二氧化碳规模化封存典型技术路线解析与产业前景展望

单彤文 张超 秦锋 程昊 张丹

（1.中国海洋石油集团有限公司 北京 100010；2.中海石油气电集团有限责任公司 北京 100028）

全球碳排放最主要的碳排放源分别为能源发电与供热、交通运输业、制造业与建筑业，能源发电与供热占比最高为43%。2021年全球与能源相关的CO2排放量约363亿t，比2020年增加6%［1］。如何减少碳排放以减缓人类活动对地球气候变化的影响成为全球面临的重大问题，因此提高清洁能源发电在电力装机及发电结构中的比例，大规模开发太阳能、风能等可再生能源电力，成为各个国家实现碳中和的主要手段。

在实现碳中和的进程中，如何客观认识化石能源与新能源之间的关系，厘清各种碳减排技术对碳中和的作用以及实现碳中和的兜底路径，是社会各界急需解决的问题。本文重点剖析了碳中和整体进程中可能出现的能源安全、区域发展不一致、能源活动参与主体利益不一致等问题，分析实现碳中和的各种技术手段，提出了规模化碳封存关键问题的解决思路，深入分析分布式与集中式CO2液化及海上封存方案的技术路线及经济性。本文研究结果对未来化石能源碳中和路径选择具有重要的参考意义。

1 碳中和目标实现所面临的困难与矛盾

1.1 化石能源退出与能源安全保障之间的矛盾

新能源将逐渐发展成为主体电源，但以新能源为主体的供电系统，由于其日波动和季节波动性非常显著，因而对电力系统的调节能力提出了全新要求。当变动性可再生能源发电量占比在5%以下时，波动性的问题基本可以通过电网调度的方法解决；当可再生电力占比超过5%后，进入新阶段的电力系统将需要更多的备用容量及灵活性电源以解决系统中新能源电力波动性问题［2］。

在碳中和背景下，各大能源公司纷纷制定转型路径及行动计划，其共同特征是增加新能源投资，控制或降低化石能源领域的投入强度。然而以化石能源为燃料的传统发电形式，既能配合可再生能源的发展变为灵活性电源，同时也可起到消纳可再生能源及支撑电网的作用，因此在未来能源结构中仍将占据一定比例，其退出能源结构主体地位也必然是一个长期的过程。在新能源供应不足的情况下，化石能源退出能源舞台中央的预期，将会极大地影响社会对化石能源行业的投资信心，投资规模的缩小会直接影响化石能源的供应不足，导致能源价格大幅上升，对社会生产及生活产生巨大的负面影响。

因此，碳中和过程中化石能源有序退出与价格无形手之间的矛盾需要慎重处理，不能盲目过早、过快地抑制化石能源的发展。

1.2 区域发展阶段不一致的矛盾

CO2排放不分国界，但由于不同国发展阶段与水平不同，碳中和实现的步调也将不一致，因此在量体裁衣制定符合自身发展阶段的政策时，就可能就会发生不同国家诉求不一的利益冲突。

截至2020年底，全球已经有54个国家实现碳达峰，这些国家的碳排放量占2020年全球总碳排放量的约40%［3］。目前，全球已有超过120个国家和地区提出了碳中和目标：大部分国家和地区组织（如美国、欧盟、英国、加拿大、日本、新西兰、南非等）计划于2050年实现碳中和；一些国家计划实现碳中和的时间稍早，如乌拉圭为2030年，芬兰为2035年，冰岛和奥地利为2040年，瑞典为2045年［3］；而苏里南和不丹已分别于2014年和2018年实现碳中和并进入负碳排时代；中国宣布争取在2060年前实现碳中和目标。对比从碳达峰到碳中和目标实现的时间，欧盟、美国和日本等发达国家和地区组织分别为71、43和37年，而中国仅为30年。

可以看出，不同国家和地区组织基于自身发展阶段、能源消费总量及结构、产业针对性较强的能源政策、全球贸易体系中角色等具体情况，提出了各自的碳中和时间点，而这些具体情况的差异也将给全球同步实施碳中和相关政策带来困难。

