碳捕集利用與封存是實現碳中和目標不可或缺的重要技術選擇。碳捕集利用與封存技術不僅可以實現化石能源利用近零排放，促進鋼鐵、水泥等難減排行業的深度減排，而且在碳約束條件下增強電力系統靈活性、保障電力安全穩定供應、抵消難減排的二氧化碳和非二氧化碳溫室氣體排放、最終實現碳中和目標等方面具有重要意義。  

中國工程院李陽院士科研團隊在中國工程院院刊《中國工程科學》發表《我國碳捕集利用與封存技術發展研究》一文，對我國碳捕集利用與封存技術水平、示范進展、成本效益、潛力需求等進行了全面評估。文章指出，我國碳捕集利用與封存技術發展迅速，與國際整體發展水平相當，目前處于工業化示范階段，但部分關鍵技術落后于國際先進水平。在工業示范方面，我國具備了大規模捕集利用與封存的工程能力，但在項目規模、技術集成、海底封存、工業應用等方面與國際先進水平還存在差距。在減排潛力與需求方面，我國理論封存容量和行業減排需求極大，考慮源匯匹配之后不同地區陸上封存潛力差異較大。在成本效益方面，盡管當前碳捕集利用與封存技術成本較高，但未來可有效降低實現碳中和目標的整體減排成本。為此，文章建議，加快構建碳捕集利用與封存技術體系，推進全鏈條集成示范，加快管網布局和基礎設施建設，完善財稅激勵政策和法律法規體系。  

一、前言  

二氧化碳捕集利用與封存（CCUS）指將CO2從能源利用、工業過程等排放源或空氣中捕集分離，通過罐車、管道、船舶等輸送到適宜的場地加以利用或封存（見圖1），最終實現CO2減排的技術手段，是我國實現碳達峰、碳中和目標技術組合不可或缺的重要構成部分。CCUS技術不僅可以實現化石能源利用近零排放，促進鋼鐵、水泥等難減排行業的深度減排，而且在碳約束條件下增強電力系統靈活性、保障電力安全穩定供應、抵消難減排的CO2和非二氧化碳溫室氣體排放、最終實現碳中和目標等方面具有重要意義。  

圖1CCUS技術示意圖  

近年來，我國高度重視CCUS技術發展，相關技術成熟度快速提高，系列示范項目落地運行，呈現出新技術不斷涌現、效率持續提高、能耗成本逐步降低的發展態勢。與此同時，CCUS技術的內涵和外延進一步豐富和拓展。《“十四五”規劃和2035年遠景目標綱要》明確將CCUS技術作為重大示范項目進行引導支持，未來CCUS技術在我國實現碳中和目標、保障國家能源安全、促進經濟社會發展全面綠色轉型、推進生態文明建設的過程中將會發揮更為重要的作用。  

《中國碳捕集利用與封存技術發展路線圖》《中國二氧化碳捕集利用與封存（CCUS）年度報告（2021）》對我國CCUS技術現狀進行了總結與梳理，提出了政策建議與發展路徑。《第三次氣候變化國家評估報告》《中國二氧化碳利用技術評估報告》從技術角度闡述了CO2利用技術的成熟度、減排潛力和發展趨勢。國際能源署、政府間氣候變化專門委員會（IPCC）對CCUS在全球范圍內的減排潛力進行了評估，2070年全球要實現近零排放，CCUS技術累積減排約15%的排放量；2100年要實現1.5℃溫升控制目標，全球CCUS累積減排5.5×1011~1.017×1012tCO2。在碳中和情景下，2060年我國CCUS捕集量可達約1.6×109tCO2。  

近期，全球CCUS研究院對世界CCUS設施現狀與發展趨勢進行了梳理，國內部分示范工程被納入其中；但有關我國CCUS技術示范的整體情況仍待全面梳理。針對于此，本文對截至2021年7月我國已投運和建設中的CCUS示范項目進行系統調研，立足經濟社會發展的基本國情和應對氣候變化的戰略需求，總結我國CCUS技術水平、示范工程進展、成本效益現狀、減排潛力態勢；進一步開展中外CCUS技術發展比較分析，評價我國CCUS技術發展情況，據此提出“雙碳”目標下CCUS技術發展的對策建議。  

