中国碳捕 集、利用 与封存 （CCUS ）技术 发展 路线图 研究（ 更新版 ） （征求 意见稿） 科技部社会发展科技司 中国 21 世纪议程管理中心 二〇一八 年九月 目录 1 引言 . 1 2 技术现状与挑战 . 3 2.1 中国发展 CCUS 技术的基础 . 3 2.2 已开展的工作 3 2.3 技术现状评估 4 2.3.1 捕集 . 6 2.3.2 输送 . 6 2.3.3 地质利用 7 2.3.4 化工利用 7 2.3.5 生物利用 8 2.3.6 地质封存 8 3 愿景与目标 . 9 3.1 愿景 9 3.2 CCUS 技术总体发展目标 9 3.3 发展路径 11 3.3.1 捕集 . 12 3.3.2 利用 . 14 3.3.3 输送、封存 . 15 3.3.4 系统集成与集群化 . 16 4 优先行动及早期机会 . 17 4.1 加快 CO2利用技术研发与示范推广 . 17 4.2 实现关键新捕集技术突破 18 4.3 开展全流程技术系统集成和大规模示范 19 5 政策建议 . 22 5.1 加强新一代 CCUS 技术研发 . 22 5.2 积极有序推进早期集成示范 22 5.3 推动产业化政策研究 23 5.4 加强国际技术合作与技术转移 24 附件 1我国主要 CCUS试验工程的基本情况一览表 . 25 附件 2我国碳捕集、利用、输送与封存各环节技术发展路径图 27 1 引言 近年来，随着全球变暖，极端天气和气候事件频发，气候变化对生态环境和经济社 会发展的影响日益显著，已成为当今国际社会热点议题之一。 2016年 11 月， 巴黎协定 正式生效，意味着削减温室气体排放、实现本世纪末全球气温比工业化前上升不超过 2℃， 并向 1.5℃努力的共识正在凝聚。国际形势的变化将全球应对气候变化带入一个新的阶 段。 碳捕集、利用与封存（CCUS）是指将二氧化碳（CO2）从工业排放源中分离后或 直接加以利用或封存，以实现 CO2减排的工业过程。作为一项有望实现化石能源大规模 低碳利用的新兴技术，CCUS 技术受到国际社会的高度关注。政府间气候变化专门委员 会（IPCC）第五次评估报告认为，如果没有 CCS，绝大多数气候模式都不能实现减排 目标； 更关键的是， 没有 CCS， 减排成本增加幅度预估将高达 138。 国际能源署 （IEA） 研究报告也指出， 要实现本世纪末不超过 2℃的目标， CCS技术将贡献 14的碳减排量。 鉴于 CCUS 对应对气候变化和碳减排的重要作用，欧美发达国家已在探索给予 CCUS 和其它清洁能源同等待遇的政策， 以支持基础研究和产业技术发展； 多边国际合作机制， 如碳收集领导人论坛 （CSLF） 、 创新使命部长级会议 （MI） 、 清洁能源部长级会议 （CEM） 等从不同方面推动 CCUS 发展。 CCUS 是未来我国减少 CO2排放、保障能源安全、构建生态文明和实现可持续发展 的重要手段。作为负责任的发展中大国，中国高度重视应对气候变化工作，有序推进 CCUS 技术研发和示范。2011 版路线图制定以来，中国先后发布了“十二五”国家碳捕 集利用与封存科技发展专项规划 关于推动碳捕集、利用和封存试验示范的通知及 能源技术革命创新行动计划（2016-2030 年） 等鼓励 CCUS 技术发展的文件，并将 CCUS 技术纳入我国战略性新兴技术目录、国家重点研发计划和科技创新 2030“煤炭 清洁高效利用”重大项目等支持范畴。近年来，CCUS 各技术环节均取得较大进步，已 经具备大规模示范基础；新型技术不断涌现，种类不断增多；低能耗的第二代捕集技术 1 可大幅改善 CCUS 技术的经济性，有望以更低成本实现煤电和煤化工等传统产业的有1 第一代捕集技术是指现阶段已经能够进行大规模示范的技术，以胺基吸收剂、IGCC 燃烧前捕集、常压富氧燃 烧为代表；第二代捕集技术是指技术成熟后能耗和成本比成熟后的第一代技术可降低 30以上的新技术，如化学链 燃烧、新型膜分离、增压富氧燃烧等。 2 效减排。CO2利用技术在实现减排的同时，形成具有可观经济社会效益的新业态，对促 进可持续发展具有重大意义（图 0-1） 。 图 0-1 CCUS技术流程及分类示意图 2011版路线图发布以来， CCUS 技术本身及其发展环境都发生了显著变化。