文/王静 龚宇阳 宋维宁 阳平坚，上海伊世特科技管理有限公司 中国环境科学研究院
1 背景
二氧化碳捕获和封存技术（Carbon Capture and Storage, CCS），是指把CO2从工业或相关能源的源分离出来，输送到一个封存地点，并长期与大气隔绝的过程。为应对日益严峻的全球气候变化形势，《巴黎协定》提出将全球平均气温较前工业化时期的上升幅度控制在2℃以内，并努力限制在1.5℃以内。国际能源署（IEA）在《能源技术展望报告 2017》中指出，要在本世纪末实现升温幅度控制在2℃的气候目标，CCS技术需贡献14%的CO2减排量，如果考虑更低的升温幅度，2060年能源行业的需要达到净零排放，本世纪末升温幅度1.75℃，CCS技术则需要贡献32%的CO2减排量。
政府间气候变化专门委员会（IPCC）在《全球升1.5温度特别报告》中专门强调了在本世纪中叶实现CO2净零排放的重要性，提出除碳是实现净零排放以及补偿超过1.5℃所需的净负排放的必要措施，在有限超过或未超过1.5℃的大多数情景下（有限超过1.5℃指升温幅度在回降之前曾超过1.5℃），都涉及到CCS技术的大量运用，唯一无需运用CCS的情景则要求人类行为发生最根本的转变。因此CCS技术对于实现全球气候目标具有重要意义。
CCS是CO2深度减排的重要途径，但不同方式的捕获和封存潜力、实施难度和社会经济效益差别很大。随着CCS技术的发展以及认识的不断深化，我国于2006年在北京香山会议首次提出CO2捕获、利用与封存技术（Carbon Capture, Utilization and Storage，CCUS），引入了CO2资源化利用技术。CCUS技术把捕获的CO2提纯后，投入新的生产过程进行循环再利用，将CO2资源化，不仅可以实现碳减排，还能产生经济效益，所以更具有现实操作性。经过多年的发展，CCUS技术已在全球范围内得到接受与使用。
2020年9月，中国在联合国大会上向世界宣布了2030年前实现碳达峰和2060年前实现碳中和的目标。要达成该目标，未来气候经济下的能源系统在高效稳定、灵活便捷的基础上，还需满足绿色低碳的要求，这就要求必须改变现有以煤炭为主的高碳能源和电力结构，转向清洁能源为主的多元化、低碳能源结构。
目前我国能源消费结构中，化石能源在一次能源消费中比重高达85%，煤电仍是保障我国电力安全和电力供应的主力，发电量所占比重高达60.8%，使得我国CO2排放水平居高不下。即使2030年实现碳达峰目标，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，非化石能源电力比例达到50%，仍有超过半数的能源生产需要依赖化石能源。如果单纯依赖传统路径，如节能减排、提高能效等已达世界先进水平的技术方式，无法有效地实现现有的温室气体减排目标，其脱碳过程需要CCUS技术的配合才能够实现。因此CCUS技术是我国应对气候变化必不可少的技术手段，具有特殊的战略意义。
2 CCUS技术简介
CCUS技术系统由CO2的捕获、CO2的运输以及捕获的CO2再利用或者安全封存等过程构成。
2.1 碳捕获技术
2.1.1 碳捕获方式
CO2的排放主要来自于发电和工业过程中化石燃料的使用。对于电力行业，根据碳捕集与燃烧过程的先后顺序，传统碳捕获方式主要包括燃烧前捕获、富氧燃烧和燃烧后捕获等。煤化工、天然气处理、钢铁、水泥等行业中CO2的工业分离过程属于燃烧前捕获方式。各种碳捕获方式的技术路线如图1所示。
图 1 不同碳捕获方式的技术路线
燃烧前捕获是利用煤气化和重整反应，在燃烧前将燃料中的含碳组分分离出来，转化为以H2、CO和CO2为主的水煤气，然后利用相应的分离技术将CO2从中分离，剩余H2作为清洁燃料使用。该技术捕获的CO2浓度较高，分离难度低，相应能耗和成本也会降低，但投资成本高，可靠性有待提高。目前此技术只局限于以煤气化为核心的整体煤气化联合循环电站（Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC）。
富氧燃烧则是指通过分离空气制取纯氧，以纯氧作为氧化剂进入燃烧系统，同时辅以烟气循环的燃烧技术，可视为燃烧中捕获技术。该技术捕获的CO2浓度可达90%以上，只需简单冷凝便可实现CO2的完全分离，因此CO2捕获能耗和成本相对较低，但额外增加制氧系统的能耗，提高了系统的总投资。燃烧后捕获是指直接从燃烧后烟气中分离CO2，虽然投资较少，但烟气中CO2分压较低，使得CO2捕获能耗和成本较高。由于燃烧后捕获技术不改变原有燃烧方式，仅需要在现有燃烧系统后增设CO2 捕集装置，对原有系统变动较少，是当前应用较为广泛且成熟的技术。
