CCUS伤了谁的心

“双碳”背景下，CCUS作为一种大规模的温室气体减排技术被寄予了厚望。

联合国政府间气候变化专门委员会指出，如果没有CCUS，几乎所有气候模式都不能实现《巴黎协定》目标，且全球碳减排成本将会成倍增加。包括中国在内的许多国家以及众多企业，已经将CCUS定位为实现“双碳”目标的关键技术，着重布局，着力发展。

CCUS大发展的机遇就在眼前。但是，现在还不得不泼一盆冷水。

澳大利亚Gorgon项目，最初计划每年捕获并向地下注入400万吨CO2。尽管其拥有雪佛龙、埃克森美孚、壳牌等强大的股东背景，项目2016年开始运营至今仍未能实现埋存目标，表现比目标低了约50%。

1技术挑战

Gorgon项目包括液化天然气工厂和CCS设施。耗资31亿美元的Gorgon工厂于2016年3月生产出了第一批LNG，但其CCS设施到2019年8月才开始首次运行，比计划晚了三年半。

究其原因是2017年末检查发现，其液化天然气厂和注水井之间的管道中存在过量水，造成了阀门和管道发生泄漏腐蚀。

事实上，Gorgon项目暴露的技术问题远不止于此。例如，沙子堵塞了地下的注气井，损害了压力管理系统。雪佛龙澳大利亚公司运营总监Kory Judd说：“我们还有很多路要走，才能实现我们设计的注入系统的承诺。”

在我国，技术上的挑战同样严峻。

长庆油田勘探开发研究院提高采收率研究所副所长范伟直言，相较于一些兄弟企业，长庆油田开展CCUS较晚，很多技术上的“雷点”已经被蹚过了。

吸取经验教训，前期做了充足的准备，长庆油田在CCUS先导试验中避免了很多问题，实施过程较为顺利。但随着CO2的持续注入，其依然爆出了一些“雷点”，比如管道腐蚀。

“二氧化碳是酸性气体，腐蚀性比较强。虽然驱油效果好，但腐蚀问题一直是国际国内的一大困扰。”范伟说。

长庆油田CCUS的注采系统利用的是过去建的水驱系统。利用之前进行过详细排查，对井筒完整性做过评估，对注采系统管线进行过防腐处理……预防了所有能预见的问题，但注气两年后，个别井还是出现了腐蚀问题。

“除了腐蚀外，今后要解决的重点难题还有气窜。因为鄂尔多斯盆地低渗透油藏的混相条件比较好，我们现在没有发生气窜，但国外一些油田气窜问题出现得比较多。发生气窜，对采出系统影响比较大。”范伟说。

随着我国CO2驱油的应用领域不断拓展，应用对象已从低渗透油藏拓展到特高含水油藏、复杂断块油藏等。长期有效安全CO2封存场地选择难度大、CO2安全监测技术不成熟等方面的挑战日益凸显。

面临挑战的，远不止单是驱油利用技术。

在捕集技术上，比较成熟的化学吸收法存在能耗高、成本高的问题；在输送技术上，长距离CO2管道运输的核心技术还有待突破；在封存技术上，国外已开展了大量的咸水层封存示范，我国仅开展了10万吨级咸水层封存示范……

“整体来看，我国CCUS基础研究工作较为薄弱，技术及产业发展还处于研发和小规模示范阶段，缺乏大规模的工业化示范和应用，存在捕集能耗高成本高、缺乏运输管网、二氧化碳资源利用转化效率低等问题。这些都有待技术创新去解决。”中国石化集团公司高级专家陈军指出。

2成本之困

技术挑战，带来的是成本的激增。

为解决管道腐蚀问题，长庆油田需要投入治理费用。新区CCUS建设注入、产出系统使用防腐管材，次的也要用内防腐涂层管材。其比普通管材的价格高几十倍，导致项目成本陡升。

