“雙碳”背景下，CCUS作為一種大規模的溫室氣體
減排技術被寄予了厚望。
聯合國政府間氣候變化專門委員會指出，如果沒有CCUS，幾乎所有氣候模式都不能實現《巴黎協定》目標，且全球
碳減排成本將會成倍增加。包括中國在內的許多國家以及眾多企業，已經將CCUS定位為實現“雙碳”目標的關鍵技術，著重布局，著力發展。
CCUS大發展的機遇就在眼前。但是，現在還不得不潑一盆冷水。
澳大利亞Gorgon項目，最初計劃每年捕獲并向地下注入400萬噸CO2。盡管其擁有雪佛龍、埃克森美孚、殼牌等強大的股東背景，項目2016年開始運營至今仍未能實現埋存目標，表現比目標低了約50%。
1技術挑戰
Gorgon項目包括液化天然氣工廠和CCS設施。耗資31億美元的Gorgon工廠于2016年3月生產出了第一批LNG，但其CCS設施到2019年8月才開始首次運行，比計劃晚了三年半。
究其原因是2017年末檢查發現，其液化天然氣廠和注水井之間的管道中存在過量水，造成了閥門和管道發生泄漏腐蝕。
事實上，Gorgon項目暴露的技術
問題遠不止于此。例如，沙子堵塞了地下的注氣井，損害了壓力管理系統。雪佛龍澳大利亞公司運營總監Kory Judd說：“我們還有很多路要走，才能實現我們設計的注入系統的承諾。”
在我國，技術上的挑戰同樣嚴峻。
長慶油田勘探開發研究院提高采收率研究所副所長范偉直言，相較于一些兄弟企業，長慶油田開展CCUS較晚，很多技術上的“雷點”已經被蹚過了。
吸取經驗教訓，前期做了充足的準備，長慶油田在CCUS先導試驗中避免了很多問題，實施過程較為順利。但隨著CO2的持續注入，其依然爆出了一些“雷點”，比如管道腐蝕。
“二氧化碳是酸性氣體，腐蝕性比較強。雖然驅油效果好，但腐蝕問題一直是國際國內的一大困擾。”范偉說。
長慶油田CCUS的注采系統利用的是過去建的水驅系統。利用之前進行過詳細排查，對井筒完整性做過評估，對注采系統管線進行過防腐處理……預防了所有能預見的問題，但注氣兩年后，個別井還是出現了腐蝕問題。
“除了腐蝕外，今后要解決的重點
難題還有氣竄。因為鄂爾多斯盆地低滲透油藏的混相條件比較好，我們現在沒有發生氣竄，但國外一些油田氣竄問題出現得比較多。發生氣竄，對采出系統影響比較大。”范偉說。
隨著我國CO2驅油的應用領域不斷拓展，應用對象已從低滲透油藏拓展到特高含水油藏、復雜斷塊油藏等。長期有效安全CO2封存場地選擇難度大、CO2安全監測技術不成熟等方面的挑戰日益凸顯。
面臨挑戰的，遠不止單是驅油利用技術。
在捕集技術上，比較成熟的化學吸收法存在能耗高、成本高的問題；在輸送技術上，長距離CO2管道
運輸的核心技術還有待突破；在封存技術上，國外已開展了大量的咸水層封存示范，我國僅開展了10萬噸級咸水層封存示范……
“整體來看，我國CCUS基礎研究工作較為薄弱，技術及產業發展還處于研發和小規模示范階段，缺乏大規模的工業化示范和應用，存在捕集能耗高成本高、缺乏運輸管網、二氧化碳資源利用轉化效率低等問題。這些都有待技術創新去解決。”中國
石化集團公司高級專家陳軍指出。
2成本之困
技術挑戰，帶來的是成本的激增。
為解決管道腐蝕問題，長慶油田需要投入治理費用。新區CCUS建設注入、產出系統使用防腐管材，次的也要用內防腐涂層管材。其比普通管材的價格高幾十倍，導致項目成本陡升。
“目前長慶油田的注入規模比較小，但隨著規模的擴大，僅因此產生的成本就將是相當大的壓力。”范偉說。
可以說，在CCUS實際操作的全流程中，運行成本的困擾縈繞在各個環節。
捕集端，在現有技術條件下，火電安裝碳捕集裝置導致成本增加0.26~0.4元/kWh。在石化和
