單彤文 張超 秦鋒 程昊 張丹

（1.中國海洋石油集團(tuán)有限公司 北京 100010；2.中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)任公司 北京 100028）

全球碳排放最主要的碳排放源分別為能源發(fā)電與供熱、交通運輸業(yè)、制造業(yè)與建筑業(yè)，能源發(fā)電與供熱占比最高為43%。2021年全球與能源相關(guān)的CO2排放量約363億t，比2020年增加6%［1］。如何減少碳排放以減緩人類活動對地球氣候變化的影響成為全球面臨的重大問題，因此提高清潔能源發(fā)電在電力裝機及發(fā)電結(jié)構(gòu)中的比例，大規(guī)模開發(fā)太陽能、風(fēng)能等可再生能源電力，成為各個國家實現(xiàn)碳中和的主要手段。

在實現(xiàn)碳中和的進(jìn)程中，如何客觀認(rèn)識化石能源與新能源之間的關(guān)系，厘清各種碳減排技術(shù)對碳中和的作用以及實現(xiàn)碳中和的兜底路徑，是社會各界急需解決的問題。本文重點剖析了碳中和整體進(jìn)程中可能出現(xiàn)的能源安全、區(qū)域發(fā)展不一致、能源活動參與主體利益不一致等問題，分析實現(xiàn)碳中和的各種技術(shù)手段，提出了規(guī)?；挤獯骊P(guān)鍵問題的解決思路，深入分析分布式與集中式CO2液化及海上封存方案的技術(shù)路線及經(jīng)濟性。本文研究結(jié)果對未來化石能源碳中和路徑選擇具有重要的參考意義。

1 碳中和目標(biāo)實現(xiàn)所面臨的困難與矛盾

1.1 化石能源退出與能源安全保障之間的矛盾

新能源將逐漸發(fā)展成為主體電源，但以新能源為主體的供電系統(tǒng)，由于其日波動和季節(jié)波動性非常顯著，因而對電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力提出了全新要求。當(dāng)變動性可再生能源發(fā)電量占比在5%以下時，波動性的問題基本可以通過電網(wǎng)調(diào)度的方法解決；當(dāng)可再生電力占比超過5%后，進(jìn)入新階段的電力系統(tǒng)將需要更多的備用容量及靈活性電源以解決系統(tǒng)中新能源電力波動性問題［2］。

在碳中和背景下，各大能源公司紛紛制定轉(zhuǎn)型路徑及行動計劃，其共同特征是增加新能源投資，控制或降低化石能源領(lǐng)域的投入強度。然而以化石能源為燃料的傳統(tǒng)發(fā)電形式，既能配合可再生能源的發(fā)展變?yōu)殪`活性電源，同時也可起到消納可再生能源及支撐電網(wǎng)的作用，因此在未來能源結(jié)構(gòu)中仍將占據(jù)一定比例，其退出能源結(jié)構(gòu)主體地位也必然是一個長期的過程。在新能源供應(yīng)不足的情況下，化石能源退出能源舞臺中央的預(yù)期，將會極大地影響社會對化石能源行業(yè)的投資信心，投資規(guī)模的縮小會直接影響化石能源的供應(yīng)不足，導(dǎo)致能源價格大幅上升，對社會生產(chǎn)及生活產(chǎn)生巨大的負(fù)面影響。

因此，碳中和過程中化石能源有序退出與價格無形手之間的矛盾需要慎重處理，不能盲目過早、過快地抑制化石能源的發(fā)展。

1.2 區(qū)域發(fā)展階段不一致的矛盾

CO2排放不分國界，但由于不同國發(fā)展階段與水平不同，碳中和實現(xiàn)的步調(diào)也將不一致，因此在量體裁衣制定符合自身發(fā)展階段的政策時，就可能就會發(fā)生不同國家訴求不一的利益沖突。

截至2020年底，全球已經(jīng)有54個國家實現(xiàn)碳達(dá)峰，這些國家的碳排放量占2020年全球總碳排放量的約40%［3］。目前，全球已有超過120個國家和地區(qū)提出了碳中和目標(biāo)：大部分國家和地區(qū)組織（如美國、歐盟、英國、加拿大、日本、新西蘭、南非等）計劃于2050年實現(xiàn)碳中和；一些國家計劃實現(xiàn)碳中和的時間稍早，如烏拉圭為2030年，芬蘭為2035年，冰島和奧地利為2040年，瑞典為2045年［3］；而蘇里南和不丹已分別于2014年和2018年實現(xiàn)碳中和并進(jìn)入負(fù)碳排時代；中國宣布爭取在2060年前實現(xiàn)碳中和目標(biāo)。對比從碳達(dá)峰到碳中和目標(biāo)實現(xiàn)的時間，歐盟、美國和日本等發(fā)達(dá)國家和地區(qū)組織分別為71、43和37年，而中國僅為30年。

