郭胜伟，陆忠杰，张晓舟
中国海油集团能源经济研究院
在2020年12月12日联合国“2020气候雄心峰会”上，中国提出到2030年单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到约25%的目标［1］。然而，中国在短期内以煤、油、气为主的化石能源消费结构难以改变。传统电力、钢铁、石化等二氧化碳排放量较大行业仅依靠传统节能技术降低二氧化碳排放量作用有限，利用 CCS（碳捕集与封存）这类新兴工业化技术实现二氧化碳净零排放至关重要，在全国实施CCS技术应用是未来必然的发展趋势。
现阶段CCS的成本阻碍了其广泛应用，单凭碳排放交易价或碳税尚不能支撑CCS项目投资运营，相关产业链的鼓励政策、规范体系尚需进一步完善。为了进一步提高资源利用率，降低单位成本，发展CCS集群和枢纽模式必不可少。
国际上，近年来CCS工业示范项目数目逐步增多、规模逐步扩大。根据 Global CCS Institute 发布的《Global Status of CCS 2020》报告［2］，大规模 CCS设施捕集能力定义为在工业碳源类不低于 40×104t/a，在发电厂类碳源不低于80×104t/a。
截至2020年底，全球现有二氧化碳捕集能力约4 000×104t/a，共有 28个处于运行阶段的大规模CCS项目。按地域分类，处于运行阶段的大规模CCS项目中有 14个分布在美国，4个分布在加拿大，3个分布在中国，2个分布在挪威，5个分别在巴西、沙特阿拉伯、阿拉伯联合酋长国、卡塔尔和澳大利亚。按应用分类，26个项目的碳捕集类型为工业分离，集中在天然气处理、化工生产、炼油以及制氢等行业，2个项目为电力行业的燃烧后捕集类型。此外，全球现有的开发阶段的二氧化碳捕集项目37个，其中22个项目应用于驱油，其余15个项目用于地质封存。
按照封存地点进行分类，CCS分为陆上封存和海上封存。陆上方面，美国投入运营的 CCS项目达到38个，二氧化碳捕集量超过3 000×104t/a，欧盟运营13个CCS项目，其中英国7个，挪威4个，荷兰1个，爱尔兰1个。海上方面，收集油气田生产过程中的伴生气二氧化碳并存储在海底的项目已在挪威、澳大利亚、马来西亚等国家实施。中国海洋石油集团有限公司于2021年启动国内首个海上 CCS项目，为中国东南部珠江口盆地恩平15-1油田群的辅助设施之一，位于中国香港东南部约190 km处，每年将约30×104t二氧化碳注入海底［3］。
中国CCS在相关政策推动下取得长足进步，根据《中国二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）报告（2021）》显示，中国已有13个涉及电厂和水泥厂的纯捕集示范项目，捕集规模达到 85×104t/a，11个地质利用与封存项目规模为182×104t/a，覆盖了燃烧前捕集、富氧燃烧、燃烧后捕集等多种技术。中国海洋石油集团有限公司的丽水 36-1气田开发项目利用天然气处理装置放空的二氧化碳，将其生产为食品级二氧化碳，每年减少温室气体排放25×104t［4］。
传统执行CCS项目大多是以点对点模式进行二氧化碳捕集、处理和存储，适合大型封存点对应单个大型排放源，但容易存在捕集量和存储量达不到最优状态，造成项目投资非常高、运营成本昂贵，二氧化碳来源难以保障等问题，整个项目失败几率很高。因此，将炼油厂、石化厂、天然气处理厂、发电厂、金属冶炼厂等大量排放的二氧化碳进行集中捕集、处理和存储的新模式开始得到研究，以枢纽和集群模式进行CCS的新模式得以产生。
2.1 枢纽和集群模式的建设