“目前长庆油田的注入规模比较小，但随着规模的扩大，仅因此产生的成本就将是相当大的压力。”范伟说。

可以说，在CCUS实际操作的全流程中，运行成本的困扰萦绕在各个环节。

捕集端，在现有技术条件下，火电安装碳捕集装置导致成本增加0.26~0.4元/kWh。在石化和化工行业中，CCUS运行成本主要来自捕集和压缩环节。采用CCS和CCU工艺，煤气化成本分别增加10%和38%。“尤其是低浓度烟气CO2捕集成本居高不下，制约了碳利用封存工作的开展。”陈军指出。

在延长石油CCUS综合项目中，其CO2来自煤制气中的预燃烧过程，具有较高的纯度和浓度，成本得以下降。《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告（2021）》的数据显示，相较于其他CCUS项目，延长石油CCUS综合项目的捕集和运行成本下降了约26.4%，仅为26.5美元/吨CO2。

输送端，目前我国主要是用槽车运输液态CO2。运输成本高，吨公里运费1元甚至更高。而运输过程需要消耗燃料，产生碳排放，并不环保。同时，公路运输的稳定性、安全性受到气候等多种因素的影响。

固定成本，比如设备安装、占地投资等，同样也是一笔巨额支出。

宝钢（湛江）工厂启动的一个CCUS项目，CO2年捕集能力为50万吨。封存场地在北部湾盆地，距离工厂100公里以内，需要投资5200万美元。宝钢（湛江）工厂进行的经济评估显示，综合固定成本和运行成本，总减排成本达65美元/吨CO2。

有研究测算，不包括运输和封存成本，国外捕集CO2的成本约为11~57美元/吨，而我国当前的低浓度CO2捕集成本为300~900元/吨。

另有一类成本，也应当注意——环境成本。

CO2在捕集、运输、利用与封存等环节都可能发生泄漏，容易给附近的生态环境、人身安全等造成一定的影响。与此同时，大部分CCUS项目有额外增加能耗的特点。增加能耗就必然带来污染物的排放问题，例如前述的槽车运输。

目前，这种额外增加的能耗主要集中在捕集阶段，对成本以及环境的影响十分显著。基于醇胺吸收剂的化学吸收法在商业大规模推广应用中存在明显限制，最主要的原因之一就是运行能耗过高，达到了4.0~6.0MJ/kg CO2。

联合国政府间气候变化专门委员会的研究报告认为，只有当捕集和封存CO2的总成本降到25~30美元/吨时，CCUS才可能大规模推广。我国现在离这个目标，目前无疑还很遥远。

3尴尬的经济性

研究显示，要实现将全球变暖控制在2℃以内，到2050年需要将CO2的封存能力从4000万吨/年增加到5.6亿吨/年以上。这将需要6550亿~12800亿美元的投资。

如此巨额的投资，能获得怎样的经济回报呢？

从目前来看，答案还是一个大大的问号。“CCUS项目最大的痛点、难点，就在于经济性。”中国石油大学（北京）碳捕集利用与封存研究中心执行主任彭勃教授认为。

美国NRG能源公司和日本JX能源公司联合投资的Petra Nova项目，投资总金额超过10亿美元。该项目对煤电厂的烟气流进行CO2回收，然后注入附近油田用于三次采油。

2017年1月开始运营至2020年1月，该项目已经累计捕集近400万吨CO2，通过三次采油实现原油增产超过420万桶。尽管捕集和利用效果很好，但项目成本很高。其每吨CO2的捕集成本为40~80美元，输送CO2和向地下注入还会产生巨额的开支。

该项目90%的收入来源为三次采油，因此油价直接影响了项目的收入水平。2017—2020年，国际油价整体处于低位，致使NRG能源公司仅在2019年就发生了约1.01亿美元的项目资产减值损失。2020年5月，受新冠肺炎疫情和油价暴跌的双重打击，Petra Nova项目被迫停止运营。

事实上，2010—2017年间，美国能源部高级化石能源研究计划资助了包括Petra Nova项目在内的9个CCUS示范项目，总计花费约11.2亿美元。而Petra Nova是唯一的运营到了2020年的项目，其他项目早已流产。对美国未来的CCUS项目，有关人士也认为没有希望，原因就在于项目看起来没有经济可行性。

