Development of CCUS Technology in the Context of Carbon Neutrality and Assessment of the Potential for Offshore Storage in Guangdong Province

随着全球工业化进程的加速，人类活动所产生的CO₂等温室气体排放量不断增长，极大地影响了全球气候和生态系统的平衡，减少CO₂排放已成为人类社会的共识^[1-2]。为积极应对气候变化，越来越多的国家和地区制定了碳中和计划。在此背景下，我国于2020年提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的目标，这是我国积极应对全球气候变化问题，推动经济高质量发展和生态文明建设的一项重要举措。

然而，化石燃料短时间内依然是人类社会所依赖的主体能源，2022年世界能源相关CO₂排放为368亿t，仍处于上升阶段，因此实现碳中和面临着巨大挑战^[3]。为了实现经济发展，同时减少化石能源利用的影响，需要采取有效措施来限制CO₂排放，CCUS技术则能够为此提供一种有效的解决方案。CCUS是指通过技术手段捕集工业、能源生产等过程中产生的CO₂，运输至适宜的地点进行利用或永久封存的技术^[4-6]。IPCC AR6报告指出，如果没有CCUS技术，将无法实现《巴黎协定》的温控目标^[7]。我国“十四五”规划和2035年远景目标纲要明确将CCUS技术作为重大示范项目进行引导支持^[8]。研究表明，碳中和目标下我国CCUS减排需求为：2030年0.2亿t～4.08亿t，2050年6亿t～14.5亿t，2060年10亿t～18.2亿t^[2]。

CO₂封存是CCUS技术的核心组成部分之一，决定了CCUS技术的发展潜力和发展方向^[9]。根据CO₂封存位置不同，可分为陆地封存和离岸封存（海洋封存）^{[2, 10]}。我国华南沿海地区（特别是广东沿海地区）经济发达，碳排放强度大，排放源分布密集，然而这些地区陆上只有零星分布的古近纪陆相断陷盆地，CO₂封存潜力较小^[11-12]。而其近海海底发育有大型沉积盆地，如珠江口盆地、北部湾盆地等，能提供充足的地质封存潜力，且能够与沿海大型工业CO₂排放源形成良好的源汇匹配关系。因此华南沿海省份尤其广东省，是我国开展CO₂离岸封存的潜力区域之一^[12-13]。

随着碳中和目标的提出，我国CCUS技术进入了快速发展阶段，但仍面临诸多挑战，尤其是CO₂离岸封存技术与发达国家差距较大。文章梳理了碳中和背景下CCUS技术的国内外发展现状，并对广东地区CO₂离岸封存潜力进行了研究，为未来我国开展大规模CCUS项目特别是离岸封存工程提供基础依据。

CCUS主要技术示意图如图1^[2]所示。CCUS包含捕集、运输、利用、封存4个技术环节，各环节都包含多种技术选择，其中捕集技术主要包括燃烧前捕集、燃烧中捕集与燃烧后捕集等。输送技术主要包括罐车运输、船舶运输和管道运输。利用技术根据工程技术手段的不同，可分为化工利用技术、生物利用技术和地质利用技术等。封存技术主要分为陆地或海底的咸水层封存、枯竭油气田封存等^{[2, 14-15]}。

Figure 1.  Schematic diagram of the main technologies of CCUS^[2]

CO₂捕集是指电力、化工、钢铁、水泥等行业大型工业设备用能过程中产生CO₂的分离和富集的技术^[16]。根据捕集系统的技术基础与适用性，通常将CO₂捕集技术分为3大类：燃烧前捕集技术、燃烧中捕集技术以及燃烧后捕集技术^{[2, 6, 17]}。

