署批复更名为《低碳化学与化工》。
作者简介
孙海萍（1974—），硕士，高级经济师，研究方向为能源行业分析和碳减排路径，E-mail：sunhp@cnooc.com.cn。
国内油气企业CCUS项目现状及产业发展探究
（中国海油集团能源经济研究院，北京 100013）
摘 要 二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）技术是实现净零排放的重要途径之一。双碳背景下，CCUS项目数量及产业规模呈现快速增长态势，油气企业基于其业务特点在CCUS领域开展了全球布局，并深度参与项目开发及运营，但由于产业链成本高，以及关键技术限制，CCUS产业的规模化发展仍需统筹规划和合理布局。系统分析了国内外CCUS项目和产业发展现状，以及油气企业在CCUS领域的布局和实践，从产业规模、技术及成本趋势等角度分析了产业发展前景，最后对未来国内油气企业的CCUS产业发展提出了建议（打造CCUS完整产业链、分阶段稳步推进、做好技术研发顶层设计、选择性进入产业链关键环节和重视产业链运作能力的培养等）。
关键词 油气企业；CCUS；产业化；产业发展
联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）的历次报告显示，温室气体（尤其是二氧化碳（CO 2））的过度排放是导致全球气温升高的主要原因。截至2023年9月，全球已有150多个国家做出了碳中和承诺，并采取了提高能效、发展可再生能源和开发自然碳汇等降碳措施 [1]。尽管如此，全球CO 2排放量仍持续增长，根据国际能源署（IEA）公布的数据，2022年全球与能源相关的CO 2排放量已超过368 × 10 8 t [2]，仅依靠现有措施实现净零排放目标的难度较大。在此背景下，CO 2捕集、利用与封存（CCUS）技术受到了广泛关注，并成为实现全球气候目标的托底性措施之一 [ 3-4]。
根据IEA的估算，要实现本世纪末温升不超过2 ℃的目标，全球CCUS项目在2040年的部署规模需达到40 × 10 8 t左右，在2050年需达到约60 × 10 8 t [5]。2021年我国发布的《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中明确提出，要“加大对碳捕集利用与封存等项目的支持力度”、“推进规模化碳捕集利用与封存技术研发、示范和产业化应用”。中国21世纪议程管理中心等发布的《中国碳捕集利用与封存年度报告（2023）》中也提出，双碳背景下CCUS 技术成为中国碳中和技术体系的重要组成部分，也是化石能源近零排放的唯一技术选择、钢铁水泥等难减排行业深度脱碳的可行技术方案和未来支撑碳循环利用的主要技术手段。
在上述背景下，全球及中国CCUS项目数量激增，产业规模迅速增长。油气企业利用其在地质勘探、储层评估、气体运输和地质监测等方面的技术优势和工程经验，在CCUS领域开展了大量的技术攻关和工程示范。但从目前技术发展趋势看，短时间内推动CCUS全产业链规模化发展仍有一定困难，因此油气企业需做好相关领域的统筹规划与合理布局。本文首先对CCUS发展现状（包括产业技术、政策、项目开发模式、企业实践及管控机制等）进行系统分析，然后对我国油气企业发展CCUS产业的可行性进行分析，并就发展路径及发展策略提出相关建议。为明确研究范围，本文中涉及的CO 2利用仅考虑地质利用，即通过CO 2驱油或驱气提高采收率（EOR），不考虑其他CO 2利用形式。
1CCUS项目发展现状
1.1 全球发展情况