二、我國CCUS技術的發展現狀  

“十一五”時期以來，國家自然科學基金、973計劃、863計劃、國家重點研發計劃等科技計劃持續支持CCUS技術研發，通過加強基礎研究、關鍵技術攻關、項目集成示范，CO2捕集、運輸、利用、封存等各技術環節發展迅速，取得了系列成果。尤其是燃燒前捕集、運輸、化工利用、強化深部咸水開采與封存、集成優化類的技術近十年來發展迅速。與國際對比分析表明（見圖2），我國CCUS技術與國際先進水平整體相當，但捕集、運輸、封存環節的個別關鍵技術及商業化集成水平有所滯后。  

圖2國內外CCUS各環節主要技術的發展水平  

注：概念階段表示提出概念和應用設想；基礎研究表示完成實驗室環境下的部件或小型系統的功能驗證；中試階段表示完成中等規模全流程裝置的試驗；工業示范表示1~4個工業規模的全流程裝置正在運行或者完成試驗；商業應用表示5個以上工業規模正在或者完成運行。  

CO2捕集技術指利用吸收、吸附、膜分離、低溫分餾、富氧燃燒等方式將不同排放源的CO2進行分離和富集的過程，是CCUS技術發展的基礎和前提。現階段，我國第一代捕集技術研究取得了顯著進展，大部分技術已從概念或基礎研究階段發展到工業示范水平，部分技術已經具備商業化應用能力，但大規模系統集成優化缺乏工程經驗；第二代捕集技術處于實驗室研發或小試階段。我國燃燒前捕集技術發展比較成熟，整體上處于工業示范階段，與國際先進水平同步；燃燒后捕集技術處于中試或工業示范階段，相比國際先進水平發展有所滯后，特別是對于目前CO2捕集潛力最大的燃燒后化學吸收法，國際上已經處于商業化應用階段，我國仍停留在工業示范階段。富氧燃燒技術方面國內外均處于中試階段，整體發展較為緩慢，尤其是增壓富氧燃燒技術仍處于基礎研究階段。隨著第二代低成本捕集技術的不斷發展成熟，成本與能耗將明顯低于第一代捕集技術；為了進一步降低CO2捕集成本，捕集技術的代際更替應加快推進。  

運輸指將捕集的CO2運送到可利用或封存場地的過程，主要包括罐車、船舶、管道運輸等方式。通常小規模和短距離運輸考慮選用罐車，長距離規模化運輸或CCUS產業集群優先考慮管道運輸。在我國，罐車和船舶運輸技術都已開展商業應用，與國際先進水平同步，而輸送潛力最大的管道運輸技術剛開展相關示范，相比處于商業應用階段的國際水平差距顯著。  

CO2生物與化工利用技術指利用CO2的不同理化特征，生產具有商業價值的產品并實現減排的過程。國內外技術發展水平基本同步，整體上處于工業示范階段。近十年來，各項生物與化工利用技術均有所發展，尤其是部分化工利用技術進展顯著；發展水平最高的是利用CO2合成化學材料技術，如合成有機碳酸酯、可降解聚合物及氰酸酯/聚氨酯，制備聚碳酸酯/聚酯材料等。  

CO2地質利用與封存技術指通過工程技術手段將捕集的CO2進行地質利用或注入深部地質儲層，實現與大氣長期隔絕的技術，封存方式分為陸上和離岸兩種。在地質利用與封存方面，國內外各項技術發展水平參差不齊。從全球范圍看，強化采油和浸采采礦技術發展較快，已開始商業化應用；其余技術中，除強化深部咸水開采與封存技術正在開展工業示范以外，其他技術均處在中試及以下階段。我國地質利用與封存技術在近十年均有所發展，尤其是強化深部咸水開采技術已從概念階段發展到工業示范水平，但仍整體落后于世界先進水平；盡管驅替煤層氣技術略處于領先狀態，但經濟效益較好的CO2強化采油技術（CO2-EOR）在我國仍處于工業示范階段，相比進入商業化應用階段的國際水平差距明顯。  

在CCUS集成優化技術方面，近十年我國取得了較大的進步。國外CCUS集成優化技術已普遍處于商業化應用階段，相比之下我國有關技術發展仍顯落后，尤其是管網優化和集群樞紐兩類技術僅處在中試階段。上述各環節的關鍵技術發展水平不足以支撐我國CCUS集成耦合與優化技術研究，制約了我國CCUS大規模示范工程的開展，而大規模全鏈條集成示范項目的缺失又進一步限制了集成優化技術的提升。  