1.3 能源活动参与主体利益不一致的矛盾

能源活动的参与主体主要由能源的生产者、消费者及政府组成，碳中和目标的实现需要这3类主体相互协调与配合。但不同主体间利益与目标不一致的矛盾，也在一定程度上影响着碳中和目标实现的节奏与进程。

1）能源生产者的目标是降低生产成本、追求供能效率效益的最大化。能源生产环节低碳化的要求，必然带来额外的技术投入及生产成本，在没有其他约束的情况下，能源生产者主动增加额外投入实现减碳的意愿不强；而碳约束过强带来的生产成本过高的问题，使能源生产积极性下降，从而导致能源供需结构性失衡，引发能源供应危机或价格剧烈变化。

2）能源消费者的目标是选择用能成本最低的能源产品。社会个体使用电力时，不会关注所用电是燃煤发电、燃气发电还是可再生能源发电，使用体验也不会因为消费了不同碳排放强度的电力而有任何差别。此外，由于很难对社会个体用能及碳排放进行准确监测与核算，因此对其开展碳排放约束也存在客观困难。

3）在能源活动中，政府通过法律、法规、行政命令、税收政策及市场调节等强制性手段，对能源生产者或消费者的行为进行约束和引导，既要达到促使能源生产者和能源消费者主动采取低碳措施的目的，同时又要保证能源市场供应及价格的稳定。因此在碳中和进程中，政府起到了化解不同主体间矛盾的重要作用。

参与能源活动的3类主体，只有通过付出长期和持续性的努力、不断的技术创新及探索，才能最终实现碳中和目标。

2 中国实现碳中和的技术图谱分析

2.1 实现碳中和手段分析

2.1.1 调整能源结构

电力生产是碳排放的主要来源，实现电力生产端的低碳化、零碳化是减少碳排放的有效手段，因此需大力发展可再生能源，构建以可再生能源为主体的新型电力系统。2030年中国发电总装机有望达到40亿k W，风电、光伏装机占比有可能达到40%；2060年中国发电总装机约60亿～80亿k W，风电、光伏装机容量有可能超过60%，发电量超过50%，成为电网中的主体电源［4］。

除了电力生产外，工业、交通、建筑是3类主要的其他碳排放来源，电力生产端的低碳化、零碳化，为这3类行业的减碳提供了基础。能源消费端低碳化、零碳化的实现主要通过以下途径：①使用零碳能源发电、制氢；②工业、交通、建筑领域使用电力、氢能代替化石能源；③结合地热能、地源热泵、水源热泵、空气源热泵等技术提高能源使用效率。

2.1.2 推广节能技术

在碳达峰期间（2020—2030年），电力行业的能源使用效率将大幅提升，一方面是由于传统的火电企业在差别电价等环保政策规制下，开始通过技术改进获得了市场竞争力（包括余热资源的充分利用），另一方面是由于清洁能源发电的规模效应逐步体现，能耗强度随之降低。

在碳中和期间（2030—2050年），冶金和交通运输行业的技术改革效应开始凸显，如电炉炼钢工艺规模提升和富氧高炉的技术完善，充电桩等基础设施的完善加速了新能源汽车的推广使用等。此外，化工和建材行业的绿色节能技术改革对“双碳”目标的贡献作用也将显现。

2.1.3 调整产业结构

在低碳化的政策和市场驱动下，预计高耗能行业将迎来产业结构调整，碳成本得走高将最终压缩整个高耗能产业链在国民经济中的产值占比。高能耗制造业（如冶金、建材、化工、石化、造纸业等）、交通运输业（如航空）和公用事业（电力）的生产规模将受到压缩，其产业链上游的采掘业和下游的建筑业产值也将受到较大冲击。因而这些支撑国家整体经济结构的高耗能产业环节，也必须通过节能提效等方式降低碳排放，产业链整体将趋于低碳化。

2.1.4 建立协调机制，建设全球碳市场

除了能源体系自身的节能降碳外，建立碳排放权交易体系是控制CO2排放的一种外部市场调节手段。欧盟碳排放交易体系（EU-ETS）从2005年正式运营起，其碳配额市场一直占据全球碳市场的主导地位。欧盟排放交易体系覆盖了欧盟CO2总排放的50%和所有温室气体排放的40%，覆盖对象包括超过11 000个发电站和厂房。