枢纽和集群模式概念是指，将工业园区（如石化厂、发电厂、炼钢厂等）高排放量的二氧化碳经终端处理后，通过船舶或管道运输并注入封存到盐水层或枯竭的石油和天然气储层、低渗油藏、地下矿井等方式存储。这种模式能帮助碳捕集设施在运行中更好地匹配碳源/碳汇，同时也可以更为灵活地进行压缩作业，和单个碳源的压缩厂相比，枢纽对压缩能力的要求较低。
实施枢纽和集群模式主要有4个流程。第一步集中捕集接收工业园区高排放量的二氧化碳；
第二步通过4种方式将二氧化碳输送到接收终端，分别为通过中长距离管道输送高压气态二氧化碳，短距离管道输送本地低压气态二氧化碳，公路和铁路运输液态二氧化碳，以及二氧化碳船舶运输液态二氧化碳；
第三步在接收终端对上述4种方式接收的二氧化碳进行净化及液化处理，最终成为清洁的液态二氧化碳；
第四步通过接收终端将处理后的二氧化碳通过管道或二氧化碳船运送到注入地点（见图1）。
图1 典型枢纽和集群模式示意图
枢纽和集群模式CCS建设的基础设施包括建设驳船或岸上设立用于二氧化碳接收、储存、转运的处理终端（该终端需具备接收以管道、罐车等形式输送的二氧化碳，净化/液化二氧化碳，储存二氧化碳，输出二氧化碳等能力）、二氧化碳装船运输或海底运输管道、封存场所等。
2.2 枢纽和集群模式的经济性
CCS同大多数行业一样，同样受益于规模经济。提高规模可以大幅降低二氧化碳的单位成本。对来自设施集群的二氧化碳在枢纽进行汇集、处理、运输及封存，可以实现显著的规模经济，尤其可以降低二氧化碳处理工厂单位能耗及输送管道建设成本；
拥有多家CCS服务客户和供应商的工业生态系统也有助于降低风险。常规CCS设施可能仅涉及一个碳源、一条管道，存在成本较高，且存在相互依赖的风险，如果仅有的工业碳源关停，处理工程、管道运营及封存运营等各方将因为失去碳来源从而导致项目失败。如，2011年瑞典Vattenfall AB公司放弃了德国勃兰登堡州的斯普莱贝格碳捕获试验电厂，该项目价值 15×108欧元，但缺少盈利能力。美国电力公司 2011年也搁置了美国首个商业规模的碳捕获计划［5］。
枢纽和集群模式可以更好地整合资源，使资本成本最小化，然而其前期投资巨大。由于集群的大规模效应，前期投资需要政府的支持才可能实现。同时集群模式一般需要行业内的多家公司建立合作关系，共同开发，因此前期的商业模式需要清晰划分。
虽然CCS枢纽和集群模式前期的困难较多，然而分析认为该模式能实现二氧化碳集中捕集，提升了捕集效率，并以规模化速率降低捕集成本，灵活多样的运输方式也便于针对不同二氧化碳捕集技术使用，集中进行净化及液化也可降低成本，是降碳的主要发展方向。
3.1 应用现状
《全球碳捕集与封存现状（2020）》报告显示，CCUS（碳捕集、利用与封存）技术在美国、巴西、欧洲、中国等国家和地区已得到应用，处于运行或研究阶段的 CCUS/CCS枢纽和集群模式项目已达15个（见表 1）［2］。
表1 2019—2020年CCUS/CCS枢纽和集群模式项目统计
位于挪威北海的北极光项目是最先进的处于开发阶段的CCS枢纽之一，也是CCS枢纽和集群模式项目中的典型项目。该CCS枢纽所汇集的二氧化碳主要来自垃圾发电厂和水泥厂，两者所提供的二氧化碳总量为 80×104t/a，由挪威国家石油公司、壳牌集团公司和道达尔能源公司共同开发。北极光项目将在碳源厂对二氧化碳进行压缩和液化，然后通过专用的二氧化碳运输船将其运至封存点。该项目计划于2024年进行调试投运。