三、我國CCUS技術的示范工程進展  

根據科學技術部向全國征集CCUS示范項目的統計結果，自2004年我國第一個CCUS示范項目在山西投運以來，已投運和建設中的CCUS示范項目共有49個，集中在華東和華北地區；已建成的38個CCUS示范項目，累計注入封存CO2超過2×106t，形成CO2捕集能力2.96×106t/a、注入能力1.21×106t/a。  

從技術環節分布看，捕集類、化工與生物利用類、地質利用與封存類示范項目的占比分別為39%（15個）、24%（9個）、37%（14個）。在15個捕集類示范項目中，中低濃度排放源CO2捕集項目有14個，高濃度排放源捕集項目僅有1個。  

從行業分布看，主要工業行業均有涉及，覆蓋電力、煤化工、石油化工、水泥、鋼鐵等領域。在15個捕集類項目中，11個來自電力行業，3個來自水泥行業，1個來自煤化工行業（見圖3）。地質利用與封存技術的驅油類項目通常與化工行業結合，13個項目中有5個來自煤化工行業，2個來自石油化工。鋼鐵行業的CCUS示范項目處于起步階段，2020年在西昌投運的CO2礦化脫硫渣關鍵技術與萬噸級工業試驗項目對鋼鐵企業燒結煙氣進行捕集并礦化利用。  

圖3我國CCUS技術環節及細分的捕集源行業分布情況  

從整體規模看，雖然目前已投運項目規模普遍較小，但是我國正在規劃的項目規模逐漸增大。在已投運的CCUS示范項目中，29個在10萬噸級及以下，僅有中國石油化工集團有限公司中原石油勘探局的CO2埋存驅油、中國石油天然氣股份有限公司吉林油田分公司的CO2-EOR兩個示范項目在50萬噸級及以上，尚無百萬噸級項目。2021年7月，中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司的CCUS全流程示范項目啟動建設，預計2021年年底投運，將成為我國首個年捕集封存CO2百萬噸以上項目；國家能源投資集團有限責任公司泰州發電有限公司的50萬噸級碳捕集與資源化利用項目、新疆哈密百萬噸級CO2捕集與驅油項目處于籌備建設階段。值得指出的是，部分項目建成后并未持續投入運行，而是處于停運或間歇運行的狀態。目前CCUS示范項目成本高、收益低，有能力維持運營的項目主要來自大型國有企業或少數幾個擁有相關產業鏈的大型企業。  

目前，全球CCUS項目發展迅速，截至2021年9月規劃、在建和運行中的商業化CCUS設施的數量達到135個，比2020年增加一倍以上，全部建成后每年可捕集CO2約1.5×108t。相關設施的單體捕集量呈現增加趨勢，數個項目超過百萬噸級；CCUS的產業集群化發展趨勢明顯，促進了項目成本降低。與國際先進水平相比，我國CCUS技術在大規模示范項目的整體規模、集成程度、離岸封存、工業應用等方面存在較大差距。  

一是大規模商業化示范項目較少。全球處于建設階段或運行階段的大規模CCUS項目共有31個，分布在美國（13個）、中國（5個）、加拿大（4個）、歐洲（4個）、中東（3個）、澳大利亞（1個）、巴西（1個）；2021年新建了多個千萬噸級CCUS產業集群，其中最大的是“休斯頓航道CCUS創新區”，旨在利用多個CCUS工業碳源并在墨西哥灣近海地層每年封存1×108tCO2；處于開發后期或運行中的CCUS產業集群數量達到24個，分布在美國（6個）、英國（6個）、荷蘭（4個）、希臘（1個）、挪威（1個）、丹麥（1個）、加拿大（1個）、中國（1個）、中東（1個）、澳大利亞（1個）、巴西（1個）。CCUS產業集群體現了規模經濟效應，通過提高壓縮、脫水、管道和封存規模來大幅降低碳減排的單位成本。我國新疆CCUS產業中心計劃建設規模為2×105~3×106tCO2/a。  

