行业人士表示，对比欧美等国家和地区较为完善的政策与市场配套，中国在CCUS的项目审批、激励政策，以及完善碳市场建设等方面仍然有很大的发挥空间。

实现碳中和存在两种基本的路线：减少碳排放和固定已排放的碳。CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）作为固碳的一项技术手段，曾跟随碳中和的理念普及，一度成为备受投资界瞩目的新星，却又因多重阻碍因素而使得许多项目搁浅。

第一财经记者注意到，近期多家油气能源企业公布的2023年ESG(社会、环境和治理)或可持续发展报告中，都强调要加大CCUS的研发力度。4月初，中海油发布的ESG报告中提到，为应对气候变化，将开展中国海上油气田CCS（碳捕集与储存）先导性示范，攻关海上CCUS技术体系和核心装备，储备碳中和技术。多家能源化工企业也在报告中频繁提及CCUS的技术进展，并表态将继续加大投资。

“2023年，公司持续开展制氢、合成氨等装置排放的高浓度二氧化碳回收利用，捕集二氧化碳174.9万吨，同比增加14%。”中石化在2023年可持续发展报告中透露。

中国21世纪议程管理中心全球环境处处长张贤告诉第一财经记者，目前CCUS技术发展迅速，呈现出规模化发展趋势。全球项目数量已连续六年保持增长，截至2023年底，中国已投运和规划建设中的CCUS示范项目达100余个。与此同时，目前国内整体上仍然缺乏大规模全链条示范经验，特别是在管网优化和集群建设方面。

多位长期从事CCUS项目开发的行业人士对记者表示，对比欧美等国家和地区较为完善的政策与市场配套，中国在CCUS的项目审批、激励政策，以及完善碳市场建设等方面仍然有很大的发挥空间。

成本高昂制约扩容

根据《巴黎协定》，到2030年全球每年需要捕获12亿吨二氧化碳，而当前所有在运营的碳捕集项目每年的捕集规模总和才5000万吨，两者之间相去甚远。不过，这已经引起了企业的重视和行动，其中转型压力陡增的能源巨头们表现最为积极。这既有欧盟等地越发严格的碳排放管理使得传统油气业务承压的无奈，也有能源巨头们面向未来新兴产业率先布局的雄心。

其中，频繁被提起的标志性项目是挪威“北极光”项目。它由挪威国家石油公司、壳牌和道达尔能源共同出资6.8亿美元，是欧盟首个开放式的、灵活的基础设施来封存工业排放二氧化碳的CCS项目。项目一期预计于2024年年中完成，每年最多可封存150万吨二氧化碳。而从全球范围来看，类似规模的项目仍属“稀缺”。

道达尔能源首席技术官司明漾在接受第一财经记者采访时表示，二氧化碳的捕集是CCUS技术链的第一步，也是最复杂、成本最高的一步，高昂的捕集成本是阻碍CCUS应用范围不断扩容的最大痛点。

“目前每吨碳的捕获成本约100美元，我们的目标是让这个数字减半，降至50美元。一旦进行了有效的碳捕获，可以有效推动之后的利用和封存。利用方面，碳在可持续的航空燃料等领域都可以进行高价值应用。封存方面，挪威‘北极光’项目的落地已经证明了碳封存的可行性，接下来的工作是不断降低成本。”司明漾称。

在中国，近一年这项业务明显加快了脚步。两个直观的表现是，多个国内百万吨级示范项目建成，以及碳捕集技术规模中试的落地。

去年9月，全球规模最大的3兆瓦化学链燃烧（CLC）中试装置在四川德阳落成。该项目依托中欧污染物减排技术研究项目（CHEERS），道达尔能源、东方锅炉、清华大学、法国国家石油与新能源研究院等多方在中国科技部与欧盟地平线的共同资助下，验证和展示将来有望在炼油行业和电力工业领域得到大规模应用的化学链燃烧技术的半工业规模中试。

司明漾告诉记者，该装置在生产蒸汽的同时，可捕获高纯度二氧化碳，并大力降低碳捕集的能耗与成本，成熟后可广泛应用于化工、发电、供热等领域。“在该装置的基础上，我们下一步的计划是开展50兆瓦化学链燃烧装置的试验。最终的商业化运营需要达到200兆瓦的规模，整个商业化要在2030年之前完成。”

道达尔能源亚洲副总裁徐忠华对第一财经记者表示，科研的可行性、工程的可扩容，以及商业的可盈利，三者共同决定了CCUS的推广进程。这意味着，除了应对技术方面的挑战以外，企业还需要相应的政策环境和商业化场景的配合。

