报告的发布，对于研究中国碳达峰碳中和目标下CCUS的战略定位和发展路径起到重要作用，更有助于推动我国碳达峰、碳中和的实现。

二氧化碳（CO2） 捕集利用与封存(CCUS) ：指将CO2 从工业过程、能源利用或大气中分离出来，直接加以利用或注入地层以实现CO2 永久减排的过程。CCUS 在二氧化碳捕集与封存(CCS) 的基础上增加了“利用(Utilization)”。

▲CCUS技术及主要类型示意图

报告指出从实现碳中和目标的减排需求来看，依照现在的技术发展预测，2050年和 2060 年，需要通过 CCUS 技术实现的减排量分别为 6 ～ 14 亿吨和10 ～ 18 亿吨二氧化碳。其中，2060 年生物质能碳捕集与封存（BECCS）和直接空气碳捕集与封存（DACCS）分别需要实现减排 3 ～ 6 亿吨和 2 ～ 3 亿吨二氧化碳。从我国源汇匹配的情况看，CCUS 技术可提供的减排潜力，基本可以满足实现碳中和目标的需求（6~21 亿吨二氧化碳）。

报告显示目前，我国 CCUS 技术整体处于工业示范阶段，但现有示范项目规模较小。CCUS 的技术成本是影响其大规模应用的重要因素，随着技术的发展，我国 CCUS 技术成本未来有较大下降空间。预期到 2030 年，我国全流程CCUS（按 250 公里运输计）技术成本为 310~770 元 / 吨二氧化碳，到 2060 年，将逐步降至 140~410 元 / 吨二氧化碳。

中国CCUS 示范项目

中国已投运或建设中的 CCUS 示范项目约为 40 个，捕集能力 300 万吨 /年。多以石油、煤化工、电力行业小规模的捕集驱油示范为主，缺乏大规模的多种技术组合的全流程工业化示范。2019 年以来，主要进展如下 ：

捕集 ：国家能源集团国华锦界电厂新建 15 万吨 / 年燃烧后 CO2 捕集项目 ；中海油丽水 36-1 气田开展 CO2 分离、液化及制取干冰项目，捕集规模5 万吨 / 年，产能 25 万吨 / 年。

地质利用与封存 ：国华锦界电厂拟将捕集的 CO2 进行咸水层封存，部分 CO2-EOR 项目规模扩大。

化工、生物利用：20 万吨 / 年微藻固定煤化工烟气 CO2 生物利用项目；1 万吨 / 年 CO2 养护混凝土矿化利用项目 ；3000 吨 / 年碳化法钢渣化工利用项目。

中国已具备大规模 CCUS 的工程能力

中国已具备大规模捕集利用与封存 CO2 的工程能力，正在积极筹备全流程 CCUS 产业集群。

国家能源集团鄂尔多斯 CCS 示范项目已成功开展了 10万吨 / 年规模的 CCS 全流程示范。中石油吉林油田 EOR 项目是全球正在运行的 21 个大型 CCUS 项目中唯一一个中国项目，也是亚洲最大的 EOR 项目，累计已注入 CO2 超过 200 万吨。国家能源集团国华锦界电厂 15 万吨 / 年燃烧后 CO2 捕集与封存全流程示范项目已于 2019 年开始建设，建成后将成为中国最大的燃煤电厂 CCUS 示范项目。2021 年 7 月，中石化正式启动建设我国首个百万吨级 CCUS 项目（齐鲁石化 - 胜利油田 CCUS 项目）。

中国的 CCUS 各技术环节均取得了显著进展，部分技术已经具备商业化应用潜力。

捕集技术 ：CO2 捕集技术成熟程度差异较大，目前燃烧前物理吸收法已经处于商业应用阶段，燃烧后化学吸附法尚处于中试阶段，其它大部分捕集技术处于工业示范阶段。燃烧后捕集技术是目前最成熟的捕集技术，可用于大部分火电厂的脱碳改造，国华锦界电厂开展的15 万吨碳捕集与封存示范项目正在建设，是目前中国规模最大的燃煤电厂燃烧后碳捕集与封存全流程示范项目。