化工行業中，CCUS運行成本主要來自捕集和壓縮環節。采用CCS和CCU工藝，煤氣化成本分別增加10%和38%。“尤其是低濃度煙氣CO2捕集成本居高不下，制約了碳利用封存工作的開展。”陳軍指出。
在延長石油CCUS綜合項目中，其CO2來自煤制氣中的預燃燒過程，具有較高的純度和濃度，成本得以下降。《中國二氧化碳捕集利用與封存年度報告（2021）》的數據顯示，相較于其他CCUS項目，延長石油CCUS綜合項目的捕集和運行成本下降了約26.4%，僅為26.5美元/噸CO2。
輸送端，目前我國主要是用槽車運輸液態CO2。運輸成本高，噸公里運費1元甚至更高。而運輸過程需要消耗燃料，產生
碳排放，并不環保。同時，公路運輸的穩定性、安全性受到氣候等多種因素的影響。
固定成本，比如設備安裝、占地投資等，同樣也是一筆巨額支出。
寶鋼（湛江）工廠啟動的一個CCUS項目，CO2年捕集能力為50萬噸。封存場地在北部灣盆地，距離工廠100公里以內，需要投資5200萬美元。寶鋼（湛江）工廠進行的經濟評估顯示，綜合固定成本和運行成本，總減排成本達65美元/噸CO2。
有研究測算，不包括運輸和封存成本，國外捕集CO2的成本約為11~57美元/噸，而我國當前的低濃度CO2捕集成本為300~900元/噸。
另有一類成本，也應當注意——環境成本。
CO2在捕集、運輸、利用與封存等環節都可能發生泄漏，容易給附近的生態環境、人身安全等造成一定的影響。與此同時，大部分CCUS項目有額外增加能耗的特點。增加能耗就必然帶來污染物的排放問題，例如前述的槽車運輸。
目前，這種額外增加的能耗主要集中在捕集階段，對成本以及環境的影響十分顯著。基于醇胺吸收劑的化學吸收法在商業大規模推廣應用中存在明顯限制，最主要的原因之一就是運行能耗過高，達到了4.0~6.0MJ/kg CO2。
聯合國政府間氣候變化專門委員會的研究報告認為，只有當捕集和封存CO2的總成本降到25~30美元/噸時，CCUS才可能大規模推廣。我國現在離這個目標，目前無疑還很遙遠。
3尷尬的經濟性
研究顯示，要實現將全球變暖控制在2℃以內，到2050年需要將CO2的封存能力從4000萬噸/年增加到5.6億噸/年以上。這將需要6550億~12800億美元的投資。
如此巨額的投資，能獲得怎樣的經濟回報呢？
從目前來看，答案還是一個大大的問號。“CCUS項目最大的痛點、難點，就在于經濟性。”中國石油大學（
北京）碳捕集利用與封存研究中心執行主任彭勃教授認為。
美國NRG能源公司和日本JX能源公司聯合投資的Petra Nova項目，投資總金額超過10億美元。該項目對煤電廠的煙氣流進行CO2回收，然后注入附近油田用于三次采油。
2017年1月開始運營至2020年1月，該項目已經累計捕集近400萬噸CO2，通過三次采油實現原油增產超過420萬桶。盡管捕集和利用效果很好，但項目成本很高。其每噸CO2的捕集成本為40~80美元，輸送CO2和向地下注入還會產生巨額的開支。
該項目90%的收入來源為三次采油，因此油價直接影響了項目的收入水平。2017—2020年，國際油價整體處于低位，致使NRG能源公司僅在2019年就發生了約1.01億美元的項目資產減值損失。2020年5月，受新冠肺炎疫情和油價暴跌的雙重打擊，Petra Nova項目被迫停止運營。
事實上，2010—2017年間，美國能源部高級化石能源研究計劃資助了包括Petra Nova項目在內的9個CCUS示范項目，總計花費約11.2億美元。而Petra Nova是唯一的運營到了2020年的項目，其他項目早已流產。對美國未來的CCUS項目，有關人士也認為沒有希望，原因就在于項目看起來沒有經濟可行性。