截至2021年1月31日，全球共有24个运行中的碳市场，但这些碳市场之间均相互独立，市场规则及价格存在较大差异，碳排放权无法实现跨国间的转让。第26届联合国气候变化大会达成的协议使全球碳市场初露曙光，认为通过建立合适的协调机制，可将全球各分散的碳市场有效链接，以实现多国互认互通、一定条件和范围内流通的全球碳市场。从长期来看，探索如何进行各地区碳市场的链接，是在全球范围内促进低成本减排，以应对气候变化的重要方向。

2.1.5 利用负碳技术

据测算，中国2060年排放CO2约25亿～30亿t，海洋、生态建设、陆地及生态吸收可以中和大部分CO2，但依然剩余约5亿t CO2需要通过固碳技术才能够达到碳中和［5］。

2.2 实现碳中和路径推演

经济增长始终是中国发展的首要目标。碳中和作为一个长期目标，其实现必须在符合经济发展的前提下找到最优路径：①以1.5～2℃温升目标为导向［6］，全面统筹社会、经济、环境等发展；②同时以解决当前主要矛盾问题为导向，综合利用实现碳中和目标各种技术和经济手段，进行统筹规划、路径设计和部署实施。

1）在2020—2030年碳达峰期间，中国GDP年均增长率预计约为5%，经济增长导致的碳排增加预计为50.3亿t［7-8］。中国在减排动能方面：①加速推进电炉钢、装配式建筑、新能源汽车等行业的绿色技改，预计可实现18.7亿t减排量；②新能源革命初露端倪，能源结构的优化预计可实现15.5亿t减排量；③产业结构的低碳化是实现碳达峰的第3大减排动能，预计可实现11.7亿t减排量。

2）在2030—2050年碳中和期间，中国GDP年均增长率预计将低于4%，放缓的经济增长率使碳排增量也相对较低（62.4亿t）［8］。中国在减排动能方面：①节能技术将成为碳中和的核心驱动力，预计可实现78.2亿t减排量，说明随着中国经济发展水平的进一步提升，能源使用效率将出现质的提升；②能源结构则将经历一场彻底的新能源革命，煤炭占比将大幅降低，清洁能源发电占据主导地位，新能源革命将助力中国碳中和，预计可实现50.1亿t减排量；③随着技术水平的提升，负碳技术开始发力，预计可助力中国实现12.1亿t的负碳排，为碳中和再添助力。

2.3 碳封存是碳中和实现的兜底路径

不论CCUS还是DAC，其产业链的终端无非是利用或封存。利用还是封存，其路线选择上在学术界还存在一定的争议，但碳利用的规模取决于下游端需求，在技术发展和经济性存在较大不确定性、发展规模受限的前提下，碳利用的过程中仍将产生一定的CO2，要真正实现净零排放，碳封存才是最终的兜底路径。所谓兜底，即意味着前序手段要能用尽用、应用尽用，同时按照碳减排机制的设计初衷，兜底路径也意味着成本相对较高且实现难度更大。

3 规模化碳封存关键问题及解决思路

3.1 碳封存产业基本现状

到2050年，化石能源仍将占中国能源消费比例的10%以上，钢铁、水泥等高耗能行业在采取节能减排方案后，仍会有34%碳排放量无法处理，负碳技术是实现净零排放的唯一技术选择。CO2捕集、利用与封存（carbon capture，utilization and sequestration，CCUS）和直接空气碳捕集（direct air capture，DAC）作为两项重要的负碳技术，是实现碳中和的重要技术路径。

目前，中国CCUS项目集中在捕集实践阶段，成本较高，距离大规模利用还有较大的差距，其中一些工程化的关键技术，如捕集过程高效吸附技术开发、CO2管道的防腐材料选用、咸水层封存的物理化学机理，以及封存后的泄漏监测等技术问题，需要通过一定的专项研究和示范项目进行研究和验证，这些技术发展至足以支撑大规模CCUS项目的投运则仍需5～10年的时间。DAC技术的成熟度更低，目前成本为400～600美元／t，其产业化、规模化需要更长的时间。

