近两年间，“首个”高频出现在CCUS领域，如“全国首个百万吨级CCUS项目投产”“钢铁行业首个CCUS项目开工”“印染行业首个CCUS项目建成”“首个海上规模化CCS/CCUS集群研究项目启动”。
CCUS是碳捕集、利用与封存（Carbon Capture, Utilization and Storage）的简称，这项技术从工业过程、能源利用或者大气中捕集、提纯二氧化碳，并进行利用与封存。
早在2006年的第276次香山科学会议上，不同行业的专家达成共识：由于经济发展所伴随的温室气体排放量急剧增长，我国面临着履行减排承诺的压力，二氧化碳捕获与封存技术是二氧化碳减排的一种重要选择。
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过去十多年里，应对气候变化一直是全球共同关注的重要议题，CCUS作为一项减排技术从未缺少讨论的热度。但是囿于过高的成本，CCUS技术“叫好不叫座”，始终停留在项目示范阶段，并没有真正走向大规模商业化。
在实现碳中和目标背景下，各方正在重新审视CCUS的发展潜力和角色定位。越来越多的企业开始争相布局CCUS，这项减排技术再度升温。虽然远期前景逐渐明朗，但CCUS真正实现商业化仍然需要时间和耐心，这取决于技术、市场和政策的融合程度。
CCUS再定位
由于“富煤、缺油、少气”的能源禀赋，我国此前发展CCUS的侧重点在二氧化碳利用。
在2006年召开的第276次香山科学会议上，来自不同行业的专家对我国温室气体地质封存和利用进行深入研讨。与会专家的共同认识是，由于经济发展所伴随的温室气体排放量正在急剧增长，我国面临着履行减排承诺的压力，CCS是减少二氧化碳排放的一种重要选择。
同时，也有石油行业的专家提出，在缺少财税政策激励的背景下，通过二氧化碳利用提高采收率是实现CCS产业可持续发展的关键，强调从CCS（碳捕集与封存）转向CCUS（碳捕集、利用与封存）。
2007年，中石油启动“温室气体提高石油采收率的资源化利用及地下埋存”。此后，中石油又相继开展“含二氧化碳天然气藏安全开发与二氧化碳利用技术”与“二氧化碳驱油提高石油采收率与封存关键技术研究”等。
中石油陆续在大庆油田、吉林油田开展二氧化碳驱油实验，在此过程中形成了涵盖捕集、运输、利用与埋存的全产业链技术体系。
2011年，《国家“十二五”科学和技术发展规划》提出“发展二氧化碳捕集利用与封存等技术”。2013年，科技部印发《“十二五”国家碳捕集利用与封存科技发展专项规划》，提出“以资源化利用为核心，瞄准低能耗、低成本、长期安全，全面提升我国CCUS技术水平和核心竞争力”。
科技部社会发展科技司与中国21世纪议程管理中心于2011年发布《中国碳捕集、利用与封存（CCUS）技术发展路线图研究》，2019年CCUS技术发展路线图更新。这两版发展路线图均将CCUS定位于“可实现化石能源大规模低碳利用的战略储备技术”。
中国人民大学应用经济学院副教授周文戟在接受eo采访时表示，CCUS的发展既依赖于自身的技术进步，也和其他低碳技术、能源系统的发展阶段密切相关，这需要在实现碳中和目标的过程中深化对不同技术路线的认识。
周文戟指出，随着可再生能源装机占比逐步提高，电力系统需要增加灵活调节能力，导致系统成本攀升。CCUS技术对现有的煤电机组进行改造，能够保障煤电发挥压舱石的作用，这反而凸显了CCUS的价值，扩展了CCUS的发展空间。
在应对气候变化过程中，CCUS作为实现碳中和目标的一项关键碳减排技术受到广泛关注。CCUS的角色和定位也从侧重资源化利用逐步向碳减排转变。
联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）在报告中对CCUS的减排作用和效果进行了评估。IPCC在2022年4月发布的第六次评估报告（AR6）中强调，CCUS是化石能源实现净零排放的重要技术选择，也是工业部门实现减排的关键技术。