二是尚未開展百萬噸級全流程集成示范。目前，國內多數項目都是針對CCUS單一技術環節，與擁有多個全流程CCUS技術示范項目經驗的發達國家相比差距明顯。截至2021年10月，美國在建和運行中的百萬噸級以上的商業化全流程集成運營設施有5個，加拿大有3個；美國、英國、荷蘭、挪威、阿聯酋等國家建設的CCUS產業集群，不僅重視CCUS全鏈條技術環節的集成，而且通常涉及電力、石油、鋼鐵等多個工業行業，統籌考慮跨產業的協同發展。  

三是CO2離岸封存技術示范滯后。我國目前還沒有海底封存示范項目運行和建設。截至2021年，挪威、美國、巴西、日本等國家都已開展不同規模的離岸封存示范項目，全球海底封存量累計超過了2.5×107tCO2；挪威政府近期批準的長船項目，將從垃圾焚燒廠和水泥廠捕集的CO2運輸到北海近海地下的封存地點進行永久封存，初期每年可注入和封存1.5×106tCO2。  

四是工業難減排領域的CCUS技術示范基礎薄弱。國內已有的CCUS示范項目行業分布不均衡，多數應用于電力、化工行業，沒有長期穩定運行的水泥、鋼鐵行業大規模一體化示范項目。多個國家已經開始開展鋼鐵、水泥等難減排工業領域的大型示范項目。例如，阿聯酋AlReyadahCCUS項目從鋼鐵廠排放的煙氣中捕集CO2并用于強化石油開采，構成了該國CCUS大型網絡樞紐的一部分，每年捕集、運輸和注入8×105tCO2。  

四、我國CCUS技術的成本與效益  

（一）CCUS技術成本  

已投運CCUS示范項目凈減排成本統計顯示，我國CCUS技術推廣依然面臨高能耗、高成本的挑戰。CCUS技術的能耗及成本因排放源類型及CO2濃度不同有明顯差異，通常CO2濃度越高，捕集能耗和成本越低，CCUS減排技術的CO2避免成本越低。在已投運的CCUS示范項目中（見圖4），水泥行業受到技術成熟度的影響具有最高的捕集能耗，達到6.3GJ/tCO2；電力行業捕集能耗為1.6~3.2GJ/tCO2；煤化工行業由于捕集源和捕集技術的差異性，能耗為0.7~2.5GJ/tCO2；石油化工行業的捕集能耗最低，約為0.65GJ/tCO2。  

圖4我國主要排放源已投運CCUS示范項目的捕集能耗  

注：資料來源于國內現行39個示范項目成本和能耗統計數據。  

電力、水泥是我國減排成本較高的行業，凈減排成本分別為300~600元/tCO2、180~730元/tCO2。煤化工和石油化工領域的一體化驅油示范項目凈減排成本最低可達到120元/tCO2（見圖5）。結合項目成本來看，捕集能耗高的行業CCUS示范項目成本也較高，降低CCUS捕集能耗對降低我國CCUS示范項目成本十分重要。  

圖5我國主要排放源已投運CCUS示范項目凈減排成本  

注：資料來源于國內現行39個示范項目成本和能耗統計數據。  

就CCUS全鏈條技術而言，現階段全球主要碳源（煤電廠、燃氣電廠、煤化工廠、天然氣加工廠、鋼鐵廠、水泥廠）的CO2避免成本約為20~194美元/t，我國的CCUS成本整體處于世界較低水平（見圖6）。我國傳統電廠、整體煤氣化聯合循環發電系統（IGCC）電廠的避免成本分別為60美元/tCO2、81美元/tCO2，相比60~121美元/tCO2、81~148美元/tCO2的世界平均水平處于國際最低水平。我國鋼鐵、化肥生產的避免成本分別為74美元/tCO2、28美元/tCO2，相比于67~119美元/tCO2、23~33美元/tCO2的世界平均水平接近國際最低水平。我國天然氣循環聯合發電（NGCC）、水泥行業的避免成本為99美元/tCO2、129美元/tCO2，相比80~160美元/tCO2、104~194美元/tCO2的世界平均水平處于低位。我國天然氣加工行業的避免成本為24美元/tCO2，相比20~27美元/tCO2的世界平均水平處于中等位置。  