美国于2020年新增了12个CCUS商业项目，投入运营的CCUS项目增至38个，占比接近50%，CO2捕集量超过3 000万t［9］。美国CCUS项目种类多样，包括水泥制造、燃煤发电、燃气发电、垃圾发电、化学工业等，目前约一半左右的CCUS项目已不再采用传统的提高采收率（enhanced oil recovery，EOR）利用方式。美国CCUS项目的快速发展主要得益于政府的税收和补贴政策，如2020年美国能源部用于扶持CCUS项目的资金达2.7亿美元。

欧洲CCUS项目主要通过欧盟碳市场和EOR来实现碳减排价值。2020年，欧洲有13个商业CCUS项目正在运行，主要集中于北海周围，其中英国7个，挪威4个，爱尔兰和荷兰各1个。另外，欧盟还有约11个项目计划在2030年前投入运营。但由于制度、成本及公众接受度等各方面原因，目前欧洲的CCUS项目推进缓慢［9］。

中国已投运或建设中的CCUS示范项目约为40个，捕集能力300万t／a。CO2捕集源集中在煤化工、化肥生产、电力和水泥生产等行业；运输方式以管输为主，地质封存以咸水层封存为主；CO2利用涉及EOR、提高煤层气采收率（enhanced coal-bed methane，ECBM）、铀矿浸出增采（enhanced uranium leaching，EUL）等地质利用、矿化利用、合成可降解聚合物等化工利用以及微藻固定等生物利用方式，缺乏大规模的多种技术组合的全流程工业化示范［10］。

CO2用于驱油是解决CCUS经济性的有效手段，但是CO2-EOR实际应用中也面临以下挑战：①注CO2过程中易发生串流现象，严重影响波及效率，降低驱油效果；②CO2和水生成碳酸，在高压下对设备的腐蚀性更大，海洋平台寿命一般为20年，因而海上油田的防腐比陆上油田更为重要［11］；③CO2-EOR在原油驱采过程中，一部分CO2会随着开采的原油回到大气中，因而未来巨量CO2仍需地质封存来解决。

3.2 中国碳封存走规模化是必由之路

目前，中国的CCUS还处于初步示范阶段，单个示范项目平均捕集／封存能力不足10万t／a。CCUS项目资本需求大，投资周期长，技术链条长，收益政策依赖性强，因此国内建设了为数不少规模低于1万t／a的CCUS项目。尽管单位CO2捕集／封存成本高，但是在当前碳捕集和地质封存不产生收益的条件下，降低项目整体投资和后期运营成本，避免产生碳排放的项目因实施CCUS而陷入沉重的经济负担，才能在保护环境的同时实现可持续发展。如果希望通过规模化效应降低CCUS的单位成本，配置合适的CO2运输途径及规模巨大的封存点十分必要。

未来，CO2的规模化封存将涉及气态管道输送、液化及液态运输、陆上／海上封存，其产业链业态与天然气存在极为相似，参照天然气规模与成本间的关系，规模化碳封存项目需达到每年百万吨以上，才具备较好的经济性及广泛应用的可行性。

4 中国规模化碳封存典型技术路线案例解析

4.1 规模化碳封存的基本条件

地质封存是大规模CO2封存的主要方式之一。CO2地质封存是指将CO2通过工程技术手段直接注入地质构造中（深度约800～3 500 m），在岩石物理束缚、溶解和矿化等作用下，CO2最终被封存于地质体中［12］。适合CO2地质封存的场址主要包括废弃油气藏、深咸水层和深部不可开采煤层。

目前，澳大利亚、欧盟、美国、加拿大等已制定了规范CO2的捕集和封存的行为专门法案，对CO2封存的安全性和环境监测提出了要求。存入地下的CO2气体存在一定的泄漏可能行，这是因为一方面CO2具有较强的穿透性，另外地质构造也存在着不可预见的裂隙或隐伏断裂。泄露一旦发生在陆上地质封存工程中，CO2进入地下水补给层，不仅会影响土壤生物，而且将造成地下饮用水质量的明显下降，因此必须加强对地质封存环境的风险评估。利用海上废弃油气藏或深咸水层进行CO2封存，将有效降低污染浅层地下水等环境风险。因此虽然CO2海上封存难度大、费用高，但海上封存依然是未来规模化碳封存可行且具有优势的方式。