IEA在《可持续发展情景》报告中指出，如果全球到2070年实现能源系统净零排放，CCUS需要贡献15%的碳减排量。
CCUS对于我国实现减排目标也有重要意义。根据《中国二氧化碳捕集封存与利用（CCUS）年度报告（2021）》（以下简称《报告》），从减排需求来看，根据目前技术发展预测，2050年和2060年，需要通过CCUS技术实现的减排量分别为6亿—14亿吨和10亿—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3亿—6亿吨和2亿—3亿吨二氧化碳。
中国已经明确提出要实现碳达峰碳中和目标，考虑到降低减排成本的需要，CCUS仍可以发挥重要作用。
中国科学院院士、北京大学能源研究院院长金之钧在公开论坛中表示，我国实现碳中和路径优化的先决条件是“社会总成本最低”，2060年化石能源占比目标和消费终端电力比例目标需重新考量。北京大学能源研究院的研究表明，2060年中国化石能源占比40%左右，消费终端电力比例60%左右是最可靠安全、经济上最合算的。
在碳达峰碳中和背景下，CCUS拥有了更丰富的应用场景和作用，而不再仅限于化石能源的低碳利用。
中国环境科学学会碳捕集利用与封存专业委员会秘书长张九天在接受eo采访时表示，目前CCUS的定位逐渐清晰，面向2060年实现碳中和，CCUS将在能源体系碳中和、过程性工业深度减排和提供负排放潜力等方面发挥不可替代的重要作用。
科技部中国21世纪议程管理中心社会事业处处长张贤在接受eo采访时表示，CCUS是实现碳中和目标不可或缺的技术选择。
他从四个角度进一步解释对CCUS技术重要性的认识。首先，CCUS是目前实现化石能源净零排放利用的唯一技术选择。根据已有研究的预测，即使到碳中和前期，化石能源仍将在我国能源消费中扮演重要角色，届时CCUS将是实现该部分化石能源清洁利用的重要技术支撑。
其次，CCUS是碳中和目标下保持电力系统灵活性的主要技术手段。火电加装CCUS可以实现近零碳排放，提供稳定清洁电力，平衡可再生能源发电的波动性，在避免季节性或长期性的电力短缺方面发挥惯性支撑和频率控制等重要作用。
再次，CCUS还是钢铁水泥等难以减排行业深度脱碳的可行技术方案。根据国际能源署的预测，钢铁、水泥等行业即使采取工艺改进、效率提升、能源和原料替代等常规减排方案，仍将产生一部分碳排放，只有借助CCUS技术才能实现净零排放。
最后，CCUS与新能源耦合的负排放技术是实现碳中和目标的托底技术保障。研究表明，到2060年，我国仍有部分无法减排的温室气体排放需要通过碳汇和负排放来抵消，应提前储备和部署生物质耦合CCUS技术（BECCS）和直接空气捕集（DAC）等负排放技术。此外，BECCS和DAC等技术能够在减少和移除二氧化碳排放的同时，将捕集的二氧化碳作为工业生产的碳原料，成为未来工业生产中绿色碳元素的重要来源。
降本难题
尽管CCUS技术拥有碳减排潜力，但现阶段，过高的成本是制约CCUS大规模商业化的主要因素。业内普遍认为，CCUS目前仍处于向商业化过渡的阶段，需要通过全流程的示范项目逐渐扩大产业规模，提高技术成熟度，不断降低成本。
张九天表示，实现CCUS大规模商业化应用还有一些挑战，解决思路一是要关注成本问题，成本下降需要在“干中学”，依靠技术进步来实现；二是通过规模化应用提高经济效益，CCUS是规模性技术，只有规模上去了，经济性才会更高；三是需要磨合产业链，CCUS涉及的产业链很长，从捕集、运输、利用到封存，每个环节都需要多方参与；四是通过全流程示范项目的实施，发现政策和技术需求，最终推动政策、技术和市场协同共进。
按照技术流程，CCUS分为捕集、输送、利用与封存四个环节，其中捕集的成本占到总成本的比重为60%左右。