可以看出，不同國家和地區(qū)組織基于自身發(fā)展階段、能源消費總量及結(jié)構(gòu)、產(chǎn)業(yè)針對性較強的能源政策、全球貿(mào)易體系中角色等具體情況，提出了各自的碳中和時間點，而這些具體情況的差異也將給全球同步實施碳中和相關(guān)政策帶來困難。

1.3 能源活動參與主體利益不一致的矛盾

能源活動的參與主體主要由能源的生產(chǎn)者、消費者及政府組成，碳中和目標(biāo)的實現(xiàn)需要這3類主體相互協(xié)調(diào)與配合。但不同主體間利益與目標(biāo)不一致的矛盾，也在一定程度上影響著碳中和目標(biāo)實現(xiàn)的節(jié)奏與進(jìn)程。

1）能源生產(chǎn)者的目標(biāo)是降低生產(chǎn)成本、追求供能效率效益的最大化。能源生產(chǎn)環(huán)節(jié)低碳化的要求，必然帶來額外的技術(shù)投入及生產(chǎn)成本，在沒有其他約束的情況下，能源生產(chǎn)者主動增加額外投入實現(xiàn)減碳的意愿不強；而碳約束過強帶來的生產(chǎn)成本過高的問題，使能源生產(chǎn)積極性下降，從而導(dǎo)致能源供需結(jié)構(gòu)性失衡，引發(fā)能源供應(yīng)危機或價格劇烈變化。

2）能源消費者的目標(biāo)是選擇用能成本最低的能源產(chǎn)品。社會個體使用電力時，不會關(guān)注所用電是燃煤發(fā)電、燃?xì)獍l(fā)電還是可再生能源發(fā)電，使用體驗也不會因為消費了不同碳排放強度的電力而有任何差別。此外，由于很難對社會個體用能及碳排放進(jìn)行準(zhǔn)確監(jiān)測與核算，因此對其開展碳排放約束也存在客觀困難。

3）在能源活動中，政府通過法律、法規(guī)、行政命令、稅收政策及市場調(diào)節(jié)等強制性手段，對能源生產(chǎn)者或消費者的行為進(jìn)行約束和引導(dǎo)，既要達(dá)到促使能源生產(chǎn)者和能源消費者主動采取低碳措施的目的，同時又要保證能源市場供應(yīng)及價格的穩(wěn)定。因此在碳中和進(jìn)程中，政府起到了化解不同主體間矛盾的重要作用。

參與能源活動的3類主體，只有通過付出長期和持續(xù)性的努力、不斷的技術(shù)創(chuàng)新及探索，才能最終實現(xiàn)碳中和目標(biāo)。

2 中國實現(xiàn)碳中和的技術(shù)圖譜分析

2.1 實現(xiàn)碳中和手段分析

2.1.1 調(diào)整能源結(jié)構(gòu)

電力生產(chǎn)是碳排放的主要來源，實現(xiàn)電力生產(chǎn)端的低碳化、零碳化是減少碳排放的有效手段，因此需大力發(fā)展可再生能源，構(gòu)建以可再生能源為主體的新型電力系統(tǒng)。2030年中國發(fā)電總裝機有望達(dá)到40億k W，風(fēng)電、光伏裝機占比有可能達(dá)到40%；2060年中國發(fā)電總裝機約60億～80億k W，風(fēng)電、光伏裝機容量有可能超過60%，發(fā)電量超過50%，成為電網(wǎng)中的主體電源［4］。

除了電力生產(chǎn)外，工業(yè)、交通、建筑是3類主要的其他碳排放來源，電力生產(chǎn)端的低碳化、零碳化，為這3類行業(yè)的減碳提供了基礎(chǔ)。能源消費端低碳化、零碳化的實現(xiàn)主要通過以下途徑：①使用零碳能源發(fā)電、制氫；②工業(yè)、交通、建筑領(lǐng)域使用電力、氫能代替化石能源；③結(jié)合地?zé)崮堋⒌卦礋岜?、水源熱泵、空氣源熱泵等技術(shù)提高能源使用效率。

2.1.2 推廣節(jié)能技術(shù)

在碳達(dá)峰期間（2020—2030年），電力行業(yè)的能源使用效率將大幅提升，一方面是由于傳統(tǒng)的火電企業(yè)在差別電價等環(huán)保政策規(guī)制下，開始通過技術(shù)改進(jìn)獲得了市場競爭力（包括余熱資源的充分利用），另一方面是由于清潔能源發(fā)電的規(guī)模效應(yīng)逐步體現(xiàn)，能耗強度隨之降低。

在碳中和期間（2030—2050年），冶金和交通運輸行業(yè)的技術(shù)改革效應(yīng)開始凸顯，如電爐煉鋼工藝規(guī)模提升和富氧高爐的技術(shù)完善，充電樁等基礎(chǔ)設(shè)施的完善加速了新能源汽車的推廣使用等。此外，化工和建材行業(yè)的綠色節(jié)能技術(shù)改革對“雙碳”目標(biāo)的貢獻(xiàn)作用也將顯現(xiàn)。