在澳大利亚Gorgon项目，雪佛龙面临着更加尴尬的处境。

由于未能实现承诺的埋存目标，雪佛龙被迫购买碳配额。今年1月，当雪佛龙购买碳补偿时，澳大利亚碳信用单位飙升至每吨57澳元的高点。按照这样的价格，雪佛龙所要支付的补偿费用将超过2.5亿澳元。

经济性是任何项目可持续运行的保证。但恰恰是经济性的不明确，给CCUS项目带来了巨大的风险。

“就我国的情况来看，目前CCUS示范项目整体规模较小、成本较高，还谈不上经济效益，更多的是出于探索研究、试验示范的目的。但未来要进一步扩大规模，要工业化、产业化，没有经济性是无法实现的。”彭勃指出。

之所以石油企业成为我国CCUS项目的主力军，很重要的原因是CO2驱油提供了强大的驱动力。因为它可以通过采出的石油获得直接的经济回报。

数据显示，目前国内EOR示范项目可实现0.1~0.4吨石油/吨CO2的换油率。这在当前的高油价水平下，可以实现正向投资回报。

但即便如此，目前CO2驱油的应用规模还是相当有限的。最直接的原因就是，目前水驱的成本更低、效益更好。一组最简单不过的数字对比就能说明问题：商业用水6.15元/吨，而我国当前仅低浓度CO2捕集的成本就达到了300~900元/吨。

“在‘双碳’目标和高油价下，石油企业推进CCUS有一定的动力。但是，如果相关成本没有大规模下降，或者无法从碳市场获得回报，CCUS项目欠缺商业模式，缺乏稳定的收入来源，企业就会缺乏长期运营的动力。从可持续发展来讲，CCUS效益如何体现，不得不考虑。”彭勃说。

4产业化的阻碍

目前，我国的CCUS整体处于建设示范项目阶段。走向商业化、规模化运行，是行业长久发展的必经之路。但是，现在我国CCUS的商业模式尚未成熟，产业化发展面临着多重阻碍。

全流程CCUS项目涉及电力、煤化工、钢铁、油气等多个行业的不同企业。项目的实施，普遍面临成本分摊、收益分享、责任分担和风险分担等难题。

“例如，CCUS项目投资偏高，但目前不同行业之间的成本分摊规则并不明确。各个行业都有减排的需要，但通过CCUS项目实现的二氧化碳减排量认定和归属不明确。”彭勃说。

除了需要进一步梳理与明确项目开发过程中的责任、权利与义务外，CCUS产业链条中的各环节还需要建立有效的协调机制或行业规范以及长期公平的合作模式，有效解决气源供给、管网输送、地企关系等难题，从而实现CCUS项目各环节的良好对接。

齐鲁石化—胜利油田CCUS项目，似乎给出了可行的解决方案。

该项目由齐鲁石化二氧化碳捕集、胜利油田二氧化碳驱油与封存两部分组成。齐鲁石化捕集的二氧化碳采用绿色运输方式，送至胜利油田进行驱油封存，从而实现了二氧化碳捕集、驱油与封存的一体化应用。

齐鲁石化、胜利油田同是中国石化旗下的子公司。该CCUS项目也是在中国石化集团公司的整体安排部署下实施的，所以某种程度上双方更容易破除碳源企业与碳汇企业之间的壁垒。其成本分摊、收益分享，以及责任、风险的分担问题等，有内部的解决机制，因此能够形成比较稳定的流程上的上下游对应关系。

而实际上，我国更多的碳源企业与碳汇企业并不属于同一行业，更不属于同一母公司。

“如果都是一个集团内的，项目在运营管理上就会相对畅通。但如果不是，碳源企业就会担心捕集后的二氧化碳的出路，碳汇企业则担心碳源供应的稳定可靠。双方都会觉得不稳定。”彭勃说。

因此，我国急需建立市场机制，建立产业集群，让不同的排放源、不同的封存区块，形成宏观的稳定状态。