化石能源要实现近零排放，这项技术或成唯一选择
向清洁能源安全过渡，应用碳捕捉、利用和封存技术至关重要。
碳中和 CCUS 碳交易
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文 | 漫天飞雪
作为碳排放大户的石油石化企业，未来想要在净零排放重压下，继续开发油气业务，就必须掌握自主处理二氧化碳的能力。
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碳减排的重要支撑
迫于转型压力，近年来可再生能源得到了大力推广，但受限于成本、稳定性等诸多因素，很长一段时间内，都无法完全取代化石能源。
“到2050年，化石能源仍将扮演重要角色，占中国能源消费比例的10%—15%。”近日，生态环境部环境规划院发布《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》（下称《报告》）指出，“CCUS将是实现该部分化石能源近零排放的唯一技术选择。”
排出二氧化碳，更要让它在生态循环中“消失”，CCUS就起到了这样的作用：将二氧化碳收集起来，进行再利用或埋藏到地下，以避免排放到大气中。
我国目前投运或在建的CCUS示范项目有大约40个，捕集能力约为300万吨/年。最受业内瞩目的项目之一，就是今年7月份，中国石化在山东启动建设的齐鲁石化—胜利油田项目，达到了百万吨级，建成后将成为国内最大的CCUS全产业链示范基地。
由齐鲁石化捕获生产过程中排放的二氧化碳，运送至胜利油田进行利用和封存。以往开采石油使用“水驱”的方式，现在使用二氧化碳驱油。将二氧化碳压缩成液体，而后注入地下，既完成了石油开采，也封存了二氧化碳。
应用CCUS还能提高油田采收率，实现“一举多得”。据中国石油研究院数据，我国适用于CO2驱油的原油地质储存量约130亿吨，可增加产油量19.2亿吨，提高采收率约15%。
7月20日，中国石化CCUS重点实验室在胜利油田揭牌，致力于打造全链条CCUS技术创新团队，建成低渗透油藏、页岩油、高含水油藏CCUS示范区。
去年，中国石化捕集的二氧化碳量大约有130万吨，用于油田驱油约有30万吨。而另据《报告》，在碳中和目标下，中国CCUS减排需求为：2030年0.2—4.08亿吨，2050年为6—14.5亿吨，2060年则达到10—18.2亿吨。
最多近20亿吨的二氧化碳处理规模，这其中蕴含着巨大的潜在价值。
立足长远目光布局CCUS项目，不仅将帮助石油石化企业自身达到碳中和，助力能源行业净零目标的实现，还能为企业发展带来新的机遇。
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从埋藏选址来看，深部咸水层封存占主导地位，而枯竭油气藏由于具有完整的构造条件，也是非常合适的封存地。
《报告》数据显示，通过二氧化碳强化石油开采技术，我国可封存二氧化碳约51亿吨。而利用枯竭气藏，可以封存约153亿吨，通过二氧化碳强化天然气开采技术可以封存约90亿吨。而我国的深部咸水层封存容量，则达到了大约24200亿吨。
松辽盆地（6945亿吨）、塔里木盆地（5528亿吨）和渤海湾盆地（4906亿吨）是最大的3个陆上封存区域，约占总封存量的一半。
苏北盆地（4357亿吨）和鄂尔多斯盆地（3356亿吨）的深部咸水层，也有较大封存潜力。
工程技术上，经过近些年的探索，我国已经具备了大规模建设CCUS的能力。
其中，吉林油田正在运行全球21个大型CCUS项目中唯一的中国项目，累计注入二氧化碳量已超200万吨。
齐鲁石化—胜利油田项目落地后，将覆盖地质储量6000万吨，每年注入约100万吨二氧化碳，相当于近60万辆经济型轿车停开一年。而实施该项目的胜利油田，更是通过低碳生产，早在2015年就实现了碳达峰，并计划于2035年达到碳中和。
布局CCUS项目，依靠这一技术路线推动净零目标的实现，相较于其他工业领域，油气生产企业有着巨大的天然优势。
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高昂的成本投入，是制约项目大规模开展的主要原因。
《报告》预计，到2030年，我国全流程CCUS（按250公里运输计）技术成本为310—770元/吨二氧化碳，2060年将逐步降至140—410元/吨二氧化碳。
其中，从主要环节的运行成本来看，到2030年捕集成本约为90-390元/吨，2060年为20-130元/吨；