国内外 应对气候变化的新形势，要求对 CCUS 技术重新定位，以促进生态文明建设和可持续发 展战略的实施；CCUS 技术内涵的丰富和外延的拓展，需要进一步明确发展方向，以有 序推进第一代捕集技术向第二代捕集技术平稳过渡；CCUS技术的迅速发展使社会各界 对 CCUS 认知度不断提高，亟待加快调整 CCUS 技术的发展目标和研发部署，为相关政 策的制定执行和项目的顺利实施提供科技支撑。 （如煤化工、 制氢、生物乙醇） （如IGCC、 燃煤燃气发电、 炼钢、石油化工、 石油炼化） 高浓度排放源 低浓度排放源 排放 源 燃烧前捕集 化学吸收 物理吸收 物理吸附 膜分离 燃烧后捕集 化学吸收 吸附法 膜分离 富氧燃烧捕集 常压 增压 化学链 输送 车运 陆上管道 海上管道 海上船舶 化工利用 重整制备合成气 制备液体燃料 合成甲醇 合成有机碳酸酯 合成可降解聚合物 合成聚合物多元醇 合成异氰酸酯/聚氨酯 钢渣矿化利用 石膏矿化利用 低品位矿加工联合矿化 生物利用 转化为食品和饲料 转化为生物肥料 转化为化学品和生物燃料 气肥利用 地质利用 强化石油开采 强化煤层气开采 强化天然气开采 强化页岩气开采 强化地热开采 铀矿地浸开采 强化深部咸水开采 地质封存 陆上咸水层封存 海底咸水层封存 枯竭油田封存 枯竭气田封存 化学品 燃料 食品 石油 天然气 水 矿产 捕集 燃烧前捕集 燃烧后捕集 富氧燃烧捕集 输送 输送 利用与封 存 化学利用 生物利用 地质利用 地质封存 产品 肥料 饲料 地热 材料 3 1 技术现状与挑战 CCUS 作为大规模碳减排的有效技术，对我国应对气候变化意义重大。政府、企业 以及科研机构对 CCUS 技术的发展高度重视，其研发与应用也处于不断的创新升级中。 但我国化石能源主导的能源结构以及碳排放达峰和 2℃温升目标带来的减排压力，使我 国 CCUS 技术的发展在基础和条件不变的情况下，既存在复杂性和多样性，又具有自主 性和引领性。 1.1 中国发展CCUS 技术的基础 中国发展 CCUS 具有良好的基础条件 （1）以化石能源为主的能源结构长期存在； （2）适合 CO2捕集的大规模集中排放源为数众多、分布广泛，且类型多样； （3）我国 理论地质封存容量巨大，初步研究估算在万亿吨级规模； （4）我国完备的工业产业链为 CO2 利用技术发展提供了多种选择； （5）存在多种 CO2 利用途径，其潜在收益可推动 CCUS 其它技术环节的发展。同时，我国发展 CCUS 技术仍面临诸多传统挑战 （1）我 国所处发展阶段难以承受 CCUS 的高投入、高能耗和高额外成本； （2）源东汇西的错位 分布格局增加了 CCUS 集成示范和推广的难度； （3）复杂的地质条件和密集的人口分布 给规模化封存提出了更高技术要求。 另外，国内外新形势对 CCUS 技术发展带来了新的机遇 （1）全国统一碳市场的建 立为 CCUS 技术发展提供了新的驱动力； （2）具有较好社会经济效益的 CO2利用技术不 断涌现，有望提高 CCUS 技术的整体经济性，并提供了与可再生能源协同的更多选项； （3）低能耗捕集技术的出现有望大幅降低 CCUS 的实施成本； （4）随着低渗透石油资 源勘探和开发的比重不断增加， 1020年内 CO2强化采油技术（CO2-EOR）将面临更大 需求。同时，国内外环境的变化也使 CCUS 技术发展面临新的挑战 （1）建设生态文明 社会和落实可持续发展战略对 CCUS 技术的能耗、水耗以及环境影响提出更高要求； （2） 2035 年前后将是捕集技术实现代际升级的关键时期，二代捕集技术需要在 2035 年之前 做好大规模产业化的准备。 1.2 已开展的工作 近年来，CCUS在全球范围快速发展，已开展了众多工业规模示范项目，逐渐开始 4 发挥对传统能源“清洁化”的作用，并在 2016 年被纳入“创新使命” 2 框架。中国政府 高度重视 CCUS 技术的研发与示范，为积极发展和储备 CCUS技术开展了一系列工作 一、 明确了 CCUS研发战略与发展方向。 2011版路线图明确了 CCUS 的技术定位、 发展目标和研发策略； “十二五”国家碳捕集利用与封存科技发展专项规划部署了 CCUS 技术的研发与示范；已经出台的“十三五”国家科技创新规划明确了 CCUS 技 术进一步研发的方向。 二、加大了 CCUS 技术研发与示范的支持力度。通过国家重点基础研究发展计划 （973 计划） 、国家高技术研究发展计划（863 计划）和国家科技支撑计划，围绕 CO2 捕集、利用与地质封存等相关的基础研究、技术研发与示范进行了系统的部署。