在传统碳捕获技术的基础上，也发展出一些仍处于研究和完善当中的捕集CO2的系统。如煤气化过程直接影响后续流程中CO2富集程度与捕集能耗，有研究开发了煤炭碳氢组分分级转化的碳捕集动力系统，分离前CO2浓度能到达50%左右，为实现CO2低能耗捕集提供了可能。化学链技术借助载氧体将传统的化学转化过程解耦为两个或多个反应过程，可作为富氧燃烧和煤气化的供氧单元技术，实现CO2低耗捕集的同时抑制NOx产生。
2.1.2 捕获后分离技术
如前所述，采用燃烧前和燃烧后捕获技术，后续需进行CO2的分离。目前混合气体中的CO2分离技术包括物理法和化学法。
2.1.2.1物理法
根据CO2分离原理的不同，物理法可分为溶剂吸收法、吸附法、膜分离法以及低温精馏法等，各方法的基本特点如表1所示。其中溶剂吸收法和变压吸附法已实现工业化应用，也应用于我国CCUS示范项目中。
表 1 不同物理方法的基本特点
方法
名称
基本原理
类型
应用行业
优势
不足
吸收法
基于亨利定律，CO2在吸收剂中的溶解度会随压力或温度改变。
N-甲基吡咯烷酮法、聚乙二醇二甲醚法、低温甲醇法、
碳酸丙烯酯法
排放CO2浓度较高的行业，如IGCC电站、天然气处理、煤化工等
选择性强、吸收量大、操作简单
吸收或再生能耗和成本较高，致使运行成本偏高
吸附法
利用沸石、分子筛等固体吸附剂对CO2进行选择性吸附，改变温度、压力等实现CO2解吸
变温吸附法、
变压吸附法
真空吸附法
合成氨、制氢、天然气处理等
工艺流程简单、能耗低、成本可控
吸附剂容量有限、选择性低 [10]
膜分离法
利用膜材料对不同气体渗透速率的差异
无机膜、有机聚合物膜、混合基质膜 [11]
制氢、天然气处理等
工艺简单、能耗低、投资小
CO2纯度较低、膜材料持久性较差
低温蒸馏法
经压缩和冷却，将CO2液化或固化，以蒸馏方式分离CO2
-
排放CO2浓度较高的行业，如IGCC电站、油田伴生气中CO2的回收等 [12]
简单易行，避免了化学或物理吸收剂的使用
CO2回收率低、成本较高
2.1.2.2 化学法
根据CO2分离原理的不同，化学法可分为溶剂吸收法、吸附法、膜吸收法、电化学法以及水合物法等，各方法的基本特点如表2所示。其中化学吸收法技术成熟，是应用最为广泛的CO2捕集技术，已成功应用于化肥、水泥以及发电等行业。目前较为成熟的化学吸收法工艺多基于乙醇胺类水溶液，如乙醇胺（MEA）法、二乙醇胺（DEA）法、N-甲基二乙醇胺（MDEA）法等，近几年新发展的化学吸收法包括离子液体、相变溶液、酶吸收法以及高温熔盐碳捕集法等。
表 2 不同化学方法的基本特点
方法
名称
基本原理
类型
应用
优势
不足
吸收法
CO2与吸收剂发生化学反应，形成不稳定的盐类，经加热，重新释放出CO2
氨水溶液吸收法、热钾碱法、有机胺吸收法、锂盐吸收法
排放CO2浓度较低的行业，如常规燃煤电厂、天然气处理等
工艺成熟、选择性好、吸收效率高
吸收剂再生热耗较高、吸收剂损失较大、操作成本高、设备投资较大 [13]
吸附法
以固体材料吸附或化学反应来分离与回收混合气中的CO2组分
金属氧化物吸附剂、类水滑石类固体吸附剂、氨基吸附剂以及金属-有机骨架材料（MOFs）
制氢、天然气处理等
工艺流程简单、CO2选择吸附性较好、去除效率较高
性能受吸-解吸次数、温度等因素影响较大 [14]
膜吸收法
膜接触器与化学吸收相结合实现对CO2的选择性分离。
膜接触器：中空纤维膜接触器；
吸收液：采用普通化学吸收过程所采用的吸收液
制氢、天然气处理等
装置简单、接触面积较大、选择性较高
膜材料持久性较差 [15]
电化学法
利用电化学系统将CO2捕获并进行分离
熔融盐电化学系统等 [16]
-
电化学技术基础广泛、分离费用较低
对于熔融盐来说，高温腐蚀性较强，电极材料的选择不易 [17]
水合物法
水和CO2在一定温度和压力下形成CO2水合物
-
燃煤烟气
工艺流程相对简单、能耗降低、分离效果好、理论上无原料损失 [18]
水合物容易腐蚀装置，对设备选材要求较高
2.1.2.3 直接空气碳捕集技术（DAC）