圖6不同排放源的CO2避免成本  

（二）CCUS技術效益  

聯合國政府間氣候變化專門委員會（IPCC）研究認為，如果不采用CCUS技術，大部分模式都無法實現到21世紀末2℃的溫升控制目標；即使可以實現，減排成本也會成倍增加，預計增幅平均高達138%。長期以來，受高能耗、高成本、技術不成熟等因素的影響，在大部分情景下CCUS技術經濟性尚不具備與其他低碳技術競爭的能力；但從實現碳中和目標的整體減排成本角度看，CCUS與能效提升、終端節能、儲能、氫能等的共同組合是實現碳中和最為經濟可行的解決方案。未來CCUS技術將展現巨大的經濟社會潛力，主要表現以下五方面。  

一是CCUS技術具有負成本的早期機會，合理的碳定價機制可使CCUS技術具有更好的經濟可行性。在特定條件下，依靠CO2化工、生物、地質利用帶來的可觀經濟收益便能夠抵消捕集、運輸、封存環節的相關成本，實現CCUS技術的負成本應用。例如，CO2的地質利用可在實現碳減排的同時，通過注入CO2驅替或置換油、氣、水等產品帶來收益。在源匯匹配條件適宜的情況下，我國部分CCUS項目成本低于強化采油（EOR）驅油收益，具有負成本減排潛力。在碳定價機制等外在收益存在的情況下，CCUS也可以通過獲得的額外減排收益抵消部分成本而實現經濟性。在合理的碳價水平下，CCUS技術同樣存在實現盈利的可能性。  

二是CCUS技術可避免大量的基礎設施擱淺成本。利用CCUS技術對能源、工業部門的基礎設施改造，能夠大規模降低現有設施的碳排放，避免碳約束下大量基礎設施提前退役而產生的高額擱淺成本。我國是世界上最大的煤電、鋼鐵、水泥生產國，這些重點排放源的現有基礎設施運行年限不長；考慮到基礎設施的使用壽命一般為40年以上，若不采取減排措施，在碳中和目標下這些設施幾乎不可能運行至壽命期結束。運用CCUS技術進行改造，不僅可以避免已經投產的設施提前退役，還能減少因建設其他低碳基礎設施產生的額外投資，從而顯著降低實現碳中和目標的經濟成本。據估算，我國煤電擱淺資產規模可能高達3.08~7.2萬億元，相當于我國2015年國內生產總值的4.1%~9.5%。  

三是在特定區域和條件下，火電廠加裝CCUS的發電成本比燃氣電廠、可再生能源發電技術更具競爭力。  

一方面，當CCUS技術與燃煤電廠耦合發電實現與燃氣電廠相同的排放水平時，較低的捕集率、適宜的輸送距離和方式可使燃煤發電成為比燃氣發電更具經濟性的發電技術。國家能源投資集團有限責任公司36家燃煤電廠的全流程CCUS改造總平準化發電成本（TLCOE）分析表明，以成本最低為目標對電廠與封存地進行源匯匹配后，在50%凈捕集率條件下，75%的燃煤電廠TLCOE低于我國2018年燃氣電廠標桿上網電價的下限（77.5美元/MW·h），100%的燃煤電廠TLCOE低于燃氣電廠標桿上網電價的上限（110美元/MW·h）；燃煤電廠加裝CCUS比燃氣電廠更有成本競爭優勢。考慮CCUS技術進步、激勵政策效應之后，可能實現更高捕集率條件下的成本競爭優勢。  

另一方面，燃煤發電耦合CCUS技術目前處于示范階段，不同煤炭價格下我國燃煤電廠CCUS的平準化度電成本（LCOE）為0.4~1.2元/kW·h，整體上與太陽能、風能、生物質發電水平相當。當燃煤電廠耦合CCUS處在煤炭資源較為豐富、CO2運輸距離較短的理想條件下，燃煤電廠耦合CCUS與可再生能源發電技術存在比較競爭優勢。國家能源投資集團有限責任公司燃煤電廠CCUS改造的成本經濟性研究表明，與風電相比，在燃煤電廠凈捕集率為85%的條件下，44%的電廠改造后總減排電價低于最小風電價格，56%的電廠改造后總減排電價低于最高風電價格。CCUS技術成本會隨著技術進步、基礎設施完善、商業模式創新以及政策健全而逐漸降低，在可再生能源補貼力度持續退坡之后，未來燃煤電廠CCUS發電成本優于可再生能源發電技術的可能性將進一步提高。  