2020年以来，全球规划建设的CCUS项目呈现快速增长态势。截至2023年7月，全球各阶段（含已建、在建、在研和规划）商业规模项目总数累计达392个，较2022年同期增长约102%，总捕集规模达到3.61×10 8 t/a。其中，已投运项目41个，捕集规模合计约0.49×10 8 t/a [6]。2010—2023年全球CCUS商业项目统计情况见图1。
▲ 图1 2010—2023年全球CCUS商业项目统计
目前，全球在运行的CCUS项目的碳源主要为天然气脱碳、炼油、化肥和生物乙醇等行业产生的高浓度CO 2，CO 2利用方式以EOR为主。而在建与规划的CCUS项目的碳源则逐步拓展至化石能源发电、水泥和钢铁等行业产生的低浓度CO 2，2021年以来甚至出现了适用于更低浓度CO 2捕集的直接空气捕集（DAC）项目。同时，纯地质封存（CCS）项目在项目总量中的占比显著提高。在运行项目中，EOR、封存和化工及其他利用项目的占比分别为71.5%、21.2%、7.3%，而以在建及规划项目数量计，EOR、封存和化工及其他利用项目的占比分别为15.1%、76.7%和8.2%（图2） [7]。
▲ 图2 全球CCUS项目中不同CO2利用方式的占比[7]
另外，从项目的运作模式看，为适应区域性、社会化的减排需求，全球规划和在建项目的商业模式不断创新，其中以从多个或多种碳源捕集并集输至同一地点进行封存或利用的集群式、枢纽化模式逐步出现，如中国石油化工集团有限公司与壳牌、宝山钢铁股份有限公司和巴斯夫等联合研究的华东CCS四方合作项目、荷兰Porthos CCS集群项目和挪威北极光项目等。这种开源式的商业模式不仅可以提高碳源供应稳定性，还能提升管输及封存装置的利用率。
纵观全球CCUS项目发展历程，可发现项目数量及规模增长速率与政策支持力度紧密相关。目前，欧美地区的支持政策相对完善且力度较大，其不仅包含了对研发、示范等商业化前期阶段的专项资金补助，还为商业化项目提供了包括税收抵免、建设投资资助和运营期补贴，以及与碳市场衔接、提供更多免费碳配额等多种方式的激励措施 [ 8-9]，从而使项目可具备一定的盈利能力。多措并举下，欧美地区的CCUS项目数量及产业规模明显增加，统计数据显示，以2022年和2021年相比、以2023年和2022年相比（均含已投运、在建、规划和在研），欧洲CCUS项目数量分别增加52个、85个，捕集规模分别增加约2100 × 10 4 t/a、3300×10 4 t/a，北美地区CCUS项目数量分别增加76个、108个，捕集规模分别增加约2900 × 10 4 t/a、4200×10 4t/a [6,10]。
1.2 国内发展情况
自2020年以来，国家发展和改革委员会（发改委）、科技部、生态环境部、财政部和人民银行等陆续从示范项目推进、科技重大专项、投融资、绿色债券和税收优惠等方面出台了CCUS项目相关鼓励政策（表1），但除了人民银行初步提供了贷款资金及利率等方面的支持措施外，其他部门发布的政策均以鼓励引导性政策为主，落地性政策仍在研究中。尽管如此，在各方一致看好未来发展前景的情况下，据本文作者测算，以2023年与2022年相比，我国已投运CCUS项目的捕集规模和注入规模分别增加约200 × 10 4 t/a和105 × 10 4 t/a，增长率分别为50%和52%。
▼ 表1 我国CCUS项目发展相关鼓励政策
在文献 [3]基础上，结合最新进展情况的不完全统计，截至2023年12月，我国已投运、规划和在研的CCUS项目已超过105个，总捕集规模约1600 × 10 4 t/a。国内主要CCUS项目的基本信息见表2（项目名称均为简化名称，下同）。在运行项目以单纯捕集或EOR项目为主，且多处在科研或工程示范阶段，全产业链示范项目较少，但项目的单体规模在不断扩大。