燃烧前捕集技术主要是在指化石燃料在燃烧前化学能的转移，主要适用于整体煤气化联合循环（Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC）、天然气甲烷重整制氢等系统。以IGCC为例，该技术主要通过煤气化技术将煤转化为合成气，再经过水气变换后变为CO₂和H₂，气体压力和CO₂浓度较高，可采用吸收法、吸附法、低温分馏法等对CO₂进行捕集。该技术整体处于工业示范阶段，我国华能集团于2009年建设了天津IGCC电站示范工程。该工程2011年投产，捕集量达到10万t/a^[18-20]。目前，燃烧前捕集技术的成本为70～230元/t，未来需要进一步开发高效捕集材料和节能工艺，以及通过部署大规模示范项目降低投资成本^[6]。

1）富氧燃烧技术

富氧燃烧技术就是用比通常空气含氧浓度高的富氧空气进行燃烧，结合烟气循环调节燃烧，获得较高浓度的CO₂的烟气，适用于新建电厂、水泥厂等。富氧燃烧技术优点在于烟气CO₂浓度高，因此分离过程能耗低。该技术整体处于工业示范阶段，华中科技大学于湖北应城进行了35 MW富氧燃烧碳捕集示范，2014年完成工程建设，CO₂捕集量达到10万t/a，烟气CO₂浓度>80%^[6]。富氧燃烧技术的主要问题在于空分制冷的电耗很高，目前捕集成本约为380元/t，未来发展方向主要在于开发低能耗空分技术^{[6, 20-22]}。

2）化学链燃烧技术

化学链燃烧是一种新型的碳捕集技术，该技术将传统的燃料与空气接触反应的燃烧分解为2个气固反应，利用载氧体将空气中的氧传递给燃料，直接产生高CO₂浓度烟气，从而达到分离CO₂的目的。具有捕集能耗低、系统效率高、CO₂内分离等优点。未来发展方向在于开发高效载氧体、反应器，并进行系统效率优化等^[23-25]。

燃烧后捕集技术是指将CO₂从燃料燃烧后的尾气中分离出来，适用的分离方法主要有化学吸收法、物理吸附法、膜分离法等^{[6, 26-29]}。其中化学吸收法具备分离效果好、工艺易于放大等优势，适用于火电、水泥、钢铁等行业，在现阶段工业化应用中占据领先优势，目前我国已建成多个不同规模的燃烧后化学吸收法碳捕集示范项目，正在建设世界最大的燃煤电厂碳捕集项目——华能陇东正宁电厂150万t/a碳捕集项目^[30]。燃烧后化学吸收法捕集成本为270～400元/t，目前主要面临再生能耗高（2.0～3.0 GJ/t），以及吸收剂损耗大等问题，未来研究需要进一步提升吸收剂性能以及优化节能工艺，降低能耗和运行成本^{[6, 31-33]}。

CO₂罐车运输技术核心在于CO₂运输储罐的设计和制造，相关技术已较为成熟。车辆运输主要适用于10万t/a以下的CO₂运输，需要对CO₂液化，一般罐车内CO₂的温度和压力在−30 ℃～−20 ℃，1.7～2.0 MPa，运输成本为1～1.5元/(t·km)^{[6, 10]}。

CO₂船舶运输是较为经济的运输方式，运输距离超过1 500 km时，成本可降至0.1元/(t·km)^{[6, 34-35]}。目前国外已有CO₂运输船投入使用，领先的制造商包括现代尾浦造船、大宇造船、三菱造船、新来岛造船等。我国大连造船正在建设7500 m³液态CO₂运输船，江南造船也已拥有设计能力，未来发展方向在于突破大型液化CO₂运输船设计建造等。

管道运输是大规模CO₂运输的最优选择，可分为气态输送、低温液态输送、密相输送和超临界输送，其中密相或超临界输送具有较高的输送效率以及经济优势^[36-38]。国外已有长距离、大规模的CO₂管道投运，我国处于示范阶段，2023年，国内首条大规模CO₂运输管道——齐鲁石化-胜利油田CCUS示范项目CO₂输送管道全线贯通，未来CO₂运输管道将在我国逐步实现规模化应用。