2.1.3 調(diào)整產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)

在低碳化的政策和市場驅(qū)動下，預(yù)計高耗能行業(yè)將迎來產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整，碳成本得走高將最終壓縮整個高耗能產(chǎn)業(yè)鏈在國民經(jīng)濟中的產(chǎn)值占比。高能耗制造業(yè)（如冶金、建材、化工、石化、造紙業(yè)等）、交通運輸業(yè)（如航空）和公用事業(yè)（電力）的生產(chǎn)規(guī)模將受到壓縮，其產(chǎn)業(yè)鏈上游的采掘業(yè)和下游的建筑業(yè)產(chǎn)值也將受到較大沖擊。因而這些支撐國家整體經(jīng)濟結(jié)構(gòu)的高耗能產(chǎn)業(yè)環(huán)節(jié)，也必須通過節(jié)能提效等方式降低碳排放，產(chǎn)業(yè)鏈整體將趨于低碳化。

2.1.4 建立協(xié)調(diào)機制，建設(shè)全球碳市場

除了能源體系自身的節(jié)能降碳外，建立碳排放權(quán)交易體系是控制CO2排放的一種外部市場調(diào)節(jié)手段。歐盟碳排放交易體系（EU-ETS）從2005年正式運營起，其碳配額市場一直占據(jù)全球碳市場的主導(dǎo)地位。歐盟排放交易體系覆蓋了歐盟CO2總排放的50%和所有溫室氣體排放的40%，覆蓋對象包括超過11 000個發(fā)電站和廠房。

截至2021年1月31日，全球共有24個運行中的碳市場，但這些碳市場之間均相互獨立，市場規(guī)則及價格存在較大差異，碳排放權(quán)無法實現(xiàn)跨國間的轉(zhuǎn)讓。第26屆聯(lián)合國氣候變化大會達(dá)成的協(xié)議使全球碳市場初露曙光，認(rèn)為通過建立合適的協(xié)調(diào)機制，可將全球各分散的碳市場有效鏈接，以實現(xiàn)多國互認(rèn)互通、一定條件和范圍內(nèi)流通的全球碳市場。從長期來看，探索如何進(jìn)行各地區(qū)碳市場的鏈接，是在全球范圍內(nèi)促進(jìn)低成本減排，以應(yīng)對氣候變化的重要方向。

2.1.5 利用負(fù)碳技術(shù)

據(jù)測算，中國2060年排放CO2約25億～30億t，海洋、生態(tài)建設(shè)、陸地及生態(tài)吸收可以中和大部分CO2，但依然剩余約5億t CO2需要通過固碳技術(shù)才能夠達(dá)到碳中和［5］。

2.2 實現(xiàn)碳中和路徑推演

經(jīng)濟增長始終是中國發(fā)展的首要目標(biāo)。碳中和作為一個長期目標(biāo)，其實現(xiàn)必須在符合經(jīng)濟發(fā)展的前提下找到最優(yōu)路徑：①以1.5～2℃溫升目標(biāo)為導(dǎo)向［6］，全面統(tǒng)籌社會、經(jīng)濟、環(huán)境等發(fā)展；②同時以解決當(dāng)前主要矛盾問題為導(dǎo)向，綜合利用實現(xiàn)碳中和目標(biāo)各種技術(shù)和經(jīng)濟手段，進(jìn)行統(tǒng)籌規(guī)劃、路徑設(shè)計和部署實施。

1）在2020—2030年碳達(dá)峰期間，中國GDP年均增長率預(yù)計約為5%，經(jīng)濟增長導(dǎo)致的碳排增加預(yù)計為50.3億t［7-8］。中國在減排動能方面：①加速推進(jìn)電爐鋼、裝配式建筑、新能源汽車等行業(yè)的綠色技改，預(yù)計可實現(xiàn)18.7億t減排量；②新能源革命初露端倪，能源結(jié)構(gòu)的優(yōu)化預(yù)計可實現(xiàn)15.5億t減排量；③產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的低碳化是實現(xiàn)碳達(dá)峰的第3大減排動能，預(yù)計可實現(xiàn)11.7億t減排量。

2）在2030—2050年碳中和期間，中國GDP年均增長率預(yù)計將低于4%，放緩的經(jīng)濟增長率使碳排增量也相對較低（62.4億t）［8］。中國在減排動能方面：①節(jié)能技術(shù)將成為碳中和的核心驅(qū)動力，預(yù)計可實現(xiàn)78.2億t減排量，說明隨著中國經(jīng)濟發(fā)展水平的進(jìn)一步提升，能源使用效率將出現(xiàn)質(zhì)的提升；②能源結(jié)構(gòu)則將經(jīng)歷一場徹底的新能源革命，煤炭占比將大幅降低，清潔能源發(fā)電占據(jù)主導(dǎo)地位，新能源革命將助力中國碳中和，預(yù)計可實現(xiàn)50.1億t減排量；③隨著技術(shù)水平的提升，負(fù)碳技術(shù)開始發(fā)力，預(yù)計可助力中國實現(xiàn)12.1億t的負(fù)碳排，為碳中和再添助力。