当前第一代碳捕集技术 ( 燃烧后捕集技术、燃烧前捕集技术、富氧燃烧技术 ) 发展渐趋成熟，主要瓶颈为成本和能耗偏高、缺乏广泛的大规模示范工程经验 ；而第二代技术 ( 如新型膜分离技术、新型吸收技术、新型吸附技术、增压富氧燃烧技术等 ) 仍处于实验室研发或小试阶段，技术成熟后其能耗和成本会比成熟的第一代技术降低 30%以上，2035 年前后有望大规模推广应用。

输送技术：在现有 CO2 输送技术中，罐车运输和船舶运输技术已达到商业应用阶段，主要应用于规模 10 万吨 / 年以下的 CO2 输送。中国已有的 CCUS 示范项目规模较小，大多采用罐车输送。华东油气田和丽水气田的部分 CO2 通过船舶运输。管道输送尚处于中试阶段，吉林油田和齐鲁石化采用路上管道输送 CO2。海底管道运输的成本比陆上管道高 40%~70%，目前海底管道输送 CO2 的技术缺乏经验，在国内尚处于研究阶段。

利用与封存技术：在 CO2 地质利用及封存技术中，CO2 地浸采铀技术已经达到商业应用阶段，EOR 已处于工业示范阶段，EWR已完成先导性试验研究，ECBM 已完成中试阶段研究，矿化利用已经处于工业试验阶段，CO2 强化天然气、强化页岩气开采技术尚处于基础研究阶段。

2021 年 7 月，中石化正式启动建设我国首个百万吨级CCUS 项目（齐鲁石化 - 胜利油田CCUS 项目），有望建成为国内最大 CCUS 全产业链示范基地。

中国 CCUS 成本评估

在石化和化工行业中，CCUS运行成本主要来自捕集和压缩环节，更高的 CO2 产生浓度通常意味着更低的 CO2 捕集和压缩成本，因此，提高 CO2 产生浓度是降低CCUS 运行总成本有效方式。

2025—2060 年 CCUS 各环节技术成本

采用 CCS 和 CCU 工艺后，煤气化成本分别增加 10% 和 38%，但当碳税高于 15 美元 / 吨 CO2 时，采用 CCS 和 CCU 的煤气化工艺在生产成本上更具有优势。在延长石油 CCUS 综合项目中，其 CO2 来自于煤制气中的预燃烧过程 ( 即煤制气中合成气的生产过程)。因此，具有较高的纯度和浓度，相较于其他 CO2 捕获和运输项目，延长石油 CCUS 综合项目的捕集和运行成本下降了约 26.4%，仅为 26.5 美元/ 吨 CO2，其中，捕集成本为 17.52美元 / 吨 CO2，运输成本为 9.03 美 元 / 吨 CO2。

建议

为促进中国 CCUS 技术发展，更好支撑碳达峰碳中和目标实现，建议：

（1）明确面向碳中和目标的 CCUS 技术发展路径。充分考虑碳中和目标下的产业格局和重点排放行业排放路径，全面系统评估中国 2021 ~ 2060 年 CCUS 技术的减排需求和潜力。

（2）完善 CCUS 政策支持与标准规范体系。推动 CCUS 商业化步伐，将 CCUS 纳入产业和技术发展目录，完善优化法律法规框架，制定科学合理的建设、运营、监管、终止等标准体系。

（3）规划布局 CCUS 基础设施建设。加大二氧化碳捕集、输送与封存各环节的基础设施投资力度与建设规模，提高技术设施管理水平，建立相关基础设施合作共享机制，推动 CCUS 技术与不同碳排放领域和行业的耦合集成。

（4）有序开展大规模 CCUS 示范与产业化集群建设。提高 CCUS 全链条技术单元之间的兼容与集成优化，加快突破大规模 CCUS 全流程示范的相关技术瓶颈，促进 CCUS 产业集群建设。