正在开 展实施的“十三五”国家重点研发计划重点专项以及准备启动的科技创新 2030-重大项 目，也将 CCUS 技术研发与示范列为重要内容。 三、注重 CCUS 相关的能力建设和国际交流合作。推动成立了中国 CCUS 产业技 术创新战略联盟，加强国内 CCUS 技术研发与示范平台建设，促进产学研合作；参与国 际标准制定；与国际能源署（IEA） 、碳收集领导人论坛（CSLF）等国际组织开展了广 泛合作，与欧盟、美国、澳大利亚、加拿大、意大利等国家和地区围绕 CCUS 开展了多 层次的双边科技合作。 基于上述工作，中国企业积极开展 CCUS 技术研发与示范活动，已建成多套十万吨 级以上 CO2捕集和万吨级 CO2利用示范装置， 并完成了 10万吨/年陆上咸水层 CO2地质 封存示范。同时，开展了多个 CO2驱油与封存工业试验，累计注入 CO2超过 150 万吨。 我国 CCUS 试验工程的总体情况详见附件 1。 1.3 技术现状评估 近年来我国 CCUS 技术发展迅速、成果可观（图 2-1） （1）2011 版路线图涵盖的 技术取得了一定的发展； （2）多种新技术类型涌现。我国已开发出多种具有自主知识产 权的技术，并具备了大规模全流程系统的设计能力。 2 创新使命部长级会议（Mission Innovation，MI）为常设性全球高级别论坛合作机制，旨在落实 2015 年 11 月巴 黎气候变化大会期间由各成员国家元首和代表共同发表的创新使命联合声明 ，提升全球清洁能源技术研发和创 新的投入。目前成员包括中国、澳大利亚、巴西、加拿大、智利、丹麦、芬兰、法国、德国、印度、印度尼西亚、 意大利、日本、墨西哥、挪威、韩国、沙特阿拉伯、瑞典、荷兰、阿联酋、英国、美国等 22个国家及欧盟。 5 与此同时， CCUS 技术大规模应用仍受到成本、 能耗、 安全性和可靠性等因素制约。 因此，CCUS技术研发与推广的方向是降低成本和能耗，并确保其具有长期安全性和可 靠性；努力实现 CCUS 各个环节技术的均衡发展，尽快进入商业化阶段。 图 2-1 2011年与 2018年中国 CCUS各环节技术发展水平 33a-概念阶段提出概念和应用设想；基础研究完成实验室环境下的部件或小型系统的功能验证；中间试验 完成中等规模全流程装置的试验；工业示范1-4个工业规模的全流程装置正在运行或者完成试验；商业应用5个 以上工业规模正在或者完成运行。 b-枯竭油气田封存在技术上可参考地下储气技术，因此，虽然目前尚没有工程项目，但技术成熟度较高；同样， 6 1.3.1 捕集 CO2捕集是指将电力、钢铁、水泥等行业利用化石能源过程中产生的 CO2进行分离 和富集的过程，是 CCUS系统耗能和成本产生的主要环节。第一代 CO2捕集技术趋于成 熟，但缺乏开展大规模系统集成改造的工程经验，第二代捕集技术处于实验室研发或小 试阶段。 根据技术方向，CO2捕集技术又可分为燃烧后捕集、燃烧前捕集和富氧燃烧捕集。 目前，燃烧后捕集是发展最成熟的技术方向，可用于大部分的燃煤电厂、水泥厂和 钢铁厂，已进入工程示范阶段，国内已有十万吨级捕集装置建成。当前，第一代燃烧后 捕集技术的成本约为 300450元/吨 CO2 4 ， 能耗约为 3.0吉焦/吨 CO2， 发电效率降低 813 个百分点。第二代燃烧后捕集技术的能耗约为 2.02.5 吉焦/吨 CO2，发电效率降低 58 个百分点。 燃烧前捕集系统相对复杂，主要用于整体煤气化联合循环发电系统（Integrated Gasification Combined Circle, IGCC）和部分化工过程，265兆瓦的 IGCC电厂已经进入 商业运行阶段，其配套的十万吨级捕集装置也已建成。当前，第一代燃烧前捕集技术的 成本约为 350430元/吨 CO2， 能耗约为 2.2吉焦/吨 CO2， 发电效率降低 710个百分点， 第二代燃烧前捕集技术的能耗约为 1.62.0吉焦/吨 CO2，发电效率降低 57个百分点。 富氧燃烧技术发展迅速，可用于新建燃煤电厂以及部分改造后的燃煤电厂，目前已 有 0.3兆瓦、 3兆瓦、 35兆瓦的试验装置建成，并完成了 200兆瓦的可行性研究。当前， 第一代富氧燃烧捕集技术的成本约为 300400元/吨 CO2， 发电效率降低 711个百分点， 第二代富氧燃烧捕集技术的发电效率降低 58 个百分点。 1.3.2 输送 CO2输送是指将捕集的 CO2运送到利用或封存地的过程，在某些方面与油气运输有 一定的相似性，包括管道、船舶、铁路和公路等方式。 