四是生物能與CCUS耦合（BECCS）、直接空氣捕集（DAC）可有效降低碳實現中和目標的邊際減排成本。作為重要的負排放技術，BECCS、DAC技術在深度減排進程中可降低碳中和目標實現的總成本。BECCS技術的成本為100~200美元/tCO2，DAC技術的成本約為100~600美元/tCO2。英國研究案例表明，以BECCS、DAC技術實現電力部門的深度脫碳，要比以間歇性可再生能源、儲能為主導的系統總投資成本減少37%~48%；在更加嚴格的CO2減排目標下，負排放技術的部署可通過取代中遠期更為昂貴的減排措施來實現35%~80%的成本降低。因此，部署以BECCS為主的負排放技術將是助力我國碳中和目標實現的重要保障。  

五是CCUS技術在實現碳減排的同時還具有良好的社會效益。CCUS技術在降低氣候變化損失、增加工業產值與就業機會、保障能源安全、提高生態環境綜合治理能力、解決區域發展瓶頸等方面具有協同效益。油氣行業氣候倡議組織（OGCI）研究表明，到2050年，部署CCUS可以累計創造4×106~1.2×107個工作崗位。  

五、我國CCUS技術的減排潛力  

（一）封存理論容量與分布  

我國東北、華北、西北地區具有較好的CO2地質利用與封存條件，陸上地質利用與封存技術的理論總容量為1.5×1012~3.0×1012tCO2，海洋也有萬億噸量級的理論封存容量。CCUS技術的理論封存潛力巨大，但受制于CCUS技術成本、排放源距離、環境因素等外部條件制約，減排潛力難以完全釋放。當前，我國地質利用與封存場地集中在東北、華北、西北地區的松遼盆地、渤海灣盆地、準噶爾盆地、塔里木盆地等沉積盆地。  

（二）各行業CCUS技術的減排需求及潛力  

綜合國內外的相關研究結果，同時考慮CCUS技術在電力、工業等部門的應用及其未來減排潛力，碳中和目標下我國CCUS總體減排需求在2030年為2×107~4.08×108tCO2，2050年為6×108~1.45×109tCO2，2060年為1×109~1.82×109tCO2。  

分行業來看，一是CCUS技術在能源電力部門未來的減排貢獻將隨著我國電力總體需求的增加、低碳轉型進程的加快而逐漸增大。多項研究報告指出，我國電力需求到2050年將增長到1.2×1013~1.5×1013kW·h，同時火電（燃煤發電、燃氣發電）占比將大幅縮減至15%以下，由此核算電力系統將產生4.32×108~1.64×109tCO2。根據國際能源署電力運維平臺CCUS特別報告，在可持續發展情景下，我國CCUS減排容量預計將快速增長，到2030年電力部門CCUS捕集規模約為1.9×108tCO2/a，到2050年捕集量約為7.7×108tCO2/a；到2070年將超過1.2×109tCO2/a。  

二是CCUS技術對鋼鐵、水泥等難減排的工業行業的貢獻將更加突出。據中長期預測數據分析，2070年前CCUS技術將在工業部門碳減排方面持續發揮作用，預計到2030年CCUS對我國工業碳減排貢獻約為8×107~2×108tCO2/a，到2050年達到2.5×108~6.5×108tCO2/a，2070年緩慢抬升至6.7×108~6.5×108tCO2/a。  

三是石化和化工領域高濃度排放源可為早期CCUS示范提供低成本發展機遇。2030年石化和化工行業的CCUS減排需求約為5×107tCO2，2040年后保持同等水平并逐漸降低。  

四是BECCS等負排放技術不可或缺。以農業剩余物、林業剩余物、能源作物作為典型生物質燃料，預計到2050年我國相關資源潛力可達6×108tce，對應CO2負排放潛力可達3.6×108~5.9×108t。  

（三）源匯匹配情況  

CCUS源匯匹配主要考慮排放源和封存場地之間的地理位置關系與環境適宜性，即評估每個碳源是否有地質條件合適且成本可行的CO2封存場地，這是CCUS技術推廣的重要約束條件。在無國家骨干管網和公共管網的情景下，250km是不需要建設中繼壓縮站的最長管道距離，因建設成本較低而作為CCUS項目建設源匯匹配的距離上限。  