根据美国国家海洋和大气管理局（NOAA）的最新报告称，2021年5 月份夏威夷莫纳罗亚监测站的主要人为CO2测量值平均为419ppm，超过了人类有监测以来空气中CO2含量的最大值。即使全世界在2060年达到了碳中和，大气中的CO2浓度仍然处于临界状态，原因在于工业革命以来已经排放到大气中的CO2超过万亿吨，如果仅仅经过自然过程，大气中的CO2需要几百年，甚至上千年的时间才能返回工业革命前的水平。
为了减缓气候变化不利影响，需要大气中CO2的浓度从419ppm尽快降到350ppm，回到1990年之前的浓度。按照目前大气中CO2浓度的水平，人类需要从大气中去除5000多亿吨CO2，才能降到350ppm。那就必须从现在开始开发从空气和海洋中去除CO2，并永久转化、固化和封存的突破性清洁技术。
1999年，Lackner教授第一次提出了从空气中去除CO2技术（Direct Air Capture, DAC）。最近20年来，DAC技术已经从不可能到了经济上已经初具实际应用的可能。由于大气CO2浓度稀薄，DAC捕获、浓缩CO2的能耗要高得多，目前DAC一般采用物理吸附或化学吸附的形式，关键是高效低成本的吸附材料的开发和利用。吸附剂包括液态和固态两种形式，由于固体吸附剂具有较好的动力学性能，避免溶剂损失，能够减少热耗，因此比较普遍使用的是固体吸附剂。各吸附剂的基本特点如表3所示。
对于液体吸附剂，虽然传统碱溶液对CO2的吸附量大、吸附速率快，但吸附剂再生过程能耗过大，近来有研究开发了一种水相胍溶液，捕集空气中的CO2，反应生成微小的碳酸盐晶体，易于从溶液中分离；当该晶体加热到80~120℃时，即可释放出CO2，同时再生胍吸附剂，可重复利用。该技术吸附剂再生过程耗能较低，可显著降低碳捕集过程的成本。
对于固体吸附剂，根据CO2吸附原理的不同，可分为物理吸附剂、化学吸附剂和湿法再生吸附剂等，美国哥伦比亚大学陈曦教授团队采用世界领先的湿法再生吸附剂，一种包含离子交换或纳米孔材料和碳酸根离子的节能系统，仅需湿度循环即可从空气中大规模高效低成本捕集二氧化碳，不需要升温进行解吸，能耗成本为复合胺溶液法的50%。这可能成为碳捕集技术的重大突破。
表 3 吸附剂的基本特点
种类
基本原理
类型
优势
不足
液体吸附剂
CO2与液吸附剂发生化学反应，形成不稳定的盐类，经加热，重新释放出CO2
碱性溶液
原料成本相对低廉，吸附选择性较好
再生过程中耗能较高
水性胍吸附剂
解吸、再生过程中耗能较低、CO2选择性好
吸收速率较慢
固体吸附剂
物理吸附剂
依靠范德华力等较弱的物理相互作用吸附CO2，改变压力实现CO2解吸
活性炭、沸石、MOFs、氮化硼纳米片或纳米管、HOFs
再生耗能较低
吸附热低、CO2的吸附能力较差、容易受到水蒸气的影响
化学吸附剂
依靠CO2与吸附剂之间的化学键作用发生化学吸附，经加热，重新释放出CO2
胺改性吸附剂等
吸附能力和选择性较好
再生能耗高
湿法再生吸附剂
通过改变环境水汽压力，在干燥态对CO2进行吸附，湿润态对CO2进行脱附。
离子交换树脂
能耗降低、系统简化、操作灵活
CO2的解吸浓度较低、消耗大量水资源、水洁净度要求高、对天气敏感
除上述吸附剂以外，有研究开发出电振荡吸附剂，由于醌分子的荷电状态对CO2的化学亲和力完全不同，以醌作为固体电极，通过电压的小变化来改变电极本身的电荷来激活和停用醌，实现CO2的吸附和解吸。
不同于CCUS技术针对工业固定源排放的CO2进行捕集处置，DAC可对小型化石燃料燃烧装置以及交通工具等分布源排放的CO2进行捕集处理，并有效降低大气中CO2浓度。有研究测算1000次循环条件下，DAC吸附剂成本仅为1 美元/kg，商业化MOFs成本高昂，考虑100000次循环条件下，高达90 美元/kg，随着吸附剂和技术工艺的发展完善，DAC成本会不断下降，将在助力碳减排和实现碳中和方面具有巨大的应用潜力。
目前多孔氢键有机骨架材料（Hydrogen-bonded Organic Frameworks, HOFs） 的研究取得了较大的进展，具有超高稳定性的HOFs相继被开发出来，在CO2吸附方面显示出极大地优势，与H2、N2吸附相比，具有较好的CO2选择性，如图2所示。
图2 HOFs材料对CO2的吸附作用（Hisaki I, 2020）
国内最新的进展是山西清洁碳研究院正在进行固体吸附HOF材料的产业化开发。它是一种有机框架晶体材料，其最大特点是，在常压25oC下，能够从空气中直接捕集CO2，它具有永久的孔隙，孔道尺寸为6.8 Å×4.5Å，对CO2吸附的选择性高，吨吸附剂能够吸附113kg CO2。当前最大的问题在于成本过于昂贵，未来大幅度降低吸附剂的成本是工业化生产的关键。