4.2 规模化封存的潜力

为了充分利用地质资源，降低封存成本，需要做好源汇匹配，即考虑排放源和封存场地的地理位置关系和环境适宜性。

1）从排放源看，2018年中国燃煤发电、水泥、钢铁及化工等行业约有1 800个重要CO2排放源，年排放量约65亿t，主要分布在中东部地区。从封存潜力来看，中国东南部沿海经济发达、人口密集区域内的CO2排放源无法在其250 km范围内找到适宜的陆地封存场地。而中国近海适宜进行封存的盆地坳面积均在1万km2以上，最大超过20万km2，800～2 500 m封存容量总计可达11 529亿t，封存潜力巨大［12］。因此，海上CO2封存将是中国东南沿海实现就近碳封存的重要途径。

2）源汇匹配需要解决CO2管道运输和液态船运输2种方案的问题。①管道运输方案是采用陆上压缩机将CO2加压至15～30 MPa达到超临界状态，再通过海底CO2管道运输至封存井口注入。该方案的优点是主要设备、设施在陆上，井口平台不需要额外增压，海上工程量较小；缺点是海底CO2管线的调整能力不足，即当源和汇位置或规模变化时的管道运输方案不够灵活。②液态船运输方案采用陆上低温液化CO2，将液态CO2陆运到港口后装至运输船，通过船运至封存点加压注入海上封存点。该方案的优点是封存规模和运输路线灵活，能适应源汇位置和规模的变化，缺点是工程量比管道运输方案复杂，短距离运输成本较高。从源汇匹配的角度看，一般250 km是不需要CO2中继压缩站的最长管道距离，建设成本比较低，因此当CO2源与海上封存点距离小于250 km时可考虑采用CO2管道输送；超过250 km时可考虑CO2液化后通过船运至海上进行封存的方式。

4.3 陆上液化及海上封存案例设想

以中国海油位于粤港澳大湾区合计排放量约400万t／a的3个燃气电厂开展CO2捕集、输送及海上封存项目为例，分析海上封存产业链的技术可行性和经济性，采用液态船运输方案，针对CO2排放源排放规模和集中程度的不同，分别设想了分布式及集中式2种封存模式。

4.3.1 分布式二氧化碳液化封存

分布式CO2液化及海上封存，主要针对单体规模较小、区域分布较为分散的碳排放源，采用分布式CO2捕集及液化方式，液化后的CO2存储在罐式集装箱中并通过公路运输至港口或码头，然后通过集装箱运输船将CO2罐箱运送至海上封存点进行封存。分布式CO2液化及海上封存产业模式示意如图1所示。

图1 分布式CO2液化及海上封存产业模式Fig.1 Industry model of distributed CO2 liquefaction and offshore sequestration

经初步测算，分布式CO2液化及海上封存产业链各环节主要技术参数及成本如下。

1）捕集：采用化学吸收法捕集燃气电厂烟气中的CO2，捕集后CO2产品气浓度达到98%以上，温度约为40℃，压力0.02～0.04 MPa。投资70亿元，成本306元／t。技术进步及产业化后成本可降至230元／t。

2）液化：对CO2产品进行低温带压液化，液化后CO2存储参数的温度及压力参数为-28℃、1.5 MPa；3座液化厂总投资7.5亿元，平均成本114元／t。技术进步及产业化后成本可降至103元／t。

3）储运：租用5 000个载运量约20 t的罐箱，陆上运输装车橇投资0.1亿元，合计陆上运输成本173元／t；罐箱海上运输成本约为500元／t；该环节总成本为673元／t。技术进步及产业化后可下降至573元／t。

4）封存：近期以枯竭气藏为主，后期咸水层作为补充。新建大型海上平台用于罐箱堆放和井工程改造，总投资23.1亿元，成本107元／t。技术进步及产业化后成本可降至96元／t。

4.3.2 集中式二氧化碳液化封存

集中式CO2液化及海上封存产业模式主要针对单体规模较大、区域分布较为集中的碳排放源，CO2捕集后通过气体管道输送至集中式CO2液化工厂，液化后的CO2经过码头建设的输送臂装入液体CO2运输船，通过液体CO2运输船运输至海上封存点进行封存，集中式CO2液化及海上封存产业模式如图2所示。

图2 集中式CO2液化及海上封存产业模式Fig.2 Industry model of centralized CO2 liquefaction and offshore sequestration