当前国内 CO2陆路车载运输和内陆船舶运输已进入商业应用阶段， 主要应用于规模 10 万吨/年以下的输送，成本分别约为 1.00-1.20 元/吨公里和 0.30-0.50 元/吨公里； CO2海底管道输送技术在国内外均处于概念研究阶段， 预测输送成本约为 4元/吨 公里。强化深部咸水开采与陆上咸水层封存技术上具有相似性，尽管尚未开展实验，但技术成熟度较高。 7 CO2 陆地管道输送技术最具应用潜力和经济性，美国已建成超过 7600 公里的管网，我 国已建成累计长度 70 公里，输送能力 50 万吨/年的气相 CO2输送管道，当前陆地管道 输送 CO2成本约为 1.0 元/吨公里 5 。我国还完成了多条 50100 万吨/年输送能力的管 道项目初步设计，并已具备大规模管道设计能力，正在制定相关设计规范。 2.3.3 地质利用 CO2地质利用是将 CO2注入地下， 利用地质条件生产或强化能源、 资源开采的过程。 相对于传统工艺，CO2地质利用技术可减少 CO2排放，主要用于强化石油开采、强化煤 层气开采、强化页岩气开采、强化深部咸水开采、强化地热开采、强化天然气开采、铀 矿地浸开采等。我国低渗透油藏勘探开发比重的增加以及非常规油气清洁开采要求的提 高，将为 CO2地质利用提供更大发展空间。 目前，强化石油开采技术应用于多个驱油与封存示范项目，CO2的累计注入量超过 150 万吨，累计原油产量超过 50 万吨，总产值约为 12.5 亿元；强化煤层气开采技术在 沁水盆地开展了多次现场试验；铀矿地浸开采技术处于商业化应用初期，产值约为 1.2 亿元/年；强化天然气开采、强化页岩气开采、强化地热开采技术处于基础研究阶段，存 在较大不确定性；强化深部咸水开采技术是近几年提出的新方法，尚未开展现场试验， 其大部分要素技术可借鉴咸水层封存和强化石油开采，但需要开发相应的抽注控制及水 处理工艺。 2.3.4 化工利用 CO2化工利用是以化学转化为主要手段，将 CO2和共反应物转化成目标产物，实现 CO2资源化利用的过程，主要产品有合成能源、高附加值化学品以及材料三大类。化工 利用不仅能实现减排，还可以创造额外收益，对传统产业的转型升级发挥重要作用。近 年来，我国 CO2化工利用技术取得了较大的进展，整体处于中试阶段部分技术完成了 示范，如重整制备合成气技术、合成可降解聚合物技术、合成有机碳酸酯技术等；部分 技术完成了中试，如合成甲醇技术、合成聚合物多元醇技术、矿化利用技术等；大批新 技术涌现，如 CO2电催化还原合成化学品、基于 CO2光催化转化的“人工光合作用”等 完成了实验室验证。当前合成能源燃料的 CO2利用量约为 10万吨/年，产值约为 1亿元5 此成本基于总长度 70公里、输送能力 50万吨/年的气相 CO2输送管道的运行经验 8 /年，合成高附加值化学品的 CO2利用量约为 10 万吨/年，产值约为 4 亿元/年，合成材 料的 CO2利用量约为 5万吨/年，产值约为 2亿元/年。 2.3.5 生物利用 CO2生物利用是以生物转化为主要手段，将 CO2用于生物质合成，实现 CO2资源化 利用的过程，主要产品有食品和饲料、生物肥料、化学品与生物燃料和气肥等。生物利 用技术的产品附加值较高，经济效益较好。目前转化为食品和饲料的技术已实现大规模 商业化，但其他技术仍处于研发或小规模示范阶段。转化为食品和饲料技术的 CO2利用 量约为 0.1 万吨/年，产值约为 0.5 亿元/年，转化为生物肥料技术的 CO2利用量约为 5 万吨/年，产值约为 5亿元/年，转化为化学品技术的 CO2利用量约为 1万吨/年，产值约 为 0.2亿元/年，气肥利用技术的 CO2利用量约为 1万吨/年，产值约为 0.2亿元/年。 2.3.6 地质封存 C O 2地质封存是指通过工程技术手段将捕集的 CO2储存于地质构造中，实现与大气 长期隔绝的过程。按照封存地质体的特点，主要划分为陆上咸水层封存、海底咸水层封 存、枯竭油气田封存等方式。我国已完成了全国范围内 CO2理论封存潜力评估，陆上地 质利用与封存技术的理论总容量为万亿吨级。陆上咸水层封存技术完成了年十万吨级规 模的示范， 海底咸水层封存、 枯竭油田、 枯竭气田封存技术完成了中试方案设计与论证。 基于当前的技术水平， 并考虑 20年的监测费用， 陆上咸水层封存成本约为 120元/吨 CO2， 海底咸水层封存成本约为 300元/吨 CO2，枯竭油气田封存成本约为 130元/吨 CO2。 