碳捕获、利用与封存 (CCUS: Carbon Capture, Utilization and Storage）是实现全球碳中和、应对全球气候变化必不可少的抓手。根据BP公司预测，在快速转型（Rapid(1)）情景下，到2050年全球实现碳中和排放时，一次能源结构中仍将有约30%~40%化石燃料使用；同时大量的工业过程排放无法通过其他举措来减少。因此，CCUS作为负碳技术，将是减少该类碳排放的关键。鉴于近年来CCUS在全球范围内受到愈发广泛的关注，本文将聚焦全球与国内的CCUS项目发展现状及趋势预测，研究伴随CO2捕集、运输、封存与利用三大环节中的技术及经济性分析，以及对相关企业的战略启示。(1)：以碳价格大幅上涨为主导，并辅以针对性更强的部门具体措施，到2100年，全球气温将上升限制在低于工业化前水平2摄氏度的水平
CCUS发展现状与趋势
项目现状
截至2020年，全球商业化CCUS项目(2)总计65个，其中26个项目处于在运状态，所有项目每年可捕集并封存约3900万吨CO2。在地域分布方面，在运行项目中美国占12个，在全球处于领先定位；加拿大、中国分别拥有4个和3个，紧随其后。在试点与示范项目中，国内某领先电力公司联合多家国内外知名机构，建设了亚洲第一个超临界燃煤电厂CCUS示范项目。该项目于2013年宣布启动，总投资1亿元人民币，于2019年5月正式投运，当前CO2捕集与封存规模达2万吨/年。
(2)：1) 商业化项目的必要条件包括3项：封存年限接近永久、作为商业化工业装置的配套且使用寿命接近、产生一定商业回报；2) 分别因为经济不景气和火灾暂停运行；3) 包括在建项目和已完成试点运行的项目全球各国政府对于CCUS项目高度重视，项目规模增长迅猛。根据BP、IEA等国际权威机构预测，若全面实现巴黎协定1.5℃温控目标，2060年全球CCUS项目规模将超过37亿吨/年，增长潜力巨大。同时，在相同假设下，预计中国2060年CCUS项目规模将超过7.9亿吨/年，约占全球1/5。CCUS规模快速发展的背后主要由三大核心因素驱动。首先，由于各国陆续启动的碳交易市场、碳税机制，以及欧盟等针对进口设置的碳边境关税，导致CO2排放成本高昂；同时，EU ETS（欧盟碳交易市场）正在考虑将CCUS项目纳入配额交易中，逐渐高昂的排碳成本将促使企业布局CCUS项目，提升CCUS规模。其次，中国、欧盟、美国、中东、日本等国家/地区政府均已颁布CCUS相关的推广政策，其中欧盟和美国更是提供融资、补贴等激励（如2021年5月，荷兰政府对壳牌和美孚共建的CCUS项目提供了24亿美金的补贴），推广政策配套财政激励将推动CCUS规模进一步提升。再次，作为目前全球碳排放量前二的行业，电力/热力生产与工业的碳排放量分别占总排放的42%和18%，领先的发电或工业企业当前出于践行可持续发展理念、承担社会责任、探索领先技术等动机，发力先试先行，从而推动CCUS规模的跃升。CCUS项目按流程划分，可分为捕集、运输、封存与利用三大环节，各环节内涉及多种技术路线。项目成本中，捕集环节成本占比超过约65%，运输、封存与利用分别占比约15%和约20%。捕集环节主要涉及捕集、吸收两大模式，两大模式下各包含四种技术路线。在捕集模式中，燃烧前捕集技术主要通过高压下化石燃料与氧气生成水煤气，而后CO与水蒸气反应生成CO2和H2，提升浓度后进行捕集；燃烧后捕集技术主要是从燃烧后的气体中直接捕捉、吸附、分离CO2；富氧燃烧技术可利用高纯度氧气替代空气进行助燃，并辅以烟气循环，提升CO2纯度和浓度；DAC (直接空气捕集)技术则通过大型风扇等空气捕捉装置传递气流，从而直接捕集空气中分散的CO2。