经初步测算，集中式CO2液化及海上封存产业链各环节主要技术参数及成本如下。

1）捕集：集中式与分布式不存在差异，工艺方案和成本相同。

2）管输：将各排放源产生的CO2通过管道集中输送到液化厂，采用超临界状态输送，出口压力8.0 MPa。投资33.6亿元，平均成本110元／t。技术进步及产业化后成本可降至80元／t。

3）液化：与分布式工艺方案上相似，规模上不同，采用低温带压液化，液化后-23℃、2 MPa。投资3.5亿元，成本26元／t。技术进步及产业化后成本可降至24元／t。

4）储运：液化厂内建设5.7万m3液态CO2储罐、5万t级码头，租用5.7万m3半冷半压式液态CO2运输船，井口附近建设单点系泊装置5.7万m3液态海上浮舱。投资9.5亿元，成本88元／t。技术进步及产业化后成本可降至70元／t。

5）封存：封存层系与分布式方案相同，不同的是集中式方案采用运输船运输而非罐箱，与分布式方案相比减少了用于罐箱堆放的平台费用，仅需要进行井工程、海上平台改造、建保温海管联络线，总投资12.1亿元，成本78元／t。技术进步及产业化后成本可降至70元／t。

4.3.3 多种方式协同案例设想

根据产业发展情况及具体需求，集中式与分布式封存产业链各环节技术方案也可进行优化组合，发展混合式CO2液化及海上封存技术方案，例如在已初步建立集中式产业链的区域，对于新进入的规模较小的CO2排放源（10万t以下），可采用“前分布-后集中”的混合模式，即分布式捕集液化+集中式存运及封存，将捕集的CO2就地液化后通过槽车运输至沿海集中存储点，注入CO2运输船后再运输至海上封存点封存。这种混合模式可以使规模较小且较为分散的CO2排放源全链条封存成本更低。

5 中国规模化碳封存产业前景展望

5.1 陆上规模化碳封存经济性分析

中国已投运或建设中的CCUS示范项目约40个，规模较小且多以捕集驱油示范为主，封存成本相对较高。但随着规模化封存应用和技术进步，CCUS捕集、运输、封存、利用这4个主要环节的成本都将逐步降低（表1）：预计至2030年，CO2捕集成本为90～390元／t，2060年为20～130元／t；CO2管道运输是未来大规模示范项目的主要输送方式，预计2030和2060年管道运输成本分别为0.7和0.4元／（t·km）；2030年CO2封存成本为40～50元／t，2060年封存成本为20～25元／t［10，12］。

表1 2020—2060年CCUS成本估计Table 1 Cost estimation of CCUS from 2020 to 2060

按照最低处理成本计算，目前中国碳封存项目的平均处理成本大约为500～600元／t，远高于中国碳排放权40～50元／t交易价格水平。预计2025—2030年，部分地区将具备初步规模化CCUS的应用条件；2050年，规模化CCUS技术将得到广泛应用，并在全国范围内建立多个规模化CCUS中心。

5.2 海上规模化碳封存经济性分析

根据以上对分布式CO2液化及海上封存、集中式CO2液化及海上封存的全链条投资及运行成本的分析，分布式CO2液化及海上封存产业链总投资约102亿元，单位运行成本1200元／t；集中式CO2液化及海上封存产业链总投资130亿元，单位运行成本约600元／t。考虑到技术进步带来的设备投资下降、工艺流程优化、能耗降低及产业规模化后的降本效益等因素，预计今后分布式可降至约1 000元／t，集中式产业链单位运行成本可降至约475元／t，混合式产业链成本在二者之间。

在当前的技术条件下，分布式CO2液化及海上封存产业模式、集中式CO2液化及海上封存产业模式以及混合模式的产业链投资均较大、运行成本较高，与目前国内碳配额价格相比仍存在较大差距，但今后随着技术进步及国内碳配额逐步收紧，产业链成本与碳配额价格将相向而行，国内碳配额价格有望向欧盟碳市场看齐（2021年12月初欧盟碳价接近90欧元／t，约合640元人民币／t），而产业链各环节成本则会逐步下降，经济性得以显现，或可能实现规模化及产业化。