2.3 碳封存是碳中和實現(xiàn)的兜底路徑

不論CCUS還是DAC，其產(chǎn)業(yè)鏈的終端無非是利用或封存。利用還是封存，其路線選擇上在學(xué)術(shù)界還存在一定的爭議，但碳利用的規(guī)模取決于下游端需求，在技術(shù)發(fā)展和經(jīng)濟性存在較大不確定性、發(fā)展規(guī)模受限的前提下，碳利用的過程中仍將產(chǎn)生一定的CO2，要真正實現(xiàn)凈零排放，碳封存才是最終的兜底路徑。所謂兜底，即意味著前序手段要能用盡用、應(yīng)用盡用，同時按照碳減排機制的設(shè)計初衷，兜底路徑也意味著成本相對較高且實現(xiàn)難度更大。

3 規(guī)模化碳封存關(guān)鍵問題及解決思路

3.1 碳封存產(chǎn)業(yè)基本現(xiàn)狀

到2050年，化石能源仍將占中國能源消費比例的10%以上，鋼鐵、水泥等高耗能行業(yè)在采取節(jié)能減排方案后，仍會有34%碳排放量無法處理，負(fù)碳技術(shù)是實現(xiàn)凈零排放的唯一技術(shù)選擇。CO2捕集、利用與封存（carbon capture，utilization and sequestration，CCUS）和直接空氣碳捕集（direct air capture，DAC）作為兩項重要的負(fù)碳技術(shù)，是實現(xiàn)碳中和的重要技術(shù)路徑。

目前，中國CCUS項目集中在捕集實踐階段，成本較高，距離大規(guī)模利用還有較大的差距，其中一些工程化的關(guān)鍵技術(shù)，如捕集過程高效吸附技術(shù)開發(fā)、CO2管道的防腐材料選用、咸水層封存的物理化學(xué)機理，以及封存后的泄漏監(jiān)測等技術(shù)問題，需要通過一定的專項研究和示范項目進(jìn)行研究和驗證，這些技術(shù)發(fā)展至足以支撐大規(guī)模CCUS項目的投運則仍需5～10年的時間。DAC技術(shù)的成熟度更低，目前成本為400～600美元／t，其產(chǎn)業(yè)化、規(guī)?；枰L的時間。

美國于2020年新增了12個CCUS商業(yè)項目，投入運營的CCUS項目增至38個，占比接近50%，CO2捕集量超過3 000萬t［9］。美國CCUS項目種類多樣，包括水泥制造、燃煤發(fā)電、燃?xì)獍l(fā)電、垃圾發(fā)電、化學(xué)工業(yè)等，目前約一半左右的CCUS項目已不再采用傳統(tǒng)的提高采收率（enhanced oil recovery，EOR）利用方式。美國CCUS項目的快速發(fā)展主要得益于政府的稅收和補貼政策，如2020年美國能源部用于扶持CCUS項目的資金達(dá)2.7億美元。

歐洲CCUS項目主要通過歐盟碳市場和EOR來實現(xiàn)碳減排價值。2020年，歐洲有13個商業(yè)CCUS項目正在運行，主要集中于北海周圍，其中英國7個，挪威4個，愛爾蘭和荷蘭各1個。另外，歐盟還有約11個項目計劃在2030年前投入運營。但由于制度、成本及公眾接受度等各方面原因，目前歐洲的CCUS項目推進(jìn)緩慢［9］。

中國已投運或建設(shè)中的CCUS示范項目約為40個，捕集能力300萬t／a。CO2捕集源集中在煤化工、化肥生產(chǎn)、電力和水泥生產(chǎn)等行業(yè)；運輸方式以管輸為主，地質(zhì)封存以咸水層封存為主；CO2利用涉及EOR、提高煤層氣采收率（enhanced coal-bed methane，ECBM）、鈾礦浸出增采（enhanced uranium leaching，EUL）等地質(zhì)利用、礦化利用、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，缺乏大規(guī)模的多種技術(shù)組合的全流程工業(yè)化示范［10］。

CO2用于驅(qū)油是解決CCUS經(jīng)濟性的有效手段，但是CO2-EOR實際應(yīng)用中也面臨以下挑戰(zhàn)：①注CO2過程中易發(fā)生串流現(xiàn)象，嚴(yán)重影響波及效率，降低驅(qū)油效果；②CO2和水生成碳酸，在高壓下對設(shè)備的腐蝕性更大，海洋平臺壽命一般為20年，因而海上油田的防腐比陸上油田更為重要［11］；③CO2-EOR在原油驅(qū)采過程中，一部分CO2會隨著開采的原油回到大氣中，因而未來巨量CO2仍需地質(zhì)封存來解決。