二氧化碳浓度越低，能耗越高，捕集成本也就越高。广东南方碳捕集利用与封存中心秘书长梁希对eo表示，燃煤电厂排放的二氧化碳浓度在10%—20%，钢铁行业在20%—30%，这些都属于中低浓度排放，短期内捕集成本比较高。如果膜分离、过滤吸附技术有突破，未来还是有一定的降本空间。
燃煤电厂通常采用基于化学吸收法的燃烧后捕集技术，目前每吨二氧化碳的捕集成本为300—450元。有研究表明，由于二氧化碳浓度较低，分离能耗高，采用燃烧后捕集技术通常会导致电厂发电效率降低8%—13%。
有煤电行业人士对eo表示，如果电厂要将排放的二氧化碳全部捕集，能耗至少增加三分之一。拥有两台百万机组的电厂，正常开机的情况下，每年电煤消耗量在500万吨左右，二氧化碳排放量超过1200万吨，捕集量过大，成本过高，电厂难以承受。
燃烧后捕集技术与燃烧前捕集技术、富氧燃烧技术均为第一代捕集技术，这些技术相对成熟，但是目前仍存在能耗高、缺少大规模示范经验等问题。第二代捕集技术目前仍处于实验研发阶段，新型膜分离技术、新型吸附技术成熟以后，能耗与成本会比第一代技术降低30%以上。
在输送、利用与封存环节，CCUS产业集群规模越大，越有利于降低整体成本。目前中国已投运的CCUS示范项目整体捕集规模较小，输送方式以罐车运输为主。陆路罐车通常应用于规模在10万吨/年以下的二氧化碳运输，成本0.9—1.4元/吨·公里。
从全球经验来看，随着二氧化碳捕集规模增加，管道运输是二氧化碳大规模运输最经济、最安全的方式。中石油吉林油田CO2-EOR项目采取了管道运输的方式，其管道长度为53公里，运输成本约为0.3元/吨·公里。
前述《报告》提示，随着技术发展，我国CCUS技术成本存在较大的下降空间。到2030年，我国全流程CCUS（运输距离250公里）技术成本为310—770元/吨二氧化碳，到2060年，将进一步降低至140—410元/吨二氧化碳。
二氧化碳利用争议
利用环节是CCUS实现商业化的重要基础，但也是容易引起争议的环节。企业希望通过利用二氧化碳，覆盖CCUS投资成本，但从绝对减排角度来看，二氧化碳利用对直接减排的贡献有限。
在利用环节，CCUS最早应用于油气行业来提高采收率，目前最成熟的技术路线是CO2-EOR（Enhanced Oil Recovery）技术，CO2-EOR以提高采收率为目的，通过将二氧化碳注入油藏，降低原油的黏度，使其体积膨胀，从而更容易采出原油。
早在1972年，世界上首个二氧化碳驱油商业项目就在美国得克萨斯州的Kelly-Snyder油田投产。2006年，中石油也开始在吉林油田、大庆油田进行二氧化碳驱油与埋存现场试验，以提高低渗透油田的开发效益。
CO2-EOR技术能够为油气企业带来直接的经济效益。中石油的研究表明，CO2-EOR能够将采收率提高8%—20%，是实现油气增储上产的有效手段。中国石油勘探开发工程院原总工程师胡永乐曾在公开论坛中表示，中石油总动用储量的半数是低渗透油田，水驱采收率约18%—25%，注气可在此基础上提高采收率10%以上。
所以，在过去的数十年间，油气企业始终是CCUS技术最积极的投资者，CO2-EOR也因此成为目前发展最为成熟的CCUS技术路线。
截至2021年，中国共有11个在运二氧化碳地质利用与封存项目，总捕集能力为182.1万吨/年，其中CO2-EOR利用规模为154万吨/年。全球碳捕集与封存研究院的统计数据显示，2021年，美国在运的CO2-EOR大规模工业碳捕集项目达到11个，年捕集能力超过1200万吨。
但是CO2-EOR技术应用的最终目的是提高采收率，封存二氧化碳只是附加作用，在油气开采过程中，有40%—50%的二氧化碳会再次释放到空气中。也有观点认为，CO2-EOR技术将二氧化碳注入地层，是为了开采出更多的石油和天然气，而使用化石燃料将继续产生二氧化碳，这种技术并没有实现碳减排。