另一个典型项目是Net Zero Teesside，项目位于英国东北部一个重要工业区。该地区二氧化碳的排放量占英国工业排放总量的6%。该项目预计在2030年之前投运。项目的核心作用是结合最先进的 CCS技术，将联合循环燃气轮机发电站产生的二氧化碳，以及生物质能、制氢和碳密集型产业等各种集群所产生的二氧化碳，通过共同管网输送到北海进行永久地质封存。2019年9月，Net Zero Teesside成为油气行业气候倡议组织（OGCI）全球 CCUS KickStarter支持的五个战略枢纽之一。Kickstarter计划向CCS技术释放大规模投资，条件是每年捕集多达1 000×104t二氧化碳，这相当于英国300多万户家庭一年消耗化石能源的二氧化碳排放量。Net Zero Teesside集群希望利用CCS提供灵活的燃气发电，配合降低系统总成本，2050年之前实现电力系统净零排放，进而使英国消费者从中受益。同时CCS耦合碳密集型产业可以保住Tees Valley地区能源密集型制造业 35%～70%的工作岗位，可以同时在建设过程中，间接带来 7.5×108英镑的总增加值，每年间接创造13 500个工作岗位。目前英国正在加大对 CCS集群的赞助，计划在 10年内至少再建立两个 CCS 集群［6］。
CCS枢纽和集群通过规模经济效应大大降低了二氧化碳封存的单位成本，其产生的商业协同效应也降低了投资风险，并创造新的工作岗位。美国大多数新增的商业设施都有机会使用 CarbonSAFE 二氧化碳封存枢纽，目前这一开发中的CCS枢纽得到了美国能源部的支持。英国的亨伯零碳集群目标成为英国第一个净零产业集群［7］，英国新增2个商业CCS设施都与亨伯零碳集群有关。CCS枢纽和集群项目投资大部分来自政府提供的资金支持，以促进共享式运输和封存网络的发展，未来将可以实现规模经济，以降低单位成本及利用多种排放源以减小资产搁浅风险。项目的初期运输和封存基础设施可归政府所有，随着越来越多的排放企业入网，相互依赖风险将随之降低，商业化的程度也会越来越高。
3.2 应用前景及应用条件
CCS作为降低二氧化碳排放的重要技术，在全球将会贡献14%的二氧化碳减排量，Wood Mackenzie认为未来碳捕获能力将从现在每年5 600×104t增加到2050年的40×108～80×108t；
按照国际能源署2050年全球能源系统净零排放情景，2030年全球二氧化碳捕获量将达到 16.7×108t，2050年为76×108t［8］。
中国以化石能源为主的能源结构短期内难以改变，单纯依赖节能减排、提高能效等传统技术难以达到减排要求［9］。枢纽和集群模式CCS技术可实现投资、运营成本及运营风险降低，逐步实现规模化商业运营，促进产业的发展，是实现“双碳”目标的重要技术手段。随着社会发展，碳排放交易价格逐步提升，CCS行业前景十分光明。然而现阶段，中国实现CCS大规模商业化运营，还存在几方面问题。
3.2.1 碳交易价格较低
根据IHS研究结果，现阶段全球CCS平均成本接近60美元/t（其中捕集方面占比60%，运输方面占比22%，存储方面占比18%），远高于碳排放交易价格。2022年，欧洲碳排放交易价格约84欧元/t二氧化碳，中国碳排放交易价格约55元/t。碳交易价格低于CCS成本，对CCS技术发展不能起到推动作用。
3.2.2 财政支持不足
以枢纽和集群模式开展CCS项目，尽管可以降低终端处理设施、管道等资本投资，但受CCS技术成熟度、规模效应等因素影响，项目初始投资规模较大，运营成本高，规模经济效益凸显不理想，需要政府积极提供财政支持。发达经济体通常对 CCS项目均给予从财政或税收政策的支持，如，美国能源部2020年投入2.7×108美元支持CCS项目，尤其在颁布 45Q税收抵免政策后［10］，二氧化碳地质封存的补贴价格由25.70美元/t二氧化碳（2018年）增至50.00美元/t二氧化碳（2026年）；
