随着《联合国气候变化框架公约》和碳中和目标的提出，CCUS作为减碳固碳技术，已成为多个国家碳中和行动计划的重要组成部分。近年来，油气行业积极推进CCUS业务，将之作为抵消碳排放、中和碳足迹的重要措施。油气巨头启动的大型CCUS项目，正在成为市场增长重要的加速器。然而，CCUS技术发展仍面临技术成本高、商业模式欠缺等问题，距离大规模商业化应用仍有较长的路要走。
一、CCUS技术发展概况
碳捕集与封存（CCS）技术在不改变能源结构的前提下，实现碳的有效封存，是世界公认的最有前景的碳减排技术之一。碳捕集、利用与封存（CCUS）是CCS新的发展，该技术把生产过程中排放的二氧化碳提纯，然后投入新的生产过程中，从而实现碳的循环再利用。CCUS技术体系涵盖二氧化碳捕集技术、运输技术、利用技术以及地质封存技术。随着技术推陈出新，这一技术体系正在逐步完善和丰富。目前，我国CCUS技术的理论攻关与现场试验均取得了重要成果和重大进展，工程技术基本实现全流程配套，加速推进CCUS全产业链发展。
二氧化碳捕集技术正在由第一代向第二代过渡，第三代技术也开始崭露头角。第一代捕集技术是指现阶段已完成工程示范并投入商业运行的技术，如传统的燃烧后化学吸收技术、燃烧前物理吸收技术等。第二代捕集技术是指能够在2025年进行商业部署的捕集技术，如基于新型吸收剂的化学吸收技术、化学吸附技术等。第三代捕集技术又称变革性技术，是指能够在2035年开始投入商业运行的技术，如化学链燃烧技术等。
二氧化碳管道运输技术具有较高的安全输送、设计施工、特殊措施难度，但相比低温储罐公路运输，二氧化碳管道运输在运输规模、成本和社会效益方面具有明显优势，是实现陆上大规模、长距离、低成本运输的首选。目前我国已有少量短距离、小规模、低压力二氧化碳输送管道。今年7月，我国首条百万吨输送规模、百公里输送距离、百公斤输送压力的高压常温密相二氧化碳输送管道工程——“齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”二氧化碳输送管道正式投运，标志着我国首次实现液体二氧化碳长距离密相管输。
二氧化碳利用技术正在由较早的二氧化碳地质利用实现能源资源增采，如二氧化碳强化石油开采、强化煤层气开采等，向二氧化碳化工利用和生物利用拓展，逐步实现高附加值化学品合成、生物产品转化等绿色碳源利用方式。在油气行业CCUS技术的主要应用仍是二氧化碳提高采收率。
二氧化碳封存技术按照地质封存体的不同，可分为陆上咸水层封存、海上咸水层封存、枯竭油气田封存等。近年来，我国开始探索离岸封存的可行性。今年6月，距离广东深圳西南约200公里的恩平15-1原油钻采平台上，高碳原油生产井、生产处理系统、二氧化碳压缩机等设备依次启动，将油田开发伴生的二氧化碳捕获、分离，加压至气液混合的超临界状态后，通过二氧化碳回注井，回注至距平台3公里、海床之下800多米的咸水层中，实现长期稳定封存。这是我国海上二氧化碳封存领域从无到有的重要突破，为未来我国沿海地区二氧化碳大规模封存提供了借鉴。
二、油气行业CCUS技术应用现状
（一）油气行业是CCUS技术发展的重要推动力量
与煤电、钢铁等行业相比，油气行业具有发展CCUS业务的天然优势。传统油气巨头具备开发高度复杂大型工业设施的丰富经验，同时可以承担巨大的投资额，掌握精进的技术，拥有强大的资源优势，从而在建造和运营碳捕捉与封存设施方面处于有利地位，有能力实施这样体量较大的系统工程。此外，CCUS技术涵盖的一些技术，与油服巨头的优势相吻合，油服公司在钻井、建井和油藏方面积累的专业知识正是捕集和封存二氧化碳的关键部分。因此，CCUS业务对于油服公司来说，也是难得的市场和机会。
油田应用实践显示，通过二氧化碳驱油手段，可将捕集的二氧化碳有效利用起来，提高油田采收率10%至20%。当前，油气行业高度重视CCUS技术，力图通过CCUS技术实现石油增产和碳减排的双赢。油气行业气候倡议组织（OGCI）将CCUS技术作为其重点行动方向之一。
（二）油气巨头加快规划实施大型CCUS工程项目
从国际来看，在欧美，几大油气巨头的转型技术路径无一不涉及CCUS技术。作为向低碳化迈进的重要举措，石油巨头壳牌宣布计划从2024年到2025年每年投资高达10亿美元用于氢能和CCS技术。雪佛龙计划未来8年投入100亿美元用于可再生燃料、氢能和CCUS等业务，目标是2030年将可再生燃料总产能提升至10万桶油当量/日，将可再生天然气和生物柴油产量分别提升至120万立方米/日和5万桶/日。埃克森美孚则计划将2027年的低碳预算提升至公司总投资水平的25%，并计划将2030年可再生燃料总产能提升至20万桶油当量/日。