3.2 中國碳封存走規(guī)模化是必由之路

目前，中國的CCUS還處于初步示范階段，單個示范項目平均捕集／封存能力不足10萬t／a。CCUS項目資本需求大，投資周期長，技術(shù)鏈條長，收益政策依賴性強，因此國內(nèi)建設(shè)了為數(shù)不少規(guī)模低于1萬t／a的CCUS項目。盡管單位CO2捕集／封存成本高，但是在當(dāng)前碳捕集和地質(zhì)封存不產(chǎn)生收益的條件下，降低項目整體投資和后期運營成本，避免產(chǎn)生碳排放的項目因?qū)嵤〤CUS而陷入沉重的經(jīng)濟負(fù)擔(dān)，才能在保護(hù)環(huán)境的同時實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。如果希望通過規(guī)模化效應(yīng)降低CCUS的單位成本，配置合適的CO2運輸途徑及規(guī)模巨大的封存點十分必要。

未來，CO2的規(guī)模化封存將涉及氣態(tài)管道輸送、液化及液態(tài)運輸、陸上／海上封存，其產(chǎn)業(yè)鏈業(yè)態(tài)與天然氣存在極為相似，參照天然氣規(guī)模與成本間的關(guān)系，規(guī)?；挤獯骓椖啃柽_(dá)到每年百萬噸以上，才具備較好的經(jīng)濟性及廣泛應(yīng)用的可行性。

4 中國規(guī)?；挤獯娴湫图夹g(shù)路線案例解析

4.1 規(guī)模化碳封存的基本條件

地質(zhì)封存是大規(guī)模CO2封存的主要方式之一。CO2地質(zhì)封存是指將CO2通過工程技術(shù)手段直接注入地質(zhì)構(gòu)造中（深度約800～3 500 m），在巖石物理束縛、溶解和礦化等作用下，CO2最終被封存于地質(zhì)體中［12］。適合CO2地質(zhì)封存的場址主要包括廢棄油氣藏、深咸水層和深部不可開采煤層。

目前，澳大利亞、歐盟、美國、加拿大等已制定了規(guī)范CO2的捕集和封存的行為專門法案，對CO2封存的安全性和環(huán)境監(jiān)測提出了要求。存入地下的CO2氣體存在一定的泄漏可能行，這是因為一方面CO2具有較強的穿透性，另外地質(zhì)構(gòu)造也存在著不可預(yù)見的裂隙或隱伏斷裂。泄露一旦發(fā)生在陸上地質(zhì)封存工程中，CO2進(jìn)入地下水補給層，不僅會影響土壤生物，而且將造成地下飲用水質(zhì)量的明顯下降，因此必須加強對地質(zhì)封存環(huán)境的風(fēng)險評估。利用海上廢棄油氣藏或深咸水層進(jìn)行CO2封存，將有效降低污染淺層地下水等環(huán)境風(fēng)險。因此雖然CO2海上封存難度大、費用高，但海上封存依然是未來規(guī)?；挤獯婵尚星揖哂袃?yōu)勢的方式。

4.2 規(guī)?；獯娴臐摿?/h3>

為了充分利用地質(zhì)資源，降低封存成本，需要做好源匯匹配，即考慮排放源和封存場地的地理位置關(guān)系和環(huán)境適宜性。

1）從排放源看，2018年中國燃煤發(fā)電、水泥、鋼鐵及化工等行業(yè)約有1 800個重要CO2排放源，年排放量約65億t，主要分布在中東部地區(qū)。從封存潛力來看，中國東南部沿海經(jīng)濟發(fā)達(dá)、人口密集區(qū)域內(nèi)的CO2排放源無法在其250 km范圍內(nèi)找到適宜的陸地封存場地。而中國近海適宜進(jìn)行封存的盆地坳面積均在1萬km2以上，最大超過20萬km2，800～2 500 m封存容量總計可達(dá)11 529億t，封存潛力巨大［12］。因此，海上CO2封存將是中國東南沿海實現(xiàn)就近碳封存的重要途徑。

2）源匯匹配需要解決CO2管道運輸和液態(tài)船運輸2種方案的問題。①管道運輸方案是采用陸上壓縮機將CO2加壓至15～30 MPa達(dá)到超臨界狀態(tài)，再通過海底CO2管道運輸至封存井口注入。該方案的優(yōu)點是主要設(shè)備、設(shè)施在陸上，井口平臺不需要額外增壓，海上工程量較??；缺點是海底CO2管線的調(diào)整能力不足，即當(dāng)源和匯位置或規(guī)模變化時的管道運輸方案不夠靈活。②液態(tài)船運輸方案采用陸上低溫液化CO2，將液態(tài)CO2陸運到港口后裝至運輸船，通過船運至封存點加壓注入海上封存點。該方案的優(yōu)點是封存規(guī)模和運輸路線靈活，能適應(yīng)源匯位置和規(guī)模的變化，缺點是工程量比管道運輸方案復(fù)雜，短距離運輸成本較高。從源匯匹配的角度看，一般250 km是不需要CO2中繼壓縮站的最長管道距離，建設(shè)成本比較低，因此當(dāng)CO2源與海上封存點距離小于250 km時可考慮采用CO2管道輸送；超過250 km時可考慮CO2液化后通過船運至海上進(jìn)行封存的方式。