CO₂化工利用是指将CO₂通过化学转化合成目标产物，实现CO₂资源化利用的过程，主要包含CO₂制备化学品技术以及CO₂矿化利用技术^{[6, 10]}。前者主要通过热/光/电催化等将CO₂转化制备成醇、烃、酯等一系列化学品，典型技术包括CO₂加氢制甲醇、CO₂加氢制甲烷、CO₂重整制合成气等^[39-41]。相关技术目前大多处于基础研究和工业示范阶段，主要面临催化剂成本高、反应转化率低等问题，随着催化技术的进步，CO₂制备化学品的成本优势和减排潜力将迅速提升。后者是指通过天然矿物、工业材料和工业固废中钙、镁等碱性金属与CO₂发生碳酸化反应生成稳定的碳酸盐，在碳减排的同时实现固废处置、联产高值化产品等^[42-43]。典型技术包括钢渣矿化利用CO₂、磷石膏矿化利用CO₂、CO₂矿化氧化混凝土等，主要处于工业示范阶段，发展方向主要在于降低过程能耗和提高利用效率^[44-46]。

CO₂生物利用是指通过植物光合作用，将CO₂转化为生物质从而实现资源化利用的技术，主要包括微藻利用技术和气肥利用技术^[6]。前者通过微藻将CO₂固定为碳水化合物，并进一步转化为生物燃料、食品添加剂等化学品^[47-48]，目前在国内处于研发示范阶段，已有数个万吨级微藻固碳示范项目。后者是指将CO₂注入温室用于作物增产^[49-50]，目前经济可行性较低。

CO₂地质利用是指将CO₂注入适宜的地层，通过驱替、置换、传热、化学反应等作用产生有价值的产品，同时实现CO₂的封存^[51-52]。主要包含强化石油开采和强化甲烷开采（天然气、煤层气、页岩气、可燃冰等）^[6]。CO₂强化石油开采（CO₂-EOR）是目前最具商业化前景的技术，我国已完成大规模工业示范，典型项目包括齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS示范项目、吉林油田CCUS示范工程等。CO₂强化甲烷开采处于基础研发和中试阶段。

CO₂封存是将大型排放源产生的CO₂捕获后运输到选定地点长期封存，不再释放到大气中，是缓解全球气候变暖最有效的技术之一。

按照地质封存体的不同，可分为咸水层封存、枯竭油气藏封存等^[2]。咸水层通常是指富含高浓度盐水（卤水）的地下深部的沉积岩层。该类地层在全球范围内分布广泛，饱含大量的水资源，但由于其地下水矿化度较大，不适合作为饮用水或农业用水，然而却是封存CO₂的有利场所^[53-54]。目前，我国已在鄂尔多斯进行了CO₂咸水层封存10万吨级示范，海上30万吨级咸水层封存试验也已投产^[55-56]。但我国咸水层封存技术研发与国际先进水平仍有一定差距，未来的发展方向在于CO₂规模化封存，发展CO₂海上封存。

枯竭油气藏一般是指经过3次开采以后，已丧失开采价值的油气田。枯竭的油气藏具备完好的圈闭结构和相对稳定的地质条件，可以有效地封存CO₂并限制CO₂泄漏，具备较高的封存效率和安全性^[10]。同时，油气勘探、开采过程中积累的丰富的地质资料和设备可为封存提供良好基础^[56]。因此，将CO₂封存到枯竭油气藏中已成为一种被广泛认同的、可行的碳封存技术。然而由于枯竭油气田残存的废弃油气井较多，也存在一定泄漏风险。目前枯竭油气田封存CO₂项目仍很少。