四种技术中，当前燃烧后捕集技术应用最广，捕集效率最高的富氧燃烧技术将在2025年开启大规模示范。在吸收模式中，化学吸收技术主要通过化学反应进行吸收，根据溶剂不同可分为有机胺法、氨吸收法、热钾碱法、离子液体吸收法等；物理吸附技术主要利用水、甲醇等溶液或沸石等材料吸附CO2，而后通过改变温度、压力等解吸；生物吸收技术则利用植物、微生物等的光合作用进行CO2吸收，未来将主要与生物燃料制备配合使用；膜分离技术通过利用不同气体组分对膜的渗透率差异实现气体分离。在实际应用方面，短期仍将以化学吸收为主，长期来看膜分离有望与化学吸收模式结合使用，成为主流模式。运输环节主要涉及罐车、管道、船舶三大模式。目前，罐车模式已经全面实现商业应用，且灵活性最高。管道模式的运输量与运输距离最大，但初始投资最高。船舶模式在初始投资、输送量、输送距离与灵活性方面均介于罐车和管道之间，目前仅处于中试阶段。封存与利用环节中主要涉及地质封存与利用、化学利用、生物利用三大模式，在众多技术路线中，本文研究了固碳潜力最高的7种技术。在地质封存与利用模式中，强化石油开采 (EOR) 技术主要是向油层中注入CO2作为驱油剂，通过混相效应等原理将地层原油驱替到生产井；铀矿浸出增采 (EUL)技术可通过CO2 O2地浸采铀工艺进行绿色采铀；深部咸水开采 (EWR) 技术是将CO2注入矿化度大于10g/L 的深部咸水层，驱替开采；煤层气开采 (ECBM) 技术则是通过CO2驱替将不可开采煤层中的甲烷等气体采出；页岩气开采 (ESGR)技术主要通过CO2驱替将吸附和游离在页岩中的天然气采出。化学利用模式中，重整制备合成气技术可利用CO2与甲烷重整反应生成CO和H2 。生物利用模式中，生物燃料技术则是通过微藻培植等模式利用CO2制备燃料。当前全球CCUS项目成本差异较大，CO2捕集、运输、封存及利用总成本约在335~2380元/吨之间。CO2气源分压和装置规模是影响CCUS成本的核心因素，整体上，气源的分压越高，项目成本越低。
根据预测，2025年CCUS项目平均成本相较2020年将下降约5%~10%，至2060年，CCUS项目平均成本相较2020年将下降超过40%。成本下降的背后，主要由四大核心因素驱动。首先，技术的优化将降低对应环节成本，据IEA预测，至2060年，捕集、封存及利用环节的技术优化将使对应环节成本下降超过30%。其次，装置的规模效应和随项目数量上升积累的相关经验将推动成本降低。以加拿大奎斯特项目为例，若依托现有项目经验重建原项目，将使CAPEX降低约20~25%。第三，随着CCUS项目逐渐规模化，运输、封存等成本相较原本分散时将进一步降低，与此同时，专注于特定环节的专业化公司将驱动潜在降本。再次，在运营层面，针对CCUS项目的精准选址、整体供应链等方面的精细化改进，将有望进一步降低项目成本。未来几十年，为应对全球气候变暖，在实现净零排放目标和实现全球温控1.5℃路线图的进程中，CCUS技术将在世界能源领域扮演重要角色。虽然当前国内存在CCUS技术的成熟度较低、缺乏有效政策指引和激励机制、缺乏有效的跨企业协调合作等问题，CCUS发展在商业模式探索方面面临制约。但未来随着碳中和进程的持续推动、国家激励政策的进一步完善、碳交易市场的成熟等，CCUS产业发展存在巨大的潜力。罗兰贝格认为，相关企业应积极把握CCUS发展的关键时期，贴合自身业务，针对三大环节中的核心技术领域，择机采用多元方式进行布局，在发展前景广阔的CCUS市场中抢占竞争高地。
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本文由罗兰贝格全球高级合伙人许季刚，全球合伙人张玮，执行总监孙彦寅，项目经理屈思啸共同执笔，