在澳大利亞Gorgon項目，雪佛龍面臨著更加尷尬的處境。
由于未能實現承諾的埋存目標，雪佛龍被迫購買
碳配額。今年1月，當雪佛龍購買碳補償時，澳大利亞
碳信用單位飆升至每噸57澳元的高點。按照這樣的價格，雪佛龍所要支付的補償費用將超過2.5億澳元。
經濟性是任何項目可持續運行的保證。但恰恰是經濟性的不明確，給CCUS項目帶來了巨大的風險。
“就我國的情況來看，目前CCUS示范項目整體規模較小、成本較高，還談不上經濟效益，更多的是出于探索研究、試驗示范的目的。但未來要進一步擴大規模，要工業化、產業化，沒有經濟性是無法實現的。”彭勃指出。
之所以石油企業成為我國CCUS項目的主力軍，很重要的原因是CO2驅油提供了強大的驅動力。因為它可以通過采出的石油獲得直接的經濟回報。
數據顯示，目前國內EOR示范項目可實現0.1~0.4噸石油/噸CO2的換油率。這在當前的高油價水平下，可以實現正向投資回報。
但即便如此，目前CO2驅油的應用規模還是相當有限的。最直接的原因就是，目前水驅的成本更低、效益更好。一組最簡單不過的數字對比就能說明問題：商業用水6.15元/噸，而我國當前僅低濃度CO2捕集的成本就達到了300~900元/噸。
“在‘雙碳’目標和高油價下，石油企業推進CCUS有一定的動力。但是，如果相關成本沒有大規模下降，或者無法從碳
市場獲得回報，CCUS項目欠缺商業模式，缺乏穩定的收入來源，企業就會缺乏長期運營的動力。從可持續發展來講，CCUS效益如何體現，不得不考慮。”彭勃說。
4產業化的阻礙
目前，我國的CCUS整體處于建設示范項目階段。走向商業化、規模化運行，是行業長久發展的必經之路。但是，現在我國CCUS的商業模式尚未成熟，產業化發展面臨著多重阻礙。
全流程CCUS項目涉及
電力、煤化工、
鋼鐵、油氣等多個行業的不同企業。項目的實施，普遍面臨成本分攤、收益分享、責任分擔和風險分擔等難題。
“例如，CCUS項目投資偏高，但目前不同行業之間的成本分攤規則并不明確。各個行業都有減排的需要，但通過CCUS項目實現的二氧化碳減排量認定和歸屬不明確。”彭勃說。
除了需要進一步梳理與明確項目開發過程中的責任、權利與義務外，CCUS產業鏈條中的各環節還需要建立有效的協調機制或行業規范以及長期公平的合作模式，有效解決氣源供給、管網輸送、地企關系等難題，從而實現CCUS項目各環節的良好對接。
齊魯石化—勝利油田CCUS項目，似乎給出了可行的解決方案。
該項目由齊魯石化二氧化碳捕集、勝利油田二氧化碳驅油與封存兩部分組成。齊魯石化捕集的二氧化碳采用綠色運輸方式，送至勝利油田進行驅油封存，從而實現了二氧化碳捕集、驅油與封存的一體化應用。
齊魯石化、勝利油田同是中國石化旗下的子公司。該CCUS項目也是在中國石化集團公司的整體安排部署下實施的，所以某種程度上雙方更容易破除碳源企業與
碳匯企業之間的壁壘。其成本分攤、收益分享，以及責任、風險的分擔問題等，有內部的解決機制，因此能夠形成比較穩定的流程上的上下游對應關系。
而實際上，我國更多的碳源企業與碳匯企業并不屬于同一行業，更不屬于同一母公司。
“如果都是一個集團內的，項目在運營管理上就會相對暢通。但如果不是，碳源企業就會擔心捕集后的二氧化碳的出路，碳匯企業則擔心碳源供應的穩定可靠。雙方都會覺得不穩定。”彭勃說。
因此，我國急需建立市場機制，建立產業集群，讓不同的排放源、不同的封存區塊，形成宏觀的穩定狀態。