從區域分布情況看，新疆、內蒙古、陜西等中西部地區省份的化石資源豐富，與東北、華北、西北地區的陸上封存地匹配度較高，能源與工業原料生產可通過CCUS實現較低成本的低碳化。東部、沿海地區是能源和工業原料的消費地區，特別是福建、廣東、廣西等省份能夠用于封存的沉積盆地面積小、分布零散、地質條件相對較差，加之陸上封存潛力相對有限，源匯空間錯位且匹配難度較大；在毗鄰海域的沉積盆地實施離岸封存是重要的備選方案。  

從行業分布情況看，準噶爾盆地、吐魯番–哈密盆地、鄂爾多斯盆地、松遼盆地、渤海灣盆地是火電行業部署CCUS技術（含CO2-EOR）的重點區域，適宜優先開展CCUS早期集成示范項目，推動CCUS技術大規模、商業化發展。但在50km的運輸范圍內，火電行業源匯匹配情況不佳，未來CCUS產業集群發展存在挑戰。對于鋼鐵、水泥等行業，現階段分布于渤海灣盆地、準噶爾盆地、江漢盆地、鄂爾多斯盆地等地及其附近的排放源數量多、CO2排放量大、封存場地適宜性較高，源匯匹配情況較好；相比之下，南方、沿海及其他區域的排放源距離陸上盆地較遠，后期需要考慮實施離岸封存。  

六、我國CCUS技術發展建議  

（一）構建面向碳中和目標的CCUS技術體系  

超前部署第二代CCUS技術研發項目，驅動第二代技術成本和能耗顯著下降，爭取2035年前具備第二代捕集技術商業化應用能力。明確碳中和目標下CCUS技術需求，針對碳捕集、運輸、利用、封存、監測各個環節開展核心技術攻關。發揮CCUS在多能互補的能源系統和工業領域中的關鍵減排作用，包括結合CCUS與新興能源與工業系統、培育CCUS發展的新技術經濟范式、識別CCUS與可再生能源和儲能系統集成可行性及發展潛力、探索可再生能源/儲能+CCUS的集成技術新方向等，全面構建功能多元的CCUS技術體系。  

（二）推進CCUS全鏈條集成示范及商業化應用進程  

優先部署海底封存示范項目，開展CCUS在工業領域應用示范，補齊CCUS技術環節示范短板。開展大規模全鏈條集成示范工程，加速推進CCUS產業化集群建設。加快突破全流程工程技術優化方法，爭取在“十四五”時期建成3~5個百萬噸級CCUS全鏈條示范項目。以驅油/氣、固體廢物礦化、化工利用等CO2利用技術的大規模示范為牽引，積極支持油氣、能源、化工等相關行業CCUS產業示范區建設，逐步將CCUS技術納入能源、礦業的綠色發展技術支撐體系以及戰略性新興產業序列。  

（三）加快CCUS技術管網規劃布局和集群基礎設施建設  

加大CCUS相關基礎設施投入，加強運輸管網建設，優化設施管理模式，建立合作共享機制，帶動形成以管網設施和封存場地為基礎的區域CCUS產業促進中心。合理規劃未來CCUS產業集群分布，對已初步形成的基于源匯分布地域特點的CCUS集群進行布局完善，充分發揮相關集群在基礎設施共享、項目系統集成、能量資源交互利用、工業示范與商業應用銜接等方面的優勢，降低綜合減排成本。  

（四）完善財稅激勵政策和法律法規體系  

借鑒對太陽能、風能、生物質能等清潔能源技術發展的支持方式，探索制定適合國情、面向碳中和目標的CCUS稅收優惠和補貼激勵政策；給予超前部署的新一代低成本、低能耗技術以及與新能源耦合的負排放技術同等政策激勵。加速推動CCUS投融資以加速商業化步伐，將CCUS納入產業和技術發展目錄，探索政府與市場有機結合的CCUS商業化投融資機制，積極利用綠色金融、氣候債券、低碳基金等多種方式支持CCUS項目示范。提供穩定持續的科技創新政策支持，提升CCUS的技術成熟度、經濟性和安全性，特別是先進技術和具備負排放效益技術的研發示范。完善法律法規體系，制定CCUS行業規范、制度法規框架體系以及科學合理的建設、運營、監管、終止標準體系，建立并完善CCUS建設運營所需的技術規范。