2.2 碳运输技术
CO2运输是CCUS技术系统的中间环节，可选的运输方式有管道运输和各种交通工具运输，如罐车和船舶运输，适用于不同场景。如管道运输适用于大规模、长距离运输CO2；公路罐车适用于小容量、短距离运输，铁路罐车适用于大容量、长距离运输；船舶运输运量大，运输距离超远，适合于近海碳封存运输。各种运输方式的基本特点如表4所示。鉴于不同运输方式的优缺点，需从运输容量、运输距离、运输成本、市场因素以及运输沿线交通布局等方面综合考虑，以确定CCUS运输方案。
表 4 CCUS运输方式比较
运输方式
优势
不足
管道运输
运输成本低、CO2运量大、距离远、安全性高、规模效应明显
建设造价较高、管道腐蚀、CO2泄露
罐车运输
灵活、适应强，投资较低
供应间断、蒸发泄露、运输成本高
船舶运输
运输方向灵活、运量大、运输距离超远、长距离运输成本较低
运输间断、蒸发泄露、投资较高
2.3 碳利用与封存技术
2.3.1 CO2资源化利用技术简介
目前，CO2的资源化利用方式主要有物理利用、化工利用、生物利用和矿化利用。CO2的物理利用主要包括食品、制冷、发泡材料等行业，只是延迟了CO2的释放时间，最终还是要排入大气，这里不再详述。
2.3.1.1 化工利用
CO2的化工利用是指以CO2为原料，与其他物质发生化学转化，产出附加值较高的化工产品，这是真正消耗CO2的过程。下面从无机产品和有机产品两方面进行说明。
（1）无机产品
在传统化学工业中，CO2大量用于生产纯碱、小苏打、白炭黑、硼砂以及各种金属碳酸盐等大宗无机化工产品，这些无机化工产品大多主要用作基本化工原料。另外合成尿素和水杨酸是最典型的CO2资源化利用，其中尿素生产是最大规模的利用；有研究采用浓氨水喷淋烟气吸收CO2并生产碳酸氢铵肥料，同时实现CO2的捕获和利用。
（2）有机产品
在有机化工利用方面，各种有机化工产品的开发研究也十分迅速，主要聚焦在能源、燃料以及大分子聚合物等高附加值含碳化学品。以CO2为原料合成的有机产品可以分为以下几个方面：
（a）合成气：CO2与甲烷在催化剂作用下重整制备合成气，其中H2/CO比值为1，更适合费托合成与烯烃生产等用途。目前研究主要集中在催化剂的选择上，以提高CO2的转化率和目标产物的选择性。
（b）低碳烃：CO2与H2在催化剂的作用下可制取低碳烃，主要挑战在于催化剂的选择。有研究建立串联式催化剂体系，在接近工业生产的反应条件下，低碳烯烃的选择性可达到80%~90% [26]。美国碳科学公司（CSI）研究甲烷与CO2的干法重整，设计催化剂体系，使其转化为汽油和其他易用燃料，转化率可达92%。
（c）各种含氧有机化合物单体：以H2与CO2为原料，在一定温度、压力下，通过不同催化剂作用，可合成不同的醇类、醚类以及有机酸等。另外CO2与环氧烷烃反应可合成碳酸乙烯酯和碳酸丙烯酯（锂电池电解液主要成分），碳酸乙烯酯可与甲醇反应可得到碳酸二甲酯（DMC），与H2反应制成乙二醇、甲醇等高附加值化工产品。此类技术较为成熟，均已实现了较大规模的化学利用。
（d）高分子聚合物：在特定催化剂存在下，CO2与环氧化物共聚合成高分子量聚碳酸酯，脂肪族聚碳酸酯具有资源循环利用和环境保护的双重优势，我国脂肪族聚碳酸酯的生产和应用取得了较大进展。另外以CO2为原材料制成聚氨酯的技术条件也基本成熟，已有工业示范装置。
2.3.1.2 电化学利用
近年来出现的熔盐电解转化CO2为碳基材料被认为是一种新的绿色CO2利用途径。在450oC~800oC的熔盐体系下，通过调控CO2反应途径和采用不同电极材料和催化剂，能够将CO2电化学转化为高附加价值的碳纳米材料，实现碳纳米管、石墨烯及S掺杂碳的制备 [30,31]。2020年底，世界首套从煤电厂烟气捕集CO2，并转化为碳纳米管的百吨级工业化系统由山西清洁碳研究院在山西大同大唐云冈热电厂建成并运行。
2.3.1.3 生物利用
生态系统中植物的光合作用是吸收CO2的主要手段，因此利用植物吸收CO2是最直接的一种手段，并具有固有的有效性和可持续性。由于微藻生长季周期短、光合效率高，目前研究主要集中在微藻固碳和CO2气肥使用上。目前微藻固碳技术主要以微藻固定CO2转化为液体燃料和化学品，生物肥料、食品和饲料添加剂等；CO2气肥技术是将来自能源和工业生产过程中捕集的CO2调节到一定浓度注入温室，来提升作物光合作用速率，以提高作物产量。我国拥有世界最大面积的种植大棚，CO2气肥技术应用前景比较乐观。