4.3 陸上液化及海上封存案例設(shè)想

以中國海油位于粵港澳大灣區(qū)合計排放量約400萬t／a的3個燃?xì)怆姀S開展CO2捕集、輸送及海上封存項目為例，分析海上封存產(chǎn)業(yè)鏈的技術(shù)可行性和經(jīng)濟性，采用液態(tài)船運輸方案，針對CO2排放源排放規(guī)模和集中程度的不同，分別設(shè)想了分布式及集中式2種封存模式。

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，主要針對單體規(guī)模較小、區(qū)域分布較為分散的碳排放源，采用分布式CO2捕集及液化方式，液化后的CO2存儲在罐式集裝箱中并通過公路運輸至港口或碼頭，然后通過集裝箱運輸船將CO2罐箱運送至海上封存點進(jìn)行封存。分布式CO2液化及海上封存產(chǎn)業(yè)模式示意如圖1所示。

圖1 分布式CO2液化及海上封存產(chǎn)業(yè)模式Fig.1 Industry model of distributed CO2 liquefaction and offshore sequestration

經(jīng)初步測算，分布式CO2液化及海上封存產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)主要技術(shù)參數(shù)及成本如下。

1）捕集：采用化學(xué)吸收法捕集燃?xì)怆姀S煙氣中的CO2，捕集后CO2產(chǎn)品氣濃度達(dá)到98%以上，溫度約為40℃，壓力0.02～0.04 MPa。投資70億元，成本306元／t。技術(shù)進(jìn)步及產(chǎn)業(yè)化后成本可降至230元／t。

2）液化：對CO2產(chǎn)品進(jìn)行低溫帶壓液化，液化后CO2存儲參數(shù)的溫度及壓力參數(shù)為-28℃、1.5 MPa；3座液化廠總投資7.5億元，平均成本114元／t。技術(shù)進(jìn)步及產(chǎn)業(yè)化后成本可降至103元／t。

3）儲運：租用5 000個載運量約20 t的罐箱，陸上運輸裝車橇投資0.1億元，合計陸上運輸成本173元／t；罐箱海上運輸成本約為500元／t；該環(huán)節(jié)總成本為673元／t。技術(shù)進(jìn)步及產(chǎn)業(yè)化后可下降至573元／t。

4）封存：近期以枯竭氣藏為主，后期咸水層作為補充。新建大型海上平臺用于罐箱堆放和井工程改造，總投資23.1億元，成本107元／t。技術(shù)進(jìn)步及產(chǎn)業(yè)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液化及海上封存產(chǎn)業(yè)模式主要針對單體規(guī)模較大、區(qū)域分布較為集中的碳排放源，CO2捕集后通過氣體管道輸送至集中式CO2液化工廠，液化后的CO2經(jīng)過碼頭建設(shè)的輸送臂裝入液體CO2運輸船，通過液體CO2運輸船運輸至海上封存點進(jìn)行封存，集中式CO2液化及海上封存產(chǎn)業(yè)模式如圖2所示。

圖2 集中式CO2液化及海上封存產(chǎn)業(yè)模式Fig.2 Industry model of centralized CO2 liquefaction and offshore sequestration

經(jīng)初步測算，集中式CO2液化及海上封存產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)主要技術(shù)參數(shù)及成本如下。

1）捕集：集中式與分布式不存在差異，工藝方案和成本相同。

2）管輸：將各排放源產(chǎn)生的CO2通過管道集中輸送到液化廠，采用超臨界狀態(tài)輸送，出口壓力8.0 MPa。投資33.6億元，平均成本110元／t。技術(shù)進(jìn)步及產(chǎn)業(yè)化后成本可降至80元／t。

3）液化：與分布式工藝方案上相似，規(guī)模上不同，采用低溫帶壓液化，液化后-23℃、2 MPa。投資3.5億元，成本26元／t。技術(shù)進(jìn)步及產(chǎn)業(yè)化后成本可降至24元／t。

4）儲運：液化廠內(nèi)建設(shè)5.7萬m3液態(tài)CO2儲罐、5萬t級碼頭，租用5.7萬m3半冷半壓式液態(tài)CO2運輸船，井口附近建設(shè)單點系泊裝置5.7萬m3液態(tài)海上浮艙。投資9.5億元，成本88元／t。技術(shù)進(jìn)步及產(chǎn)業(yè)化后成本可降至70元／t。

5）封存：封存層系與分布式方案相同，不同的是集中式方案采用運輸船運輸而非罐箱，與分布式方案相比減少了用于罐箱堆放的平臺費用，僅需要進(jìn)行井工程、海上平臺改造、建保溫海管聯(lián)絡(luò)線，總投資12.1億元，成本78元／t。技術(shù)進(jìn)步及產(chǎn)業(yè)化后成本可降至70元／t。