9 2 愿景与目标 为发展绿色低碳的经济体系，构建安全高效的能源体系和建立循环利用的技术体系， CCUS 的未来发展需要科研界、政府和企业的共同努力。自 2011 版路线图发布以来， 我国 CCUS 技术快速发展，新形势下，亟需更新 CCUS 发展的愿景和目标。 2.1 愿景 CCUS 作为一种未来减排温室气体的战略性技术，其大规模产业化实施取决于技术 成熟度、经济可承受性、自然条件承载力及其与产业发展结合的可行性。在前期文献梳 理、专家研讨、现场调研、问卷调查等工作的基础上，本路线图提出我国 CCUS 技术发 展的总体愿景构建低成本、低能耗、安全可靠的 CCUS 技术体系和产业集群，为化 石能源低碳化利用提供技术选择，为应对气候变化提供技术保障，为经济社会可持续发 展提供技术支撑。 2.2 CCUS技术总体发展目标 我国政府郑重承诺在 2030年二氧化碳排放达到峰值，CCUS 技术有望在在 2030年 后的去峰阶段发挥重要作用。近年来，我国可再生能源发展迅速，但是比例增长较为缓 慢，根据政府已有规划，2020 年、2030 年非化石能源分别占比 15和 20，无法满足 能源需求的增长。CCUS可以在避免能源结构过激调整、保障能源安全的前提下完成减 排目标，使我国能源结构实现从化石能源为主向可再生能源为主的平稳过渡。2050 年， 随着技术研发的不断推进， CCUS技术的成本将大幅降低， 一部分技术可进行材料生产， 或者与可再生能源结合实现负排放或能源储存，即使不考虑减排目的，CCUS 也将具有 其社会经济价值。 因此， 本路线图充分考虑了 CCUS 技术的近远期定位， 提出中国 CCUS 发展的总体愿景与各时间节点的发展目标。 10 图 2-1 CCUS技术发展总体路线图 6到 2025年 建成多个基于现有 CCUS 技术 7 的工业示范项目并具备工程化能 力；第一代捕集技术的成本及能耗比目前降低 10以上；突破陆上管道安全运行 保障技术，建成百万吨级输送能力的陆上输送管道；部分现有利用技术的利用效 率显著提升，并实现规模化运行。 6 *捕集成本中包含压缩至 12MPa，40℃成本。 7 现有技术是指当前已具备开展工业示范条件的技术，包括第一代捕集技术及部分利用、封存技术。 新型技术是指当前尚不具备开展工业示范条件的技术，包括第二捕集技术及部分利用、封存技术。 11 到 2030 年现有技术开始进入商业应用阶段并具备产业化能力；第一代捕 集技术的成本与能耗比目前降低 1015；第二代捕集技术的成本及能耗与第一 代技术成本接近；突破大型 CO2增压（装备）技术，建成具有 400 万吨级输送 能力的陆上长输管道；现有利用技术具备产业化能力，并实现商业化运行。 到 2035 年部分新型技术实现大规模运行；第一代捕集技术的成本及能耗 与目前相比降低 1520；第二代捕集技术实现商业应用，成本及能耗比第一代 技术降低 1015；新型利用技术具备产业化能力，并实现商业化运行；地质封 存安全性保障技术获得突破，大规模示范项目建成，具备产业化能力。 到 2040 年CCUS 系统集成与风险管控技术得到突破，初步建成 CCUS 集 群， CCUS 综合成本大幅降低。 第二代捕集技术成本及能耗比第一代降低 2030 并在各行业实现广泛商业应用。 到 2050年CCUS 技术实现广泛部署，建成多个 CCUS 产业集群 8 。 2.3 发展路径 以上总体发展愿景和目标的实现需要有序、平衡地推进 CO2 捕集、输送、 利用与封存各环节技术的发展。近期应优先解决 CCUS 技术成本、能耗和安全 问题，促进 CO2利用技术向具有更大减排潜力的封存技术平稳过渡。 8 CCUS集群是指在特定区域通过输送网络相连的多个捕集单元及多个利用封存单元构成的系统。 12 2.3.1 捕集 图2‐2碳捕集技术电厂应用前景示意图 电力、钢铁、水泥、化工等行业是捕集技术的应用主体。其中，燃煤火电是 我国 CO2 的最主要排放源，对于我国碳减排目标的实现意义重大，对捕集技术 在其他行业的推广也具有重要借鉴意义。 燃烧后捕集在燃煤电厂的应用最为成熟， 目前国际上成功运行的两座百万吨级 CCS 示范工程均采用了燃烧后捕集。相比 之下，燃烧前捕集和富氧燃烧技术能耗和成本的下降潜力更大。 我国半数以上的现役燃煤火电机组建成于 2005-2015 年间，预计 2045 年后 将陆续退役。