此外，受天然生物固碳的启发，解析天然生物固碳酶的催化作用机理，创建全新的人工固碳酶和固碳途径，实现高效的人工生物固碳。如重组固氮酶催化CO2甲烷化、催化CO2还原为CO和甲酸，以及甲酸脱氢酶在辅因子NADH作用下催化CO2还原并转化为甲酸。
在常温常压下，将太阳能、电催化与生物固碳技术相结合，建立一个微生物电合成 (MES) 系统，培养混合微生物在阴极表面形成生物膜，包括孢子菌和梭状芽孢杆菌这两种生物电化学产乙酸菌，通过生物电化学提供电子，还原CO2为乙酸等产物。
2.3.1.4 CO2矿化利用技术简介
CO2矿化封存技术主要是指模仿自然界CO2矿物吸收过程，利用天然硅酸盐矿石或固体废渣中的碱性氧化物，如CaO、MgO等将CO2化学吸收转化成稳定的无机碳酸盐的过程。而CO2矿化利用是指利用富含钙、镁的大宗固体废弃物（如炼钢废渣、水泥窑灰、粉煤灰、磷石膏等）矿化CO2联产化工产品，在实现CO2减排的同时得到具有一定价值的无机化工产物，以废治废、提高CO2和固体废弃物资源化利用的经济性，是一种非常有前景的大规模固定CO2利用路线。目前已开发出基于氯化物的CO2矿物碳酸化反应技术、湿法矿物碳酸法技术、干法碳酸法技术以及生物碳酸法技术等。我国在钢渣、磷石膏矿化利用技术方面取得重要进展。
2.3.2 CO2地质封存利用技术简介
传统CO2地质封存是指利用地下适合的地质体进行CO2深部封存，封存介质包括深部不可采煤层、深部咸水层和枯竭油气藏等。CO2地质封存利用是指将CO2注入上述地质体内，利用地下矿物或地质条件生产或强化有利用价值的产
品，同时将CO2封存，对地表生态环境影响很小，具有较高的安全性和可行性。目前CO2地质封存利用技术可见表5。
表 5 二氧化碳地质封存利用技术的基本情况
名称
地质体
利用类型
利用潜力
CO2强化石油开采技术（CO2-EOR）
枯竭的油藏
提高石油的采收率
提高原油采收率7%~15%，延长油井生产寿命15~20年。技术成熟，泄漏的可能性很小
CO2驱替煤层气技术（CO2-ECBM）
深部不可采煤层
强化煤层气开采
可存储量可达12Gt [39]，但CO2注入能力低，经验较缺乏，CO2和煤基质之间的反应仍需要研究
CO2强化天然气开采技术（CO2-EGR）
枯竭的天然气藏
提高天然气的采收率
可存储量可达34.5Gt [40]，但仍需对CO2气田的各种力学以及相关问题进行研究
CO2增强页岩气开采技术
页岩
提高页岩气采收率
超临界CO2作为压裂液，具有强吸附性、强流动性等特点，且不含水、无残留，但仍存在储层性质、气体注入、产出时间等不确定因素
CO2增强地热系统技术（CO2-EGS）
地热系统
开采地热资源
不会产生明显的矿物溶解和沉淀问题，能耗低，但仍需对CO2地球化学过程等问题进行研究
CO2铀矿地浸开采技术
铀矿
开采铀
流程短、对环境影响小、已实现大规模工业应用
CO2强化深部咸水开采技术（CO2-EWR）
深部咸水
高附加值液体矿产资源或开采深部水资源
CO2封存量达144Gt [41]，在封存CO2的同时，可缓解地层压力、水资源危机
在CO2地质封存利用技术中，CO2-EOR技术成熟，已有几十年的应用历史，是目前唯一达到了商业化利用水平，同时实现CO2封存和经济收益的有效办法。正常情况下，在CO2强化采油及封存过程中CO2发生大量泄漏的可能性很小，不会对油田及周边环境产生负面影响。
2.3.3 碳深海封存技术
除了上述CO2地质封存利用和矿化封存利用技术外，还包括CO2深海封存技术。海洋是全球最大的CO2贮库，在全球碳循环中扮演了重要角色，目前海洋封存CO2主要包括四种形式：一是将压缩的CO2气体直接注入深海1500m以下，以气态、液态或者固态的形式封存在海洋水柱之下，其中固态CO2的封存效率最高；二是将CO2注入到海床巨厚的沉积层中，封存在沉积层的孔隙水之下；三是利用CO2置换强化开采海底天然气水合物；四是利用海洋生态系统吸收和存储CO2。从长远角度看，有研究认为由于洋流的影响，注入深海的液态CO2会导致海水酸化，危及海洋生态系统的平衡。目前虽然深海封存理论上潜力巨大，但仍处于理论研究和模拟阶段，不仅封存成本很高，在技术可行性和对海洋生物的影响上还需要更进一步的研究。
3 CCUS 技术的应用现状及挑战
3.1 CCUS技术的应用现状