在中东，沙特阿美等国家石油公司也在推进CCUS等技术，捕集的二氧化碳部分用于提高采收率，部分用于生产蓝氢。目前沙特、阿联酋和卡塔尔的碳捕集能力超过400万吨/年，约占全球碳捕集总量的10%，其中沙特阿美碳捕集能力为80万吨/年，并计划建设世界上最大的碳捕集与利用项目；阿布扎比国家石油公司计划将其CCUS产能扩大6倍，2030年碳捕集能力达到500万吨/年；卡塔尔国家石油公司碳捕集能力为210万吨/年，计划2025年将CCS项目产能提高到500万吨/年，一旦北方气田扩建完成，CCS项目产能将提高到750万吨/年。
从国内来看，我国二氧化碳地质封存的潜力巨大，近一两年间，国有油气企业加快推进CCUS技术应用专项工程建设。中国石油CCUS项目多点开花，在吉林、长庆、新疆等油田加大实施力度，注气能力明显提升，二氧化碳年注入量突破100万吨，产油30万吨。“十四五”期间，中国石油将加快推进CCUS规模化工业应用专项工程建设，力争2025年CCUS年注入二氧化碳达到500万吨，产油量达到150万吨。
中国石化于2022年8月投产的齐鲁石化-胜利油田CCUS项目是我国目前最大的CCUS全产业链示范基地、国内首个百万吨级CCUS项目，标志着我国CCUS产业开始进入商业化运营。今年7月，中国石化与壳牌、宝钢股份、巴斯夫在北京签署华东CCS四方合作项目联合研究协议。联合研究期间，四方将从技术、商业及政策方面共同评估在华东地区建设中国首个开放式千万吨级CCS集群项目的可行性，为华东地区长江沿线工业企业提供灵活有效的二氧化碳减排方案，为国内大规模CCS项目提供案例。
中国海油投用了国内海上首个二氧化碳封存量超百万吨级——恩平15-1二氧化碳回注封存示范工程，并推动大亚湾区海上规模化CCS集群研究项目、渤中19-6气田/渤中25-1油田沙三段项目海上CCUS示范工程研究，规划一南一北2个CCUS/CCS示范中心。今年1月，中国海油联合广东省发展改革委、壳牌和埃克森美孚共同签署《在中国大亚湾地区开发和运营碳捕集、利用与封存（CCS/CCUS）项目联合研究协议》，旨在合力打造中国乃至全球CCS/CCUS产业发展的样板工程，协议的签署标志着我国首个海上千万吨级CCS/CCUS集群示范项目的联合研究工作正式启动。
三、几点思考
（一）油气行业减碳需要紧迫，CCUS是其未来主要发展方向之一
化石能源的生命周期中必然产生碳排放，要真正实现净零排放这一目标需要借助有效的碳移除手段。CCUS技术在不改变能源结构的前提下，实现碳的有效封存和利用，是世界公认的最有前景的碳减排技术之一。国际能源署预测，到2050年，捕集的二氧化碳大部分与化石燃料的使用有关。此外，对于油气行业来说，实施二氧化碳驱油技术可提高低渗透油田采收率，更具经济性。国内低渗透石油资源占总资源量的一半以上。多数低渗透油田基本没有自然产能，需要通过压裂改造等技术手段才能实现工业性开发。鉴于二氧化碳驱油技术在开发低渗透油藏方面的优势，应用二氧化碳驱油技术开发边际油藏将是国内石油行业的主要发展方向之一。
（二）CCUS技术尚未完全成熟，亟需加快技术研发和迭代升级
以二氧化碳捕集技术为例，直接空气捕获是实现负碳排放必须的技术手段，目前技术尚不成熟。同时，CCUS项目成本高昂，导致CCUS与其他减排技术相比竞争优势不明显，技术推广应用受到制约。据油气行业专家测算，如果油区附近以中低浓度排放源为主，且规模相对较小，则二氧化碳来源成本相对较高，一般在200～300元/吨。为了更好地应用这一促进化石能源低碳高效开发的新兴技术，需加快技术研发和迭代升级，保证成本较低的新一代碳捕集技术能够在窗口期广泛部署应用，发挥减排效益。
（三）CCUS商业模式欠缺，有待配套政策机制进一步完善
与国际上拥有丰富CCUS应用经验的国家和地区相比，我国CCUS项目经济性难以实现，大规模商业化应用面临挑战。国际经验表明，政府通过金融补贴、专项财税、强制性约束、碳定价机制等手段支持CCUS，能提高企业积极性，推动技术商业化。因此可参考国际经验，探索制定面向碳中和目标的CCUS税收优惠和补贴激励等支持政策，同时加快完善CCUS行业规范、制度法规框架体系以及技术规范，推动CCUS项目获得碳减排量，提升项目经济性，推动CCUS项目规模化效益化发展。同时，国家可出台相应监管措施，明确CCUS项目开发过程中的权、责、利划分，提高企业长期运营的积极性。