西北大学地质学系教授、二氧化碳捕集与封存技术国家地方联合工程研究中心执行主任马劲风对eo表示，过去讲二氧化碳利用实际就是驱油，但驱油存在两个问题：一是二氧化碳从注入井注入，一部分又会从生产井和原油一起释放出来；二是开采出来的油气最后燃烧释放出二氧化碳，增加了减排难度。但是驱油是有收益的，能够覆盖捕集、运输等环节的成本。
尽管有油气企业尝试对二氧化碳进行回注，但是回注成本较高，且对地质条件有要求，如果没有外部约束，油气企业缺乏回注二氧化碳的动力。
除了驱油，国内也在探索其他的二氧化碳利用方式。浙能兰溪电厂二氧化碳捕集与矿化利用示范项目就计划将捕集的二氧化碳应用于加气砖的矿化养护和食品级干冰的制造。
2023年投运的上海电力长兴电厂示范项目是国内首个将二氧化碳直供造船与港机企业用于气体保护焊的CCUS全流程项目。
行业内曾对二氧化碳利用存在不同认识。有观点认为，二氧化碳制成相关产品以后，使用过程中二氧化碳又会释放出来，导致二氧化碳与大气的隔离周期太短。此外，二氧化碳是相对稳定的气体，在利用过程中需要将化学键打开，所以利用技术都有额外的能耗，这也导致现阶段二氧化碳利用技术的成本普遍较高。
二氧化碳利用能够为企业带来经济效益，这是CCUS走向大规模商业化应用的重要支撑。
张贤认为，二氧化碳利用技术具有客观的替代效应，如果不使用二氧化碳，继续使用化石能源反而会排放更多的二氧化碳。例如，用二氧化碳合成1吨甲醇可消耗利用约1.37吨二氧化碳，还能通过以可再生能源替代煤炭再减少约4吨二氧化碳排放，是逐步替代煤炭使用，同时实现二氧化碳减排的有效解决方案。
从利用到封存
除了寻求多种利用途径，也有企业瞄准绝对减排方向，尝试二氧化碳封存技术路线。二氧化碳封存能够产生绝对减排量，只是在目前政策背景下，封存是一项纯投入的技术，企业无法从封存中获得直接经济收益。
在中国南海珠江口盆地，中海油正在建设恩平15-1油田二氧化碳回注封存项目，这是全国第一个海上百万吨级二氧化碳回注封存示范工程。
中海石油（中国）有限公司深圳分公司南海东部石油研究院油藏总师谢明英对eo表示，恩平15-1油田是整个开发项目的中心油田，主力层为气顶油藏，二氧化碳的含量超过95%，常规开发会释放大量含二氧化碳的伴生气。随着碳达峰、碳中和目标的提出，企业决定调整已有开发方案，增加二氧化碳捕集、回注流程和工艺，对伴生出的二氧化碳进行回注。
“珠三角碳源比较丰富，一些碳排放企业有较大的封存需求，他们非常希望我们能够提供二氧化碳封存的场地，恩平15-1项目主要是起到一个示范先导作用。”谢明英表示。
恩平15-1油田二氧化碳回注封存项目是在中心平台外扩甲板，安装回注设施，当原油和伴生气开采出来以后，通过分离器将油、气、水分离，二氧化碳经过脱水、压缩后注入咸水层。该项目每年可以封存30万吨二氧化碳，总封存容量为146万吨。
从绝对量减排的角度来看，二氧化碳封存技术发挥的作用更加突出。目前研究与应用最早的是地质封存，主要有废弃油气田储层、咸水层和不可开采的煤层。
中国科学院武汉岩土力学研究所研究员李小春曾对我国二氧化碳封存容量进行评估，结果表明，废弃油气田储层的封存总量为78亿吨，咸水层封存量为1435亿吨，不可开采的煤层封存量为120亿吨。
马劲风解释，咸水实际上就是盐水，地下有很多古老的湖、河、海，理论上只要地下有咸水层的地方都可以进行二氧化碳封存，但是这和找油田一样，也要找到合适的地方，才有好的减排效益。不少地方可以开展地质封存，但封存效率太低，封存的成本和减排的效益就不高。
地质封存容量受到地质条件的约束，对于东部沿海省份，陆上封存空间有限。
广东南方碳捕集与封存产业中心CCUS项目总监夏菖佑对eo表示，广东陆上有一些封存地点，比如佛山的三水盆地，大约有几千万吨的封存能力，雷州半岛有很多玄武岩，可以和二氧化碳反应形成碳酸钙来固碳。但整体来看，广东的封存潜力主要集中在珠江口盆地、北部湾盆地等海域。海上封存成本要比陆上封存高2—3倍，未来可以通过技术创新和扩大规模来降低与分摊成本。