▼ 表2 我国主要CCUS项目（续）
注：*首期规模为10 × 104 t/a。
2油气企业在CCUS产业的布局、实践及面临的问题
2.1 国际石油公司
因发展CCUS项目与天然气开发、EOR、化工生产、蓝氢制备和燃气发电等业务有较强的协同作用，同时基于油气企业（石油公司）在地质勘探与评价、钻完井、气体管输和石油工程等领域具备的经验和优势，石油公司已成为全球CCUS项目的主要开发和运营主体 [11]。据统计，石油公司参与开发的CCUS项目在全球CCUS项目中的占比超过一半，同时在前十大在运行CCUS项目中，石油公司参与运营的项目达到了8个 [7]。
多数国际石油公司将CCUS作为其降碳与低碳转型发展的重要措施，并设立了中长期发展目标，据公开资料显示，2025—2035年各石油公司的CO 2净捕集量目标为500 × 10 4~3000 × 10 4 t/a。道达尔和埃尼公司甚至设立了2050年CCUS目标，计划CO 2净捕集量达到5000 × 10 4~10000 × 10 4 t/a [7]。由此可见，国际石油公司普遍在进行CCUS项目的全球布局，但出于经济性考虑，其在布局时优先选择欧美、亚太等扶持政策相对成熟且投资环境较稳定的地区。艾奎诺、壳牌、道达尔、埃克森美孚、艾尼、英国石油公司和雪佛龙等国际石油公司参与的在运、在建和规划CCUS项目中，欧洲地区项目数量占比为68%，北美地区项目数量占比为13%，亚太地区项目数量占比为11%，三大地区项目数量合计占比为92% [7]。
随着国际石油公司在CCUS领域的快速布局，国际油田服务公司也积极进军CCUS技术服务产业，并发挥各自优势在产业链关键环节进行布局。如斯伦贝谢的数字化技术贯穿CCUS全产业链，可助力全链条提效降本。贝克休斯关注碳捕集前沿技术，并提供全产业链商业咨询和一体化解决方案。国际油田服务公司在CCUS产业链的布局见表 3。
▼ 表3 国际油田服务公司在CCUS产业链的布局和业务特点
2.2 国内石油公司
2.2.1 中国石油天然气集团公司
2022年6月，中国石油天然气集团公司（中国石油）发布了《绿色低碳发展行动计划3.0》，提出了发展CCUS-EOR、布局CCUS区域产业中心和研究CCUS超前技术的发展思路，设立了在2025年、2035年和2050年分别实现570 × 10 4 t/a、2500 × 10 4 t/a和10000 × 10 4 t/a封存规模的规划目标，并在长庆油田、新疆油田、大庆油田和吉林油田开展了4个EOR工程示范，在塔里木油田、华北油田和辽河油田等开展了6项EOR先导试验，形成了“四大六小”的发展布局。截至2023年12月，中国石油已达成180 × 10 4 t/a油藏注入CO 2规模，年注入量达到153 × 10 4 t [12]。此外，中国石油与国家能源集团等联合开发的300 × 10 4 t/a CCUS示范项目一期工程已于2023年5月开工建设。
2.2.2 中国石油化工股份有限公司
中国石油化工股份有限公司（中国石化）自上世纪70年代开始研究CCUS技术。中国石化于2010年建成投运胜利电厂-胜利油田4 × 10 4 t/a“燃烧后捕集+ CO 2驱油”示范项目，开启了低浓度CO 2捕集工业化示范；2022年8月建成的齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS全产业链示范项目（管道于2023年7月投运），成为目前我国最大的CCUS示范项目；2023年1月金陵石化、江苏油田和南京炼油厂三方合作的10 × 10 4 t/a CCUS示范项目正式建成，目前正计划推进更大规模的商业化示范。中国石化通过一系列科研、先导试验以及示范项目的建设运行，逐步形成了CCUS全产业链技术体系，为工业化推广奠定了一定的技术基础。