挪威政府2020年宣布提供 21×108欧元资金用于建设位于挪威 Brevik的 Norcem水泥厂和位于 Oslo Varme的Fortum垃圾发电厂的两个CCS项目，通过“北极光”项目进行离岸运输和封存；
英国政府2020年宣布提供 10×108英镑资助，用于2030年前在英国开发 4个碳捕集与封存中心和集群项目。
3.2.3 相关技术规范尚未成熟
CCS是一种集成的工业新兴技术，从地质封存处二氧化碳的适应性、构造稳定性，海底存储二氧化碳的压力、泄漏研究及地质变化的监测，到二氧化碳终端处理能力、输送能力、陆地及海上存储能力等技术尚在成熟过程中，相关规范体系如二氧化碳运输船等环节的规范及法规等尚未出台［11］。
3.2.4 项目建设影响因素较多
CCS宜建立在以工业园区聚集的诸如电力、冶炼、炼化、水泥等二氧化碳排放量大的区域，然而项目从立项、审批到执行过程中，将涉及不同行业、不同区域、不同部门，此方面的投资立项审批尚需有可操作细则［12］。
3.2.5 模块化捕集设施未有效利用
工业园区存在一定数量二氧化碳排放量不大的工厂，可采用更多经济型的小规模碳捕集设施，实现小规模运行。在二氧化碳资源中断后，该设施可移动到其他碳源点进行作业，达到批量制造、灵活应用的目的，并能广泛适用于垃圾焚烧厂、小型燃气发电站。为推动CCS增长和扩张，模块化捕集设施一旦与CCS枢纽结合，发挥功效更大，可以将多个排放源的二氧化碳捕集起来进行处理、运输和封存，更加经济实惠。研究小型模块化二氧化碳捕集设施建设，以及投入运营方面的技术及标准是扩大捕集枢纽处理规模必要措施。
CCS集群和枢纽模式有着非常大的应用前景，在世界范围内已经有许多正在建设待投产的项目。中国在这方面机遇虽多但起步较晚。开展CCS全流程系统集成与示范工程所需资金投入大，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，需要准确把握重点区域CCS潜力与源汇条件，因地制宜地部署区域。
基于中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、环渤海等具有形成特色CCS集群的有利条件。中国东南沿海以陆上咸水层和海上咸水层封存为主，西部的碳汇以注入油田提高采收率和陆上咸水层封存为主，全国应在各区域尽可能匹配碳源和碳汇，按地域特点和资源条件分区域积极发展CCS集群。这些区域有条件发展成基础设施共享、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的枢纽，未来将形成具有中国特色的CCS集群枢纽。针对中国CCS集群和枢纽有以下几点建议：
一是，加快枢纽和集群模式CCS跨行业、跨区域合作方式研究，建立CCS基础设施合作共享机制，探索在不同碳排放领域及行业的全产业链示范工程，尤其是需要完善投资审批流程的规范建设。
二是，开展全流程技术合作研究，建立核算容量、地质边界、注气量设计标准，提高注入量、注入压力、资产完整性与安全管理、优化方案等综合研究能力。
三是，争取财政补贴，支持枢纽和集群模式CCS示范项目建设。在早期示范和推广阶段由政府提供如风能、太阳能、电动车等方式的财政支持，逐步过渡到单凭碳排放交易或碳税实现产业化运营。
四是，推进CCS规范体系建设。加快二氧化碳处理终端、输送管线、船舶、二氧化碳码头或水上储罐、二氧化碳船舶输送及注入等方面规范研究，从CCS产业链范畴推进规范体系建设。
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