2030-2035 年间，应以采用第一代捕集技术的存量火电机组改造为 主，2035 年前后应以采用二代捕集技术的新建火电机组为主，因此，2035 年前 后将是捕集技术实现代际升级的关键时期， 新一代捕集技术的推广将大幅降低减 排成本和能耗。 基于上述情景预期， 。第一代技术在 2030左右将具备产业化能力，之后能耗 和成本下降空间有限。随着燃烧前和增压、化学链富氧燃烧等燃料源头捕集技术 为代表的第二代低能耗捕集技术的不断成熟，至 2035 年前后，二代技术能耗和 成本将明显低于一代技术， 成为我国火电行业实现低碳排放的主力技术 （图 3-2， 图 3-3，附图 2-2） 。 13 图 2-3捕集技术发展路径 14 2.3.2 利用 图2‐4化工利用、生物利用、地质利用发展路径 9近年来 CO2 利用技术发展较快，部分技术已进入规模化示范阶段，逐渐具9竞争力是技术的商业可行性，指技术成熟的前提下考虑投入成本、产品收益、碳收益后获得的经济 效益。其中较好-一般情况下无需碳收益即可获得经济效益；一般-有利的条件下无需碳收益可获得经济 效益；较差-即使在有利的条件下也需要一定的碳收益才能获得经济效益。此处碳收益指通过 CO2减排从市 场和政策中获得的收益。有利条件指工程实施所需的资源与原料来源、地理与地质及产品进入市场方面的 各种非政策条件。 15 备经济可行性。到 2030年， CO2化工利用技术（图 3-4） 、部分生物利用技术（附 图 2-2）和部分地质利用技术（附图 2-3）在无碳收益情况下亦具备一定经济竞 争力，故应优先推进发展。2030-2035年期间 CO2化工利用技术将逐渐达到商业 化应用水平， CO2生物利用技术和地质利用技术的经济可行性将逐渐摆脱外部条 件制约，到 2040年达到商业化水平。 2.3.3 输送、封存 图2‐5输送、封存发展路径图 2030年， 掌握大型 CO2增压技术之后将使陆上管道输送规模大幅增加； 2035 年，封存的安全保障技术获得突破，陆上咸水层封存技术实现商业应用，多个百 万吨级枯竭油气田封存工业示范项目投入运行，带动陆上管道输送技术的发展， 扩大其应用规模并显著降低成本，实现商业化应用（图 2-5） ；2040 年，多个百 16 万吨级或一个数百万吨级海底咸水层封存工业示范项目建成（附图 2-5） ，成本较 低的海上船舶输送技术随之实现商业应用（附图 2-5） ；2050 年，海底咸水层封 存技术实现商业化，推动海上管道输送技术的商业应用。 2.3.4 系统集成与集群化 CCUS 集群具有基础设施共享、项目系统性强、技术代际关联度高、能量资 源交互利用、 工业示范与商业应用衔接紧密等优势， 是一种高效费比的发展途径， 未来可能形成具有中国特色的 CCUS 新业态。 *MRV核算（Measurement） 、报告（Reporting） 、核正（Verification） 。 图 3-6 CCUS系统集成与集群化发展路径图 17 3 优先行动及早期机会 2011版路线图发布以来， CCUS 各环节关键技术取得较大进展，成本和收益 已逐渐成为制约技术进一步发展的瓶颈， 集成优化成为当务之急。 2035年以前， 亟需部署 CO2 利用技术示范与推广，以带动新一代技术的突破，为其后全流程 技术系统集成和大规模示范打下基础。 3.1 加快CO 2 利用技术研发与示范推广 CO2 利用技术具有社会效益与经济效益“双赢”的属性，不仅有助于降低 CCUS 技术应用成本， 而且可以积累未来向具有更大减排潜力封存技术过渡的工 程经验。具体优先行动如下 CO2地质利用方面优先安排跨行业的百万吨规模 CO2捕集、驱油利用与封存一 体化示范项目，开展安全风险管控、储层精细描述、提高驱油效率、项目全生命 周期经济评价等配套研究；研发铀矿地浸开采技术的绿色高效溶剂；支持强化煤 层气开采过程中甲烷脱附与 CO2 吸附的机理和相关助剂研发；开展 CO2-轻烃- 岩石系统的组分传质、相关组分在固体介质表面的吸附与解析等基础研究，奠定 强化天然气开采（CCS-EGR）和强化页岩气开采技术基础；部署高效换能、微 量贵金属提纯等基础研究， 引导强化地热开采和强化深部咸水开采技术进入中试 门槛。 CO2化工利用方面 开展重整制备合成气的百万吨级大规模商业化应用示范， 加快技术全面推广；部署合成甲醇技术十万吨级示范研究，形成大规模产业化应 用潜力；安排合成可降解聚合物、合成有机碳酸酯、合成聚合物多元醇、矿化利 用等技术的进一步扩试，具备万吨级示范能力；部署制备液体燃料技术中高性能 催化材料的基础研究，建立规模化生产技术，为技术扩试提供支撑。 