一个完整的CCUS系统包含了捕获、运输、利用与封存三个环节，每个环节又有多种技术选择，不同的技术其成熟度也不尽相同。现阶段CCUS技术系统各环节的进展现状如表6所示。
表 6 CCUS全链中各环节发展现状
技术环节
可选技术
研究阶段
示范阶段
特定条件下经济可行
商业应用
CO2捕获
燃烧前捕获
√
富氧燃烧
√
燃烧后捕获
√
化学链燃烧
√
煤炭分级气化技术
√
CO2运输
管道
√
罐车
√
船舶
√
CO2利用与封存
资源化利用
物理利用
√
化工利用
√
生物利用
√
地质封存利用
CO2强化石油开采技术
√
驱替煤层气技术
√
强化天然气开采技术
√
增强页岩气开采技术
√
增强地热系统
√
铀矿地浸开采
√
强化深部咸水开采
√
地质封存
深部不可采煤层
√
深部咸水层
√
枯竭油气藏
√
深海封存
√
矿化封存
√
3.1.1 国际上CCUS技术的应用
近年来，全球范围内CCUS工业示范项目数目逐步增多、规模逐步扩大，发展势头良好。根据Global CCS Institute发布的报告《Global Status of CCS 2020》，截至2020年底，全球有28个处于运行阶段的大规模CCUS项目，其中有14个分布在美国，4个分布在加拿大，3个分布在中国，2个分布在挪威，巴西、沙特阿拉伯、阿拉伯联合酋长国、卡塔尔、澳大利亚各有1个项目，装机容量约为4000万吨/年，具体信息如表7所示。此外，全球有37个大规模CCUS项目处于在建或开发阶段。
从表中可以看出，已投运的大型CCUS工业示范项目中，26个项目的碳捕集类型为工业分离，集中在天然气处理、化工生产、炼油以及制氢等行业，仅有2个项目为电力行业的燃烧后捕集类型。对于工业分离过程来说，工艺过程中可能包含有CO2脱除工序，可以减少额外投入，降低捕集成本，有利于CCUS的开展。在37个在建或开发阶段的大规模CCUS项目中，燃烧后捕集项目增加到了13个，并包括1个富氧燃烧项目。在碳封存利用类型中，22个项目中捕集到的CO2用于驱油，其余项目则是直接地质封存，CO2-EOR已是成熟的CO2封存利用方式。
不得不提到的是美国Petra Nova Carbon Capture项目，该项目是世界最大的CCUS项目，建设耗资超过10亿美元，年捕集140万吨CO2，并输送到100公里外的老油田West Ranch（1938年）进行驱油。项目投资方在2017年1月投运前曾作过测算，为了维持其正常运行，石油价格必须保持在75美元/桶才能达到利润平衡点。而过去的五年，石油价格基本都在75美元以下，由于经济性原因，该项目已于2021年1月29日停运。该案例警示我们，今后CCUS项目的实施必须以经济上可持续为前提条件。
表 7 全球范围内处于运行状态的CCUS设施
设施名称
状态
国家
投运时间
行业
最大捕集能力(Mt/a)
捕集类型
封存类型
Terrell Natural Gas Processing Plant (formerly Val Verde Natural Gas Plants)
运行中
美国
1972
天然气处理
0.4
工业分离
EOR
Enid Fertilizer
运行中
美国
1982
化肥生产
0.2
工业分离
EOR
Shute Creek Gas Processing Plant
运行中
美国
1986
天然气处理
7
工业分离
EOR
Sleipner CO2 Storage
运行中
挪威
1996
天然气处理
工业分离
专用地质封存
Great Plains Synfuels Plant and Weyburn-Midale
运行中
美国
2000
合成天然气
3
工业分离
EOR
Core Energy CO2-EOR
运行中
美国
2003
天然气处理
0.35
工业分离
EOR
中石化中原油田碳捕集与封存项目
运行中
中国
2006
化工生产
0.12
工业分离
EOR
Snhvit CO2 Storage
运行中
挪威
2008
天然气处理
0.7
工业分离
专用地质封存
Arkalon CO2 Compression Facility
运行中
美国
2009
乙醇生产
0.29
工业分离
EOR
Century Plant
运行中
美国
2010
天然气处理
5
工业分离
EOR和地质封存
Bonanza BioEnergy CCUS EOR
运行中
美国
2012
乙醇生产
0.1
工业分离
EOR
PCS Nitrogen
运行中
美国
2013
化肥生产
0.3