5.3 海、陆规模化碳封存经济性比较

无论是陆上还是海上的规模化碳封存，在当前的技术条件和国内碳价水平下，经济性都不理想，产业化进程或者产业化规模都受到很大的制约。相较而言，CO2液化后进行海上封存虽然目前成本略高，但不管从中国碳封存潜力区与高碳排放源集中区的源汇匹配上看，还是从地质封存的持久性和安全性来看，CO2液化后进行海上封存要优于陆上碳封存。今后随着技术的不断进步和优化，二者的成本差距也会同步下降，差距进一步减小。CO2作为一种“负”资源，商务链条的谈判与安排应与具体项目的可行性研究同步进行，价格公式的构成（如是否要与碳价挂钩等问题）等全新课题，应尽早着手开展研究。

6 结论与建议

1）解决能源相关碳排放问题是实现中国碳中和的关键。2010年以来，中国CO2排放总量呈递增趋势，2020年CO2排放总量为107.7亿t，其中与能源相关碳排放为100.3亿t，2021年CO2排放总量约120亿t，碳达峰之前中国碳排放增量主要来自于能源消费。可见要实现碳中和的目标，必须从减少能源相关碳排放入手。

2）碳封存是中国实现碳中和的兜底路径。中国碳减排主要包括3种途径：一是以风、光、氢、核等清洁能源替代化石能源；二是植树造林等生态固碳方法；三是CCUS。清洁能源短期很难完全取代传统化石燃料，且即使有清洁能源替代等方法，制造业或其他产业完全实现零碳排放是很困难的，清洁能源生产本身也会产生碳排放，如年产1 GWh的锂电池，碳排量为7万t／a；而生态固碳路径受到土地等条件的制约也存在上限；2060年，仍有5亿t CO2需要通过碳捕捉、碳利用和碳封存等固碳技术实现减排。碳利用的规模取决于下游端的需求，在技术发展和经济性上存在较大的不确定性，发展规模受限，而中国地质封存潜力约为1.21万亿～4.13万亿t，规模化碳封存可作为中国实现碳中和的兜底路径。

3）规模化是未来中国碳封存技术和产业发展的必由之路。中国的碳封存尚处于初步示范阶段，单个项目规模较小、经济性不强。受限于规模和成本，目前项目捕集的CO2多用于提高油气采收率，缺乏大规模的多种技术组合的全流程工业化示范。一般250 km是不需要CO2中继压缩站的最长管道距离，建设成本比较低；超过250 km陆上管道输送成本较高，可考虑通过CO2液化后运至海上进行封存的方式。

4）规模化碳封存的商业化仍有待技术经济性的进一步成熟。技术上需解决CO2高效吸附、CO2管道防腐材料、封存物化机理和泄漏监测等问题。在当前技术条件下，根据工艺路线的不同国内碳封存项目的平均处理成本约500～1200元／t，与当前国内碳价水平相去甚远。未来随着碳捕集、碳封存、碳利用技术的优化，国内碳市场的进一步成熟并于国际碳市场的协同接轨，加之其他碳减排手段达到极限进一步推高碳市场价格，规模化碳封存的成本与碳价将呈现相向而行的趋势，规模化碳封存的经济性将逐步显现，未来可形成成熟产业并实现商业化运行。

5）摸排全国碳封存潜力，开展源汇匹配研究。根据研究，碳封存项目将在2025—2030年具备初步规模化发展的条件。作为有志于参与能源行业碳减排的参与者，应从“十四五”期间提前布局、积极开展区域内陆上及海上碳封存潜力评价，进一步做好源汇匹配和可行性研究，为建设规模化CCUS中心，开展规模化、全流程CCUS示范工程项目奠定基础。

6）提前规划布局，促进产业规模化发展。中国已具备规模化碳封存的技术和工程能力，成本低、经济可行性高的技术路线将是未来资本追逐的热点，而全国碳市场建立和交易机制的进一步完善，将从经济性上助推规模化碳封存技术和产业的健康发展。当前，应积极规划布局CCUS基础设施建设，开展大规模示范及产业化集群的建设，超前部署低成本、低能耗的CCUS技术示范，推进CCUS技术的不断进步，突破大规模、全流程工程示范的瓶颈，尽早实现规模化发展。