CO2生物利用方面开展高效光生反应器研究，奠定微藻转化为化学品和生 物燃料技术的万吨级中试示范基础；加强固氮藻种的筛选和遗传改良基础研究， 形成高效固氮微藻规模化生产技术；部署应用基础和下游转化研究，降低规模化 微藻转化为食品和饲料的技术成本。 18 根据区域特点， CO2的地质利用技术主要适合在中西部及东北地区应用，化 工利用技术与生物利用技术主要适合在东部、南部应用，具有很好的地域互补性 （表4-1） 。 表3‐1利用技术早期机会区域（或行业） 利用技术 建议区域（或行业） 重整制备合成气 石油和天然气化工以及煤化工等 制备液体燃料 可再生能源行业等 合成甲醇 有机合成、医药、农药、涂料、染料、汽车和国防等 合成有机碳酸酯 溶剂、汽油添加剂、锂离子电池电解液等 合成可降解聚合物材料 食品和医用包装等 合成聚合物多元醇 聚氨酯领域 合成异氰酸酯/聚氨酯 大宗工程塑料、煤化工、天然气化工等 钢渣矿化利用 混凝土、水泥等 石膏矿化利用 硫铵、混凝土、砌块与喷涂建材等 低品位矿加工联合矿化 建材、钾肥、高值金属与材料等 转化为化学品和生物燃料 可再生能源行业等 转化为生物肥料 生态农业等 转化为食品和添加剂 食品行业、保健品行业等 气肥利用 农业等 强化石油开采 鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、海拉尔盆地、松辽盆地等 强化煤层气开采 鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、沁水盆地等 强化天然气开采 鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地等 强化页岩气开采 四川盆地、鄂尔多斯盆地等 强化地热开采 青海、福建、吉林、西藏等省区 铀矿地浸开采 伊犁盆地、吐哈盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地等 强化深部咸水 准噶尔盆地、吐哈盆地、鄂尔多斯盆地 枯竭气藏封存 四川盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地等 枯竭油藏封存 松辽盆地、渤海湾盆地等 陆上咸水层封存 鄂尔多斯盆地、塔里木盆地等 海底咸水层封存 珠江口盆地等 3.2 实现关键新捕集技术突破 发展 CCUS 的关键是降低成本和能耗，其重点在于捕集技术的突破，包括燃 烧后捕集先进吸收剂、高效反应器和新型节能技术集成、膜分离和固体吸附、 热集成与耦合优化；燃烧前捕集煤气化、燃料气脱碳、大规模煤气化技术、系 统集成技术的化工-动力多联产；富氧燃烧制氧、全流程系统集成优化、化学 19 链燃烧、增压富氧燃烧、富 CO2烟气压缩纯化。到 2035年，中国在捕集技术环 节应分阶段优先部署的研发与示范活动包括 表3‐2捕集环节分阶段的优先行动 优先 行动 -2025 -2030 -2035 燃烧 后捕 集  复合有机胺吸收剂相应的工 艺开发和示范；新一代有机 胺吸收剂开发和试验；  膜材料和高效固体吸收剂的 开发；  启动 30 万吨以上规模示范。  新一代有机胺吸收剂相 应的工艺开发及示范；  膜材料和高效固体吸收 剂的工业级试验示范；  启动百万吨级工业示范。  新一代有机胺吸收 剂的捕集工艺与工 业的集成示范和推 广；  新一代膜材料和高 效固体吸收剂及相 应的工艺开发与工 业示范。 燃烧 前捕 集  新型煤气化/脱碳一体化技术 开发；  先进物理吸收剂和工艺开发 与中试试验；  新型固体吸收附剂的开发 与中试试验；  中高温 CO 2 分离膜材料开 发。  新型煤气化/脱碳一体化 技术中试；  系统集成优化技术开发；  新型固体吸收附剂及工 艺示范；  中高温 CO 2 分离膜材料 及工艺系统的试验和示 范；  煤化工行业 100 万吨/年 规模以上工程示范；  电力行业 3050 万吨/年 规模工程示范。  新一代低能耗捕集 技术的工业示范；  IGCC燃烧前捕集 的百万吨级工业示 范。 富氧 燃烧  低能耗制氧技术大型示范；  酸性气体共压缩纯化技术开 发；  新型载氧体的开发和中试试 验；  全流程热耦合优化技术；  完成万吨级化学链、加压富 氧燃烧中间试验。  