工业分离
EOR
Petrobras Santos Basin Pre-Salt Oil Field CCS
运行中
巴西
2013
天然气处理
4.6
工业分离
EOR
Lost Cabin Gas Plant
暂停运行
美国
2013
天然气处理
0.9
工业分离
EOR
Coffeyville Gasification Plant
运行中
美国
2013
化肥生产
1
工业分离
EOR
Air Products Steam Methane Reformer
运行中
美国
2013
制氢
1
工业分离
EOR
Boundary Dam Carbon Capture and Storage
运行中
加拿大
2014
发电
1
燃烧后捕集
EOR
Uthmaniyah CO2-EOR Demonstration
运行中
沙特阿拉伯
2015
天然气处理
0.8
工业分离
EOR
Quest
运行中
加拿大
2015
制氢油砂升级
1.2
工业分离
专用地质封存
克拉玛依敦化石油 CCUS EOR
运行中
中国
2015
化工生产甲醇
0.1
工业分离
EOR
Abu Dhabi CCS (Phase 1 being Emirates Steel Industries)
运行中
阿联酋
2016
钢铁制造
0.8
工业分离
EOR
Petra Nova Carbon Capture
停止运行
美国
2017
发电
1.4
燃烧后捕集
EOR
Illinois Industrial Carbon Capture and Storage
运行中
美国
2017
乙醇生产–乙醇厂
1.00
工业分离
专用地质封存
中石油吉林油田 CO2 EOR
运行中
中国
2018
天然气处理
0.6
工业分离
EOR
Gorgon Carbon Dioxide Injection
运行中
澳大利亚
2019
天然气处理
4
工业分离
专用地质封存
Qatar LNG CCS
运行中
卡塔尔
2019
天然气处理
1
工业分离
专用地质封存
Alberta Carbon Trunk Line (ACTL) with Nutrien CO2 Stream
运行中
加拿大
2020
化肥生产
0.3
工业分离
EOR
Alberta Carbon Trunk Line (ACTL) with North West Redwater Partnership's Sturgeon Refinery CO2 Stream
运行中
加拿大
2020
石油精炼
1.4
工业分离
EOR
3.1.2 中国CCUS技术的应用
在相关政策推动下，我国CCUS技术已取得长足进步，根据《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS)报告(2019)》，截至2019年8月，国内共开展了9个纯捕集示范项目、12个地质利用与封存项目，其中包含10个全流程示范项目。除此之外，国内还开展了数十个化工、生物利用项目。部分项目信息如下表8所示。
我国CO2捕集示范项目主要在火电、煤化工、天然气处理以及甲醇、水泥、化肥生产等行业，包括燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧捕集。目前已建成数套10万吨级以上的CO2捕集示范装置，其中最大的捕集能力可以达到为80万吨/年。火电行业包括9个燃煤电厂碳捕集示范项目，其中包括6个常规电厂燃烧后捕获项目、2个IGCC电厂燃烧前捕获项目以及1个富氧燃烧项目，碳分离技术均采用化学吸收法，以醇胺吸收法为主。CO2排放浓度较高的煤化工示范项目则采取物理吸收法，以低温甲醇法和变压吸附法为主。天然气处理过程中伴生气分离亦是采用化学吸收法，以MEA作为吸收剂。
我国CCUS示范项目的运输环节以罐车运输为主，仅有中石油吉林油田CCS-EOR示范项目铺设了20公里的管道，输送CO2至采油区进行驱油作业。目前我国罐车运输和内陆船舶运输已经成熟，管道运输正在建立健全相关标准体系和安全控制技术体系。
在火电行业，除了胜利燃煤电厂的就近用于胜利油田提高石油采油率之外，其余项目捕获的CO2主要用于工业利用或食品应用。煤化工、天然气处理、化工生产等工业分离过程则以CO2-EOR为主，用于提高石油采收率。我国地质利用和封存项目类型主要包括CO2-EOR、CO2-ECBM、咸水层封存以及地浸采铀等，其中CO2-EOR已实现商业化，地浸采铀也已经大规模工业利用。从整体上看，CO2利用方面以地质封存利用为主，化工利用和生物利用的CO2利用量较少。