根据封存位置，可分为陆地封存和离岸封存。CO₂离岸地质封存是将CO₂通过船舶或管道运输到海上平台，注入到海底800～3000 m的咸水层、油气藏等深层地质结构体中^[57]。其中，海底咸水层具有分布广、容量大、选择多等优势，是海洋封存的主要选择；油气藏通常具有资料基础好、完整性与封闭性确定、有生产配套设施可依托等优势，是未来开展大规模CO₂封存的基础^[58]。CO₂离岸封存是不具备陆上封存条件的沿海地区实现碳减排的有效途径。相较于陆地封存，CO₂海洋封存具有不占用土地，不影响地下水资源，远离居民区等优点，且除岩石盖层外，表层还有海水的压力和阻隔，因此封存的风险性大幅降低^{[56, 58]}。

目前已有多个国家开展了CO₂海洋封存项目实践工作，典型项目如表1^[59]所示，主要分布在挪威、荷兰、英国、澳大利亚等国家的附近海域，封存地质体大多为海底咸水层，也包括油气藏^[59]。2023年，我国首个离岸CO₂封存示范工程——中国海油恩平15-1油田群CO₂回注示范工程投入运行。

广东是沿海工业发达省份，存在大规模的CO₂集中排放源，而陆上CO₂封存潜力匮乏，离岸封存是将来大规模CO₂减排的最主要方式^[60]。近年来，广东省积极发展离岸封存技术产业，2022年启动了我国首个海上规模化CCUS集群研究项目“大亚湾区二氧化碳捕集、利用及封存集群研究项目”，力求打造中国南部地区CO₂商业规模离岸封存的中心，为我国海上CO₂封存事业奠定基础，因此，有必要探明广东地区CO₂离岸封存潜力，为后期实施大规模CO₂离岸封存提供理论和实践依据。

中国海域CO₂地质封存潜力评价预测我国海域盆地级碳封存潜力约为2.6万亿t^[61]。广东省近海沉积盆地面积大，包括在珠江口、北部湾盆地等，这些盆地的沉积地层厚，储盖层组合好，圈闭发育，CO₂封存适宜性高^[12]。

1）珠江口盆地

珠江口盆地位于南海的北部海域，呈NE－SW向展布，长750 km，宽300 km，面积约26.68万km^2[62]。如图2^[63]所示，珠江口盆地面积广阔，800～3500 m深度范围内咸水层广泛发育，具有巨大的地质碳封存潜力，并且与北部沿岸的广东省CO₂排放源构成了良好的源汇匹配关系^{[60, 64]}。

Figure 2.  Comprehensive assessment of carbon source, and carbon storage potential and suitability of the Pearl River Mouth Basin^[63]

一些研究人员已开展了珠江口盆地CO₂封存潜力评价。霍传林^[57]对我国近海CO₂海洋封存潜力进行评估，结果显示珠江口盆地的封存适宜性是最佳的，800～2500 m的咸水层有效容量平均为1359亿t。Zhou等^[64-65]的研究结果表明，珠江口盆地深部咸水层的有效CO₂储存容量约3080亿t。根据中国地质调查局水文地质环境地质调查中心《全国二氧化碳地质储存潜力评价与示范工程总成果报告》^[66]，珠江口盆地内具有中等以上碳封存适宜性的单元的推定潜力约为2066亿t。根据中英（广东）CCUS中心与中国科学院南海海洋研究所的测算结果^[63]，珠江口盆地深部咸水层CO₂地质储存推定潜力总量约1368亿t。

2）北部湾盆地

北部湾盆地位于南海北部大陆架西部，面积为51517 km²，包括北部湾海区的一部分、雷州半岛东部海区的一部分以及雷州半岛南部和海南岛北部陆地，如图3^[67]所示。北部湾盆地海底地貌较平坦，海水较浅，深度小于55 m，北浅南深。霍传林^[57]的评估结果证明该地区800～2500 m内咸水层的有效CO₂封存容量平均为343亿t。Li等^[68]的评估结果表明北部湾盆地咸水层封存潜力为485亿t，其中潜力最大的为乌石凹陷，约68.4亿t。

Figure 3.  Division of tectonic units in the Beibu Gulf Basin^[67]