百万吨级常压富氧燃烧 全流程工程示范；  十万吨级化学链、加压富 氧燃烧工业示范。  常压富氧燃烧商业 化推广；  化学链燃烧、加压 富氧燃烧大型示 范。 3.3 开展全流程技术系统集成和大规模示范 CCUS 的全流程系统集成与示范是商业应用发展的必经阶段， 据此可全面掌 握 CCUS 系统整体及各环节的安全风险管控、技术经济性能指标实现程度和运 行管理等信息，进而分析和评价系统整体与各技术环节的匹配关系，为 CCUS 20 技术商业应用积累经验。 开展 CCUS 全流程系统集成与示范所需资金投入大， 对场地条件依存性强， 技术密集度高，技术链条长且工艺组合方式多样，因此，需要准确把握我国重点 区域 CCUS 潜力与源汇条件，因地制宜地部署 CCUS 集成示范项目。 近中期（2035 年前后）的百万吨全流程示范以现有技术为主，着重发展以 下技术或设备 （1）大规模 CCUS 系统系统仿真模型、管网规划方法、风险 管控技术及性能评估与优化方法； （2）捕集改造技术CO2捕集与排放源集成优 化； （3）百万吨级燃烧前捕集变换深度可调的低水气比合成器转换工艺； （4） 百万吨级燃烧后捕集高效率、高通量、紧凑型吸收设备； （5）百万吨级常压富 氧燃烧示范、十万吨级化学链、加压富氧燃烧大规模低能耗制氧技术以及热耦 合优化技术等； （6）输送管网建设，材料、大口径以及主干线建设等； （6） CO2驱油与封存场地精细勘查与表征技术、封存容量与利用潜力评价技术、动 态监测与调控技术、环境与生产安全保障技术、以及气体压缩机装备等等。 同时，新型技术的试验示范要尽可能依托以上大规模示范，在某些区域形成 CCUS 集群。基于我国地域特点和资源条件，可初步判断鄂尔多斯盆地、准噶尔 -吐哈盆地、松辽盆地、四川盆地、珠江口盆地具有形成特色 CCUS 集群的有利 条件（图3-1） 。 21 图 3-1 CCUS 技术区域集群 22 4 政策建议 推动 CCUS 技术发展，不仅是落实减排承诺、积极参与全球应对气候变化 的要求，也是建设生态文明、实现可持续发展的内在需求，有利于我国绿色低碳 产业的发展、升级和创新。当前我国的 CCUS 发展正处于技术更新换代时期， 不仅要加快部署技术研发，推进商业化进程，更要关注技术代际过渡问题，抓住 机遇，加快制定符合国情和 CCUS 技术发展规律的政策措施，促进 CCUS 技术 在中国的健康、有序发展。 4.1 加强新一代CCUS 技术研发 （1）支持新一代 CCUS 技术研发示范，尤其是兼具经济效益和减排效应的 CO2利用技术，将 CCUS技术研发纳入后续国家科技计划和产业发展规划，为其 提供长期稳定的支持。 （2）探索预研 CO2 利用技术的国家重大基础设施研发平台，重点开展 CO2 强化资源开采、 CO2化工利用以及生物利用技术验证设施建设，支撑 CO2利用重 大基础理论研究。 （3）有效整合政府部门、企业、高校和研究机构资源，创建合作平台，设置 完善的协调沟通机制，实现地区、机构和行业之间的联合与协调，推动 CCUS 关键技术突破与示范的顺利开展。 （4）重视 CCUS 技术的知识产权研究和保护，设计完善的知识产权保护机 制与体系，有效规避市场技术风险壁垒，激励我国自主技术的研发，为我国大力 开展 CCUS 技术的科学研究和工程示范提供法律法规保障。 4.2 积极有序推进早期集成示范 （1）推进早期示范项目的筛选与评估。全面调研我国 CCUS 示范工程情况， 建立全国范围的示范项目数据库，提出侧重不同角度（包括应用潜力、技术先进 性、经济性以及行业示范效果等）的示范评估准则，统筹规范早期示范项目的布 局，建立示范项目的持续支持机制。 （2）选择优先行业与重点地域开展早期示范。选择资源条件良好（如煤炭、 水等） ，源汇匹配，地方政府态度积极的地区（如榆林、内蒙、新疆等地区） ，积 23 极有序开展 CCUS 全链条的工程示范，建议早期示范项目可以采用高浓度排放 源与强化驱油相结合的模式。 （3）针对 CCUS 早期示范工程，制定 CCUS 研发示范项目监管条例和行业 规范，明确研发示范项目的责任主体和监管与审批主体，建立行业与政府之间的 联合与协调机制，克服利益保护及行业壁垒等问题，保障涉及多部门的全流程示 范项目有序开展。 （4）加大国家对示范项目尤其是集成示范项目的财政支持力度，并配套多方 面激励政策，包括推动示范项目顺利开展所需要的财税贷激励政策，考虑政策制 定的环境、与现有政