2.2.3 陕西延长石油（集团）有限责任公司
自2007年以来，陕西延长石油（集团）有限责任公司（延长石油）通过承担多项国家级项目和国际合作项目，积极开展驱油与封存先导试验及示范工程建设，形成了包括CO 2低成本捕集技术、特低渗油藏CO 2驱油综合评价技术、混相驱状态判别方法、CO 2窜流防治技术和动静态结合的封存潜力评价方法等在内的较完整技术体系，为工业化级规模示范工程建设奠定了技术基础。延长石油相继建成了安塞10 × 10 4 t/a CO 2驱油与封存示范工程和榆林30 × 10 4 t/a CO 2捕集与驱油等项目。其中榆林项目的捕集能耗为1.36 GJ/t，捕集成本为105 CNY/t，处于国内同类项目的先进水平 [13]。
2.2.4 中国海洋石油集团有限公司
近年来，中国海洋石油集团有限公司（中国海油）积极推动海上CCUS技术发展，围绕驱油提采和地质封存等开展了一系列技术研发和示范项目建设。2023年6月，中国海油恩平15-1油田百万吨级CCS示范项目建成投产，成为我国首个海上碳封存示范项目。截至2023年12月中旬，已累计注入CO 2超过6 × 10 4 t [14]。通过该项目的实施，中国海油初步构建了海上CO 2地质封存的技术体系。此外，中国海油还计划在渤海区域和南海区域分别建设海上EOR和CCS示范项目。
2.3 油气企业发展CCUS产业面临的问题
CCUS产业涉及源汇匹配、捕集、运输、驱油驱气/封存和监测等多个环节。其中，捕集成本（特别是低浓度（体积分数在30%以下）CO 2捕集成本）目前大多高于50 USD/t，其在全产业链成本中的占比为60%~80%，同时捕集能耗在全过程能耗中占比也较高（60%~70%） [7]。大幅降低捕集成本和能耗是CCUS产业化发展的关键。目前，化学吸收法、低温甲醇洗法、低温精馏法及变压吸附法等技术较为成熟，但能耗和成本均较高，无法满足CCUS大规模发展的需求。而化学吸附法和膜分离法等技术，由于吸附剂稳定性差及再生困难、膜寿命短及分离过程能耗高、产品纯度低等问题，尚处于中试或示范应用阶段 [ 15-17]。在CO 2运输方面，槽车运输在国内外均已较成熟，管道运输在国际上比较成熟，但国内仍在发展中，尚未形成网络化，目前仅齐鲁石化-胜利油田CCUS示范项目CO 2输送管道在运行 [ 18-20]。CO 2混相区驱油技术已取得一定突破，近混相驱技术仍处于实验室研究阶段 [8]。在地质封存领域，除CO 2注入技术已形成较好的技术体系外，封存潜力评估、封存地选择和安全风险管控等技术的研究仍处于起步阶段 [8]。
由于政策扶持力度不同，现阶段国内外油气企业对于CCUS业务的管理模式存在较大差异。在较为体系化的支持政策下，欧美等地区的CCUS项目已初步具备盈利能力，因此埃克森美孚、壳牌等国际石油公司一般将CCUS业务纳入其低碳业务板块统一管理，战略规划、计划、投资、建设以及后期运营管理方式与公司其他业务管理流程类似，只是在面对CCUS产业链尚不完善，仍需其他政策支持等问题时，更加注重项目前期阶段的选址、商业模式研究以及寻求必要的政策支持，同时对投资项目进行分阶段决策以控制投资风险。而国内的具体扶持政策尚未落地，除部分EOR项目外，目前纯CCS项目的经济性难以保证，因此企业无法将其纳入成熟项目进行管理，目前普遍采用科研管理方式或一事一议的示范项目的管理方式，而EOR类项目则普遍纳入油气田开发项目一并决策。
3国内油气企业发展CCUS产业的前景分析
3.1 CO2封存需求潜力较大