CO₂驱油是CO₂利用和封存的一条有效途径，该技术能够产生实际效益，降低CO₂封存的成本。近年来，离岸CO₂-EOR发展较快，广东省近海的珠江口、北部湾盆地等已探明大量油气田，具备一定有可利用资料和设备，是开展我国离岸CO₂-EOR的理想区域之一，因此有必要了解广东近海沉积盆地的CO₂-EOR潜力。

Zhou等^[65]评估了珠江口盆地的CO₂封存潜力，结果显示珠江口盆地油气藏封存潜力约6000万t。其后续的研究^{[60, 64]}评估了我国近海盆地的CO₂-EOR潜力，发现珠江口盆地通过CO₂-EOR可封存3.4亿t～5.1亿t CO₂，中小型油田具有应用混相驱的有利条件，流花11-1大型油田需要考虑采用非混相驱。

Zhou等^[69]的研究结果表明北部湾盆地油田CO₂封存潜力约为2200万t。Li等^[70]在2013年的研究显示北部湾盆地油田CO₂有效地质封存量约为1290万t，天然气田CO₂封存潜力约为350万t。在其后续的研究中^[68]，北部湾盆地油、气田CO₂封存潜力评估值分别提升至4230万t和6230万t。

广东省工业发达，拥有众多电力、石化、钢铁、水泥等企业，主要分布于珠江三角洲及海岸带区域，大部分距海岸线不到150 km，发展CCUS产业集群的规模优势明显。

1）煤电行业

2021年，广东省煤电碳排放约为2.68亿t，其中沿海的粤西、珠三角、粤东地区煤电装机量分别为13 GW、24 GW和18 GW，年CO₂排放量约为5300万t、1亿t以及7400万t。此外，粤西、粤东地区未来仍将新增煤电装机4 GW以及17 GW，考虑煤电利用小时数降至3500～4000 h，预计将新增碳排放共5900万t～6700万t。

2）石化、钢铁、水泥行业

珠三角及海岸带区域占广东全省石化、钢铁、水泥三大行业直接碳排放约六成。粤西地区石化、钢铁、水泥行业的碳排量分别为2167万t、3522万t以及950万t；珠三角地区三大行业的碳排量分别为2273万t、1247万t以及2804万t；粤东地区钢铁行业碳排量为1721万t，此外水泥行业排放约6万t。

广东省CO₂排放源主要分布在沿海地区，与近海的CO₂封存场地构成了良好的源汇匹配关系。现有研究将广东省CO₂源汇集群分为4个集群：粤西集群、珠江口西岸集群、广佛肇-深莞惠集群、粤东集群^[63]。考虑各地区CO₂源汇之间的空间分布，粤西地区离岸封存地点可包括珠江口盆地西部珠三坳陷以及北部湾盆地，CO₂经海上管道或船舶直线运输至珠三坳陷约200 km，至北部湾盆地东部的雷东凹陷约90 km，雷州半岛碳排放源距离北部湾盆地乌石凹陷仅数十千米，适宜在此地区开展离岸驱油项目。珠江口西岸地区适宜在珠江口盆地西江凹陷开展离岸咸水层封存或离岸驱油，海上运输距离为160～190 km；广佛肇-深莞惠地区可将捕集的CO₂运输至珠江口盆地的惠州凹陷开展离岸封存或离岸驱油，海上运输距离约170 km；粤东地区可将CO₂运输至珠江口盆地的陆丰凹陷进行离岸封存或用于驱油，海上运输距离约150 km。

在我国广东省等东南沿海地区开展CO₂离岸封存项目，有助于降低高排放行业的碳排放量，同时也有利于推动可持续发展和创新产业发展。但目前我国CO₂离岸封存还存在以下问题。

1）技术成熟度较低

CO₂离岸封存技术是一项复杂的技术，需要保证安全性、可监控性、可操作性以及环境友好性，需要通过大量的基础研究和实践来不断完善。虽然我国已启动了CO₂离岸封存试点项目，但与欧美等发达国家相比，技术水平和规模均处在初步阶段，相关研究和实践经验不足，在封存地选址、基础设施建设、海上运输、注入、驱油、监测等领域需要不断优化和提升。