表 8 目前中国正在运营的CCUS示范项目
项目名称
地点
捕集工业类型
捕集技术
运输
封存利用
规模
（万吨/年）
投运年份
运行状态
国家能源集团鄂尔多斯咸水层封存项目
鄂尔多斯
煤制油
燃烧前
（物理分离）
罐车
咸水层
10
2011
暂停1
延长石油陕北煤化工5万吨/年CO2捕集与示范
榆林
煤制气
燃烧前
（物理分离）
罐车
EOR
5
2013
运行中
中国核工业集团有限公司通辽地浸采铀
通辽
-
-
罐车
EUL
-
-
-
中石油吉林油田CCS- EOR 示范项目
松原
天然气处理
燃烧前
（伴生气分离）
管道
EOR
80
2008
运行中
华能高碑店电厂
北京
燃煤电厂
燃烧后
（化学吸收）
-
NA
0.3
2008
运行中
华能绿色煤电 IGCC 电厂捕集、利用和封存项目
天津
燃煤电厂
燃烧前
（化学吸收）
罐车
放空
10
2015
运行中
国电集团天津北塘热电厂 CCUS 项目
天津
燃煤电厂
燃烧后
（化学吸收）
罐车
食品应用
2
2012
运行中
连云港清洁煤能源动力系统研究设施
连云港
燃煤电厂
燃烧前
无
放空
3
2011
运行中
华能上海石洞口捕集示范项目
上海
燃煤电厂
燃烧后
（化学吸收）
-
工业利用与食品
12
2009
间歇式运行
中石化胜利油田 EOR项目
东营
燃煤电厂
燃烧后
（化学吸收）
罐车
EOR
4
2010
运行中
中石化中原油田 CO2-EOR 项目
濮阳
化肥厂
燃烧前
（化学吸收）
罐车
EOR
50
2015
运行中
中电投重庆双槐电厂碳捕集示范项目
重庆
燃煤电厂
燃烧后
（化学吸收）
焊接保护气、电厂发电机氢冷置换
1
2010
运行中
中联煤驱煤层气项目
沁水
罐车
ECBM
2004
运行中
华中科技大学 35 兆瓦富氧燃烧示范项目
武汉
燃煤电厂
富氧燃烧
工业应用
10
2014
间歇式运行
中联煤驱煤层气项目
柳林
ECBM
2012
运行中
克拉玛依敦华石油-新疆油田EOR项目
克拉玛依
甲醇厂
燃烧前
（化学吸收）
EOR
10
2015
运行中
长庆油田EOR项目
榆林
甲醇厂
燃烧前
EOR
5
2017
运行中
大庆油田EOR示范项目
大庆
天然气处理
燃烧前
（伴生气分离）
罐车+管道
EOR
20
2003
运行中
海螺集团芜湖白马山水泥厂5万吨级CO2捕集与纯化示范项目
芜湖
水泥厂
燃烧前
（化学吸收）
食品应用
5
2018
运行中
华润电力海丰碳捕集测试平台
海丰
燃煤电厂
燃烧后
2
2019
运行中
中石油华东油气田CCUS全流程示范项目
东台
化工厂
燃烧前
槽车槽船
EOR
10
2005
运行中
山西清洁碳研究院烟气CO2捕集及转化碳纳米管示范项目
大同
燃煤电厂
燃烧后
就地转化
碳纳米管
0.1
2020
运行中
注：1：于2015年停止注入，监测中；
2：2015年捕集装置完成，利用与封存装置延期。
3.2 CCUS技术的挑战
目前CCUS技术总体还处于研发和示范的初级阶段，面临着经济、市场、技术、环境和政策等方面的困难和问题，要实现规模化发展还存在很多阻力和挑战。
3.2.1 经济方面
CCUS技术的重要贡献就在于其无可替代的减排除碳能力，但成本却过于高昂。首先CCUS项目投资成本巨大，投资额在数千万元甚至上亿的规模，如华润集团海丰超临界燃煤电厂燃烧后捕集示范项目投资成本为8531万元，华能上海石洞口第二电厂碳捕获项目投资成本约为1亿元；其次安装碳捕集装置，将产生额外的运行维护成本，每吨CO2将额外增加140~600元，如华能集团上海石洞口发电厂，安装燃烧后捕集装置后，电价增长将近一半，从0.26元/kWh增至0.5元/kWh；最后对于碳利用和封存来说，捕集的CO2价格过高，如CO2-EOR外购CO2，价格在650元/吨左右，对采油公司来说，价格很不划算。就目前国内运行的CCUS示范项目，在如此巨大的成本压力下，企业收益率只能维持在2%甚至以下。如果无法实现减排收益，将会严重影响着企业开展CCUS示范项目的积极性。
3.2.2 技术方面
CCUS技术是捕集、运输、利用与封存等各项技术的高度集成，需要有序、平衡地推进各环节发展。首先CCUS捕集环节的引入，将增加额外的能量消耗，在现有的技术水平下，一次能耗将增加10%~20%甚至