随着国家双碳“1 + N”政策逐步落地，企业对降碳的需求日益提升，CCUS成为众多难减排企业的托底性措施，市场需求逐步扩大。中国海油能源经济研究院发布的《2060能源展望》显示，2030年后我国碳封存量的需求将逐步增加，到2060年碳中和阶段各行业CCUS总需求预计达到20 × 10 8 t。中国21世纪议程管理中心等发布的《中国碳捕集利用与封存年度报告（2023）》预测，至2060年中国CCUS减排需求将达到23.5 × 10 8 t/a。因此从远期来看，CCUS产业具备大规模发展的潜力。
3.2 成本下降空间较大
随着技术的不断进步、产业链不断完善以及规模化发展，CCUS全过程的成本将逐渐下降，特别是在碳捕集与运输方面更为明显。如低浓度碳源捕集在吸收剂技术改进、工艺优化等因素共同驱动下，低浓度碳源捕集综合能耗已从2010年的3.6 GJ/t以上降至2023年的2.7 GJ/t左右，下降幅度超过25%，而随着少水、两相吸收剂等新型吸收剂的发展，以及超重力解吸等先进解吸技术的应用，2030年低浓度碳源捕集综合能耗将进一步降低至2.0 GJ/t左右 [21]，综合捕集成本将有望由当前的250~350 CNY/t降至180~260 CNY/t。对于CO 2运输，一方面随着地质封存地适宜性与封存潜力的不断明确和对油气田驱油适宜性认识的加深，源汇匹配将更趋合理，运输路径将更加简洁，同时也将为多源同汇等集成化的发展奠定基础；另一方面随着管道运输成为将来运输发展的主流方式，管道运输技术的不断成熟与网络化布局也将促进输送成本降低。预计在管道运输技术成熟、管道运输实现网络化和规模化的条件下，管输成本将有30%~50%的下降空间。
3.3 有利条件突出
油气企业在封存地资源、工程技术及资金等方面的优势，以及EOR实践积累的经验为发展CCUS提供了有利条件。具体而言包括：（1）油气企业熟悉地质情况，在封存地的识别、潜力评估以及（矿权）资源获取等方面优势明显；（2）由于与CCUS技术具有较好同质性，油气勘探开发技术取得的成果与经验对碳封存业务可形成良好的借鉴；（3）可通过利用CO 2驱油或驱气，提高油气采收率，获取额外收益以对冲CCUS项目成本，或利用基础设施和废弃油气藏进行CO 2运输和封存，有效降低初始投资水平；（4）油气企业普遍拥有较好的资金实力，可为支撑CCUS业务培育提供良好的资金保障。
从产业链各环节来看，油气企业在选址、运输和封存环节具有优势，但在捕集和监测环节存在短板。另外，在排放源众多、商业模式复杂和盈利方式不确定等多种因素的影响下，油气企业仍需提升全产业链运作及管控能力。
4国内油气企业CCUS产业发展建议
4.1 分阶段稳步推进打造CCUS完整产业链目标
作为一个待培育的新兴产业，CCUS产业的发展需要产业链各个环节共同发力、相互配合，通过全产业链提效降本并辅以合理的商业模式才能有效推动产业的规模化发展。综合考虑油气企业在CCUS领域的优势和短板，建议以产业链链长为定位，以打造完整的CCUS产业链为目标，进一步提升关键环节工程技术能力和产业链商务运作能力，努力成为CCUS产业化发展的行业主导者和引领者，为国家实现双碳目标提供支持。
同时，要充分认识到CCUS产业发展面临的严峻挑战，合理设定阶段性目标，稳步有序推进产业发展。在“十四五”期间，宜以培育基础能力为核心目标，系统性布局技术研发和典型项目先导示范，大力开展关键技术攻关，培育和发展工程化能力，逐步形成支撑CCUS业务发展的技术能力。在“十五五”期间，宜以初步形成产业能力为核心目标，突出关键核心技术应用和完善，扩大示范工程范围及规模，积极探索适宜的商业化模式，初步具备商业化运行的条件。预期在2030年后规模化打造CCUS产业集群，逐步形成千万吨级以上的CO 2封存规模，为全社会降碳服务。