2）封存成本高

CO₂离岸封存投资较大，高昂的建设和运营成本制约了该项技术的发展。离岸封存需要建设相关基础设施和设备，包括海底运输管道、注入平台、监测系统等，海上作业成本和技术难度显著高于陆地封存，因此需要巨大的投资成本^[71]。离岸封存涉及到安全和生态环境方面的风险，如地震、火灾和泄漏等，地质勘探等前期工作也面临较大投资^[72]。目前，海底咸水层CO₂封存成本约为300元/t，缺乏市场竞争力^[15]。

3）环境影响不明确

CO₂从海底封存空间泄漏到海洋环境的概率非常低，但同样不能忽视其泄漏风险，如果发生泄漏，可能引发海水酸化而危害海洋生物，破坏局部海洋环境^[56]。如果封存地点附近发生海底地震等地质灾害，导致CO₂大规模的泄漏，CO₂会通过海洋重新逃逸到大气中^[10]。

4）政策法规不完善

CO₂地质封存缺乏经济效益，在没有激励政策的情况下面临着动力不足的问题。目前CCUS在美欧等发达国家能够以财政税收支持政策作为支撑，例如美国45Q税收抵免政策修订后，将为固定源排放CO₂的地质封存提供85.00美元/t的补贴^[73]。而我国尚未制定相关的税收优惠和补贴激励政策，这导致国内企业在参与CO₂离岸封存项目上缺乏积极性。

此外，目前我国对于CO₂封存项目的选址、建设、运营和封存场地关闭后的环境风险评估、监控等方面同样缺乏相关的法律法规。

CO₂离岸封存的大规模工业化仍需要时间和技术创新的进一步积累，针对存在的挑战，建议从以下几方面着手，推动技术产业发展。

1）加快关键技术攻关，降低封存成本

针对CO₂离岸封存，需要开展更为深入的理论和实践研究，鼓励相关企业联合科研机构，在封存选址、海上运输、注入技术、监测技术等领域增加科研投入、加强技术攻关，提升技术成熟度。开发大规模商业化运营的离岸封存专用设备，降低工程建设成本，推动产业化进程，以促进我国CO₂离岸封存技术的发展和应用。

2）加大基础设施投资，推动集群项目发展

加快CO₂运输船舶或海底管道、中转储运、注入平台等基础设施建设与共享，发挥示范项目引领作用，通过示范项目验证技术可行性和经济性，提升技术水平。加速推进离岸封存技术产业化发展，推动CCUS全产业链示范工程建设，实现规模效应，降低成本。

3）完善法律法规

相关部门应加强政策引导，建立科学和完整的CO₂离岸封存法制体系，积极探索出符合实践需要的法律法规，以确保CO₂离岸的长期稳定发展。探索符合国情的税收优惠和补贴激励政策，确立离岸封存项目的法律原则和环保标准，建立针对离岸封存项目选址、运行、关闭等全流程的监管机制，完善投融资模式和碳交易市场，将离岸封存纳入碳交易体系，引导社会资本参与，推动CO₂离岸封存持续发展。

CCUS技术被认为是实现碳中和的关键技术之一。近年来，我国大力支持CCUS技术研发，通过加强基础研究、关键技术攻关、推进示范项目等方式，在CCUS各技术环节均实现了快速发展，部分技术已达到国际先进水平，然而仍需在运输、封存环节的个别关键技术上进一步提升。

广东近海地区具备巨大的CO₂地质封存潜力。然而离岸封存还需要解决技术不成熟、封存成本高、环境影响不明、政策法规缺乏等问题，未来我国应该加大对离岸CCUS技术的研究和投入，降低技术成本，逐步完善离岸封存项目的配套设施和政策体系，推动大规模集群项目落地，助力碳中和工作的顺利进行。