4.3.3 多種方式協(xié)同案例設(shè)想

根據(jù)產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況及具體需求，集中式與分布式封存產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)技術(shù)方案也可進(jìn)行優(yōu)化組合，發(fā)展混合式CO2液化及海上封存技術(shù)方案，例如在已初步建立集中式產(chǎn)業(yè)鏈的區(qū)域，對于新進(jìn)入的規(guī)模較小的CO2排放源（10萬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+集中式存運及封存，將捕集的CO2就地液化后通過槽車運輸至沿海集中存儲點，注入CO2運輸船后再運輸至海上封存點封存。這種混合模式可以使規(guī)模較小且較為分散的CO2排放源全鏈條封存成本更低。

5 中國規(guī)?；挤獯娈a(chǎn)業(yè)前景展望

5.1 陸上規(guī)?；挤獯娼?jīng)濟性分析

中國已投運或建設(shè)中的CCUS示范項目約40個，規(guī)模較小且多以捕集驅(qū)油示范為主，封存成本相對較高。但隨著規(guī)?；獯鎽?yīng)用和技術(shù)進(jìn)步，CCUS捕集、運輸、封存、利用這4個主要環(huán)節(jié)的成本都將逐步降低（表1）：預(yù)計至2030年，CO2捕集成本為90～390元／t，2060年為20～130元／t；CO2管道運輸是未來大規(guī)模示范項目的主要輸送方式，預(yù)計2030和2060年管道運輸成本分別為0.7和0.4元／（t·km）；2030年CO2封存成本為40～50元／t，2060年封存成本為20～25元／t［10，12］。

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

按照最低處理成本計算，目前中國碳封存項目的平均處理成本大約為500～600元／t，遠(yuǎn)高于中國碳排放權(quán)40～50元／t交易價格水平。預(yù)計2025—2030年，部分地區(qū)將具備初步規(guī)?；疌CUS的應(yīng)用條件；2050年，規(guī)?；疌CUS技術(shù)將得到廣泛應(yīng)用，并在全國范圍內(nèi)建立多個規(guī)模化CCUS中心。

5.2 海上規(guī)?；挤獯娼?jīng)濟性分析

根據(jù)以上對分布式CO2液化及海上封存、集中式CO2液化及海上封存的全鏈條投資及運行成本的分析，分布式CO2液化及海上封存產(chǎn)業(yè)鏈總投資約102億元，單位運行成本1200元／t；集中式CO2液化及海上封存產(chǎn)業(yè)鏈總投資130億元，單位運行成本約600元／t?？紤]到技術(shù)進(jìn)步帶來的設(shè)備投資下降、工藝流程優(yōu)化、能耗降低及產(chǎn)業(yè)規(guī)模化后的降本效益等因素，預(yù)計今后分布式可降至約1 000元／t，集中式產(chǎn)業(yè)鏈單位運行成本可降至約475元／t，混合式產(chǎn)業(yè)鏈成本在二者之間。

在當(dāng)前的技術(shù)條件下，分布式CO2液化及海上封存產(chǎn)業(yè)模式、集中式CO2液化及海上封存產(chǎn)業(yè)模式以及混合模式的產(chǎn)業(yè)鏈投資均較大、運行成本較高，與目前國內(nèi)碳配額價格相比仍存在較大差距，但今后隨著技術(shù)進(jìn)步及國內(nèi)碳配額逐步收緊，產(chǎn)業(yè)鏈成本與碳配額價格將相向而行，國內(nèi)碳配額價格有望向歐盟碳市場看齊（2021年12月初歐盟碳價接近90歐元／t，約合640元人民幣／t），而產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)成本則會逐步下降，經(jīng)濟性得以顯現(xiàn)，或可能實現(xiàn)規(guī)?；爱a(chǎn)業(yè)化。

5.3 海、陸規(guī)?；挤獯娼?jīng)濟性比較

無論是陸上還是海上的規(guī)?；挤獯?，在當(dāng)前的技術(shù)條件和國內(nèi)碳價水平下，經(jīng)濟性都不理想，產(chǎn)業(yè)化進(jìn)程或者產(chǎn)業(yè)化規(guī)模都受到很大的制約。相較而言，CO2液化后進(jìn)行海上封存雖然目前成本略高，但不管從中國碳封存潛力區(qū)與高碳排放源集中區(qū)的源匯匹配上看，還是從地質(zhì)封存的持久性和安全性來看，CO2液化后進(jìn)行海上封存要優(yōu)于陸上碳封存。今后隨著技術(shù)的不斷進(jìn)步和優(yōu)化，二者的成本差距也會同步下降，差距進(jìn)一步減小。CO2作為一種“負(fù)”資源，商務(wù)鏈條的談判與安排應(yīng)與具體項目的可行性研究同步進(jìn)行，價格公式的構(gòu)成（如是否要與碳價掛鉤等問題）等全新課題，應(yīng)盡早著手開展研究。