4.2 做好技术研发顶层设计并重视源汇匹配研究
鉴于油气企业在CCUS领域的优势和短板，促进产业链关键技术的进步、降低能耗和成本是其发展CCUS业务的重要前提。油气企业可在梳理CCUS产业链技术的基础上，进一步明确需自主攻关或协同攻关的关键核心技术方向并有计划地实施，促进整个业务链条能耗和成本的降低。
封存潜力评估、封存场址选择和碳源与封存地的合理匹配是降低CO 2运输成本和技术挑战的关键，也是油气企业规划布局CCUS产业的核心基础。针对源汇匹配，特别是集群式源汇匹配方面，业内已开展了相关研究。初步结果显示，鄂尔多斯盆地、松辽盆地、准格尔盆地和塔里木盆地是我国东北、华北和西北地区的主要目标封存场地 [ 22-23]。东部及沿海的碳源则需考虑离岸封存的可能性 [24]。然而，我国目前针对适宜封存地封存潜力的研究尚未获得系统性的支撑成果，源汇匹配技术及运输管网规划也处在初期研究阶段。鉴于油气企业在地质勘查、管网建设方面的专业优势，建议重视该方面的跟踪研究和前置性的资源配置，为规模化发展CCUS产业、降低CO 2运输成本，以及探索适宜的商业模式奠定“资源端及市场端”基础。
4.3 选择性进入产业链关键环节
CCUS产业涉及的领域和环节较多，各环节的发展进程及业务特点多样，油气企业在各环节的具备的优势也有所不同，因此可在综合考虑捕集、运输、勘察选址和封存监测等环节的市场潜力、盈利水平、竞争能力、行业壁垒、管理能力，以及人才供给等方面因素的基础上，筛选出具备优势和发展潜力的关键环节，并做好统筹部署。同时其他环节做好协同发展相关工作。
4.4 重视产业链运作能力培养
由于没有一般意义上的商品及销售，CCUS产业的盈利模式与传统产业的盈利模式有较大区别。此外，CCUS产业的盈利模式还与各国政府出台的鼓励政策密切相关。每个项目的有效推动都需建立在政策框架基础上，结合碳源方、运输方和封存方等多方的诉求，形成特定的商业模式。而在此过程中，一个能够熟知产业政策和碳市场、掌握核心技术、能够给出全产业链整体解决方案并具统筹能力的链长是至关重要的。因此，除技术、资金和工程等硬实力外，仍要重视产业链运作等软实力的建设，并使其成为推动产业链高质量运行的必备工具和核心竞争力。
5结语与展望
通过上述分析可以看出，2020年以来，在碳约束及补贴政策激励下，全球CCUS产业呈现快速发展态势，但全产业链成本仍处高位，关键技术仍待突破，产业发展尚处在工业示范和产业链建设的初级阶段。油气企业由于其在封存地选择、CO 2驱油与地质封存等方面具备的专业性，在CCUS产业未来发展中具备较好的先发优势和规模化发展的可行性，但也面临技术、成本和政策等方面的制约，需要合理布局，稳步推进。
将来随着双碳“1 + N”政策的逐步落地，我国CCUS产业有望迎来更加广阔的发展空间。结合碳达峰、碳中和的目标要求，国内CCUS产业预计在2030年前后完成产业示范并进入商业化运营，“十四五”及“十五五”期间将是政策逐步落地、产业链逐步完善、商业模式及核心技术不断优化创新的关键时期。建议国内油气企业充分发挥专业优势，做好技术发展的顶层设计，合理规划全流程项目示范，在CCUS源汇匹配、低成本CO 2捕集等关键核心技术方面取得突破，进而降低全产业链投资及运营成本。同时应在商业运作模式创新、内部管控机制优化等方面进行积极探索，稳步引领和推动国家CCUS产业的发展。
DOI：10.12434/j.issn.2097-2547.20240039
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