“从商业模式的角度来看，政策架构至关重要。在欧洲与美国有一系列可以支持碳捕集与封存项目的政策激励，在中国还很少。所以我们希望能有更好的政策环境、更透明的信息。比如，碳的地下封存项目所需要的相关地质数据，在中国是不那么容易获得的。”徐忠华说。

张贤告诉记者，影响国内CCUS的发展因素是多方面的。首先，CCUS技术缺乏一套成熟的法规标准体系去规范和引导，包括二氧化碳储存、运输、注入和封存技术标准、封存地长期安全监测责任分配等。其次，CCUS项目是复杂的系统工程，涉及地上和地下空间使用、环境影响评估、安全审查等多个方面，当前我国CCUS项目主管部门和审批流程并不明确，导致企业开展CCUS工程建设“摸着石头过河”，增加项目的时间和成本，降低了企业的投资积极性。再次，当前对于各类CCUS技术减排量的核算方法和验证机制等方法学研究尚不成熟，导致CCUS尚未被纳入碳市场。多重因素影响下，我国当前阶段的CCUS项目大多处于工业示范阶段，距离大规模商业应用仍有一段距离。

碳市场是破局关键

要破解阻碍CCUS发展的最大难题“经济性”，除了CCUS自身技术迭代和规模化带来的降本，碳交易市场的开放被认为是一大关键因素。这背后的逻辑在于，即使CCUS的费用看似略高，但是如果不采用这类技术就要在碳市场中付出更高昂的代价购买碳配额，那么也就会有更多人愿意“退一步”，接受CCUS。

张贤表示，二氧化碳浓度是决定碳捕集技术成本的重要因素之一。目前国内大多数CCUS示范项目的捕集成本在每吨100元到500元之间，化工行业捕集成本相对较低，电力、水泥等行业由于烟气二氧化碳浓度相对较低，捕集成本偏高。总体而言，国内的捕集成本在世界范围内处于中等偏低的水平。

然而，当前的全球碳价格和中国碳价格远未达到触发CCUS投资的理想水平。根据张贤团队的研究结果，当碳价格上升到约350元到380元/吨二氧化碳时，预投资的电厂将满足执行CCUS改造的条件，从而可以达到收支平衡。

欧盟是全球碳市场的“排头兵”。2022年，欧盟碳交易量92.77亿吨，占全球碳市场交易总量的75%；交易额5.5万亿元，占全球碳市场交易总额的87%；平均碳价81欧元/吨。对比欧盟，尽管中国是全球碳市场中覆盖碳排放量最大的，但交易还不活跃，价格相对较低。2022年国内碳市场碳交易总量为5088.95万吨，总成交额28.14亿元，挂牌协议交易成交均价58.08元/吨。换言之，全国碳市场的交易规模不足欧盟的1/100，平均碳价不足1/10。

“在中国政府提出双碳目标之后，中国的很多企业在市场上寻找，也在不断对标，希望找到这样最有参与度，而且商业可行的CCUS解决方案和高质量的项目。但受制于经济、技术等因素，真正落地的项目相对较少。如果未来中国碳市场能够纳入CCUS项目，通过碳排放市场买卖配额获得收益，伴随较高的碳价，那么CCUS的内部收益率将显著提高，为更多项目扫除顾虑。”徐忠华称。

值得注意的是，当一些人在探讨CCUS如何更好更快地发展，也有一些人认为，当前阶段并不适宜投入过多的人力和财力进行这类研发。“CCUS是实现双碳目标最后迫不得已的方法，成本高还要额外耗能，所以现在应该把有限的资源放在节能减排、清洁电力上，而不是优先研发或者应用CCUS。”一位可再生能源资深研究人士曾对记者直言。

对此，张贤认为，从短期来看，优先投资于节能减排和清洁电力无疑是高效和直接的减碳手段，通过提高能效、促进可再生能源利用，可以有效减少温室气体排放。但从长期视角看，CCUS技术的重要性开始凸显，尤其是对于那些难以通过传统技术手段实现减排的行业。虽然当前CCUS技术面临成本高和额外耗能的挑战，但它为抵消工业过程中的二氧化碳排放提供了一种可行的解决方案。随着技术进步、成本下降和政策支持的增强，CCUS技术的应用将更加广泛。因此，即便在资源有限的情况下，对CCUS技术的研发和早期部署投资也是对未来的重要准备，确保能够利用所有可行的技术手段应对气候变化的挑战。