自然资源部中国地质调查局对我国海域封存潜力进行了评估，结果显示，我国海域二氧化碳地质封存的潜力达到2.58万亿吨。
走向商业化
过去两年间，有多个CCUS示范项目开工建设，包括包钢（集团）公司200万吨/年CCUS示范项目、国家能源集团江苏泰州电厂50万吨/年碳捕集示范工程、广汇能源300万吨/年CCUS一体化项目首期工程，华能陇东能源基地依托正宁电厂建设的150万吨/年碳捕集项目也开始进行勘察设计工作。
这些示范项目的捕集规模远超以往，同时投资主体更加多元化，既有国有发电集团、钢铁企业，也有民营能源企业、初创公司，越来越多的市场主体开始加码CCUS技术。
夏菖佑认为，不同的企业做CCUS的动机也不一样。国有企业更多出于社会责任感，哪怕项目经济性不足也必须推进低碳技术创新；也有企业是出于应对未来巨大减排压力的考虑，提前进行CCUS减碳技术研发和储备；还有资本看好CCUS发展前景，提前进行布局。
中国矿业大学教授陆诗建曾参与国内多个CCUS示范项目的建设工作，他对eo表示，对于碳排放企业，碳捕集与利用装置早晚都要上，只是时间问题。企业做CCUS示范项目，可以提前掌握相关技术，未来可能成为新的盈利点。
整体来看，国内已投运的CCUS示范项目通常以单体项目为主，捕集规模普遍较小，尚未形成产业化集群。而本轮CCUS发展更加注重产业集群建设，这将有利于降低CCUS全流程成本。
2022年6月，广东省发展改革委、中国海油、壳牌集团和埃克森美孚共同签署了大亚湾区工业园二氧化碳捕集、利用及封存集群研究项目谅解备忘录，这是全国首个海上规模化（300万—1000万吨）CCS/CCUS集群研究项目。
陆诗建认为，CCUS产业集群是一种新的运营模式，具有很大的优势。产业集群包括上游的捕集、中游的运输和下游的利用，需要做到源汇相匹配，并在探索减排的同时实现效益最大化。
相比单个企业开展CCUS全流程示范项目，集群化能够显著降低成本。2022年9月发布的《广东省二氧化碳捕集利用运输与封存规划研究报告》提出建设4个CCUS工业集群，根据经济性分析，相比各个集群内各企业分别开展全流程项目的平均成本，集群化可以使各集群的成本降低23%—31%。
尽管产业集群化可以降低CCUS的技术成本，但CCSU商业化的路径依然不明晰。
夏菖佑表示，当前已有部分CCUS技术达到相对成熟的水平，但是推广应用的主要难点在于商业模式不畅通。尽管每减排一吨二氧化碳就能对全球减缓气候变化做出贡献，却没有明确的传导机制规定谁来承担减排费用，最终减排成本只能由企业自行承担。
业内呼吁，将CCUS纳入全国自愿减排机制，以提升项目的经济性。2023年3月，中国环境科学学会CCUS专委会在北京召开了《碳捕集利用与封存（CCUS）项目减排量核算方法学》工作推进会。
张九天介绍，制定CCUS减排量核算方法学是一项基础工作，本身也相对复杂。在捕集环节有电厂、钢铁厂、水泥厂等不同的排放源，同时，利用和封存的技术路线也较多，会形成多种不同的全流程项目技术组合，需要科学、高效的方法学体系来核算CCUS项目减排量。
“把技术、市场和政策看作三个圆圈，圆圈的交集越大，CCUS技术的商业化可能性就越大。”张贤认为，CCUS技术研发亟待加强、大规模全链条的技术体系尚待形成，对技术锁定风险要给予高度关注；CCUS减排成本高，驱动力不足，缺乏有效的市场机制和商业模式；CCUS技术发展相关政策针对性不强，约束乏力、激励不够，多元、多维、双向支撑政策框架有待建立。未来需在技术、市场和政策三个方面协同发力，才能有效推动CCUS大规模应用。
张贤表示：“随着碳达峰碳中和目标的提出，二氧化碳利用技术的应用场景发生了根本改变。国家层面应加强对二氧化碳利用科技的战略布局，抓紧部署该领域的前沿、颠覆性技术，加强技术储备。”
（图片来源：veer图库）