6 結(jié)論與建議

1）解決能源相關(guān)碳排放問題是實現(xiàn)中國碳中和的關(guān)鍵。2010年以來，中國CO2排放總量呈遞增趨勢，2020年CO2排放總量為107.7億t，其中與能源相關(guān)碳排放為100.3億t，2021年CO2排放總量約120億t，碳達(dá)峰之前中國碳排放增量主要來自于能源消費?？梢娨獙崿F(xiàn)碳中和的目標(biāo)，必須從減少能源相關(guān)碳排放入手。

2）碳封存是中國實現(xiàn)碳中和的兜底路徑。中國碳減排主要包括3種途徑：一是以風(fēng)、光、氫、核等清潔能源替代化石能源；二是植樹造林等生態(tài)固碳方法；三是CCUS。清潔能源短期很難完全取代傳統(tǒng)化石燃料，且即使有清潔能源替代等方法，制造業(yè)或其他產(chǎn)業(yè)完全實現(xiàn)零碳排放是很困難的，清潔能源生產(chǎn)本身也會產(chǎn)生碳排放，如年產(chǎn)1 GWh的鋰電池，碳排量為7萬t／a；而生態(tài)固碳路徑受到土地等條件的制約也存在上限；2060年，仍有5億t CO2需要通過碳捕捉、碳利用和碳封存等固碳技術(shù)實現(xiàn)減排。碳利用的規(guī)模取決于下游端的需求，在技術(shù)發(fā)展和經(jīng)濟性上存在較大的不確定性，發(fā)展規(guī)模受限，而中國地質(zhì)封存潛力約為1.21萬億～4.13萬億t，規(guī)?；挤獯婵勺鳛橹袊鴮崿F(xiàn)碳中和的兜底路徑。

3）規(guī)?；俏磥碇袊挤獯婕夹g(shù)和產(chǎn)業(yè)發(fā)展的必由之路。中國的碳封存尚處于初步示范階段，單個項目規(guī)模較小、經(jīng)濟性不強。受限于規(guī)模和成本，目前項目捕集的CO2多用于提高油氣采收率，缺乏大規(guī)模的多種技術(shù)組合的全流程工業(yè)化示范。一般250 km是不需要CO2中繼壓縮站的最長管道距離，建設(shè)成本比較低；超過250 km陸上管道輸送成本較高，可考慮通過CO2液化后運至海上進(jìn)行封存的方式。

4）規(guī)?；挤獯娴纳虡I(yè)化仍有待技術(shù)經(jīng)濟性的進(jìn)一步成熟。技術(shù)上需解決CO2高效吸附、CO2管道防腐材料、封存物化機理和泄漏監(jiān)測等問題。在當(dāng)前技術(shù)條件下，根據(jù)工藝路線的不同國內(nèi)碳封存項目的平均處理成本約500～1200元／t，與當(dāng)前國內(nèi)碳價水平相去甚遠(yuǎn)。未來隨著碳捕集、碳封存、碳利用技術(shù)的優(yōu)化，國內(nèi)碳市場的進(jìn)一步成熟并于國際碳市場的協(xié)同接軌，加之其他碳減排手段達(dá)到極限進(jìn)一步推高碳市場價格，規(guī)?；挤獯娴某杀九c碳價將呈現(xiàn)相向而行的趨勢，規(guī)?；挤獯娴慕?jīng)濟性將逐步顯現(xiàn)，未來可形成成熟產(chǎn)業(yè)并實現(xiàn)商業(yè)化運行。

5）摸排全國碳封存潛力，開展源匯匹配研究。根據(jù)研究，碳封存項目將在2025—2030年具備初步規(guī)?；l(fā)展的條件。作為有志于參與能源行業(yè)碳減排的參與者，應(yīng)從“十四五”期間提前布局、積極開展區(qū)域內(nèi)陸上及海上碳封存潛力評價，進(jìn)一步做好源匯匹配和可行性研究，為建設(shè)規(guī)模化CCUS中心，開展規(guī)?；?、全流程CCUS示范工程項目奠定基礎(chǔ)。

6）提前規(guī)劃布局，促進(jìn)產(chǎn)業(yè)規(guī)模化發(fā)展。中國已具備規(guī)?；挤獯娴募夹g(shù)和工程能力，成本低、經(jīng)濟可行性高的技術(shù)路線將是未來資本追逐的熱點，而全國碳市場建立和交易機制的進(jìn)一步完善，將從經(jīng)濟性上助推規(guī)?；挤獯婕夹g(shù)和產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展。當(dāng)前，應(yīng)積極規(guī)劃布局CCUS基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，開展大規(guī)模示范及產(chǎn)業(yè)化集群的建設(shè)，超前部署低成本、低能耗的CCUS技術(shù)示范，推進(jìn)CCUS技術(shù)的不斷進(jìn)步，突破大規(guī)模、全流程工程示范的瓶頸，盡早實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展。