引言
在上一期中我们提到，碳捕集与利用（CCUS）技术是我国实现2060年碳中和目标的重要路径之一，也是人类实现联合国1.5度气候变化控制目标的核心支撑。随着近年来气候变化议题在国际上得到的关注，以及世界各大主要经济体碳中和目标的出台，各类新型CCUS技术路线以及实验装置如雨后春笋般涌现，从矿化、生物利用到化工利用，不一而足。
CCUS技术在我国的落地情况
为了更好地说明我国各类CCUS技术实际的应用情况，在本节的分析中，笔者仅计入目前已经有规模化处理能力，即500吨/年处理能力以上的CCUS装置。截至2021年年底，我国具有规模化碳捕集、封存、利用能力的设施清单请见表一。
我国已经落地的CCUS技术项目遍布19个省份，捕集源的行业分布主要集中在燃煤电厂和水泥厂，而在利用端还是以石油强化开采领域为主。目前，在我国约300万吨/年总处理能力的CCUS项目中，涉及电厂和水泥厂的纯捕集示范项目总体CO2捕集规模达85.65万吨/年，CO2地质利用与封存项目规模达182.1万吨/年，其中强化石油开采的CO2利用规模约为154万吨/年。
这一现状不难理解。
首先是捕集源集中于燃煤电厂和水泥厂这一点，作为已经纳入碳交易体系的燃煤电厂，和未来即将被纳入碳交易体系的水泥厂，其对CCUS技术的探索和试验很有可能会在短期内为他们带来碳指标方面的可观收益，因而燃煤电厂和水泥厂有意愿对万吨级的CCUS试验装置进行投资，成为了我国CCUS试点的先行者。
而在下游利用的技术路线方面，强化石油开采（EOR）技术毕竟是当下唯一已经能实现稳定经济收益的CCUS技术路线。根据有关研究资料显示，EOR技术带来的收益在原油油价在每桶60美元以上时就可以抵消其成本，而国际油价自从在2021年年初突破60美元一桶后就一路走高，EOR的经济性进一步提升。
在单体项目规模方面，商业化速度较快的EOR设施已经开始迈向10万吨级以上的年处理能力，但大多数其他种类的利用技术仍然停留在千吨级中试阶段，如化工利用以及矿化技术，而其他技术仍然停留在实验室验证阶段或是小试阶段。
总体而言，以EOR为代表的第一代CCUS装置已经正式开始商业化运行。国家能源集团鄂尔多斯CCS示范项目已成功开展了10万吨/年规模的碳捕集全流程示范。中石油吉林油田强化石油开采（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。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）。
EOR作为率先实现商用价值的CCUS技术路线，已经成功地使CCUS从实验室走向了工厂的十万吨甚至是百万吨级应用，同时在十几个大型EOR装置中，率先探索并验证了CCUS中的二氧化碳捕集工艺包在工业级生产中的实现形式。
表一、国内CCUS项目情况（不完全统计）
我国CCUS各技术环节进展
在碳捕集技术方面，CO2捕集技术成熟程度差异较大，目前燃烧后物理吸收法已经处于商业应用阶段，并已经在前述的部分装置中实现；燃烧前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。
燃烧前捕集系统相对复杂，整体煤气化联合循环(IGCC)技术是其中比较具有代表性的系统之一，此技术路线的试验装置主要有华能天津IGCC项目以及连云港清洁能源动力系统研究设施。除此之外，富氧燃烧技术是业界认为最具潜力的燃煤电厂大规模碳捕集技术之一，其产生的CO2浓度较高(约90%~95%)，更易于捕获。富氧燃烧技术发展迅速，可用于新建燃煤电厂和部分改造后的火电厂。
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)发展已经渐趋成熟，但主要瓶颈为成本和能耗偏高；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，5-10年内将会开始应用于中试装置，最晚在2035年前后有望大规模推广应用。
输送技术方面，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 © 2016-2024 清新资本 沪ICP备2021004758号-1