李森圣 敬兴胜 王富平 王盟浩 胡俊坤

（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；
2.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051）

二氧化碳捕集利用与封存技术（CCUS）是化石能源实现大规模碳减排并最终实现碳中和目标的兜底技术，是全球公认的最具商业化应用潜力的碳减排技术之一。加快推进CCUS示范工程建设及产业规模化发展，已成为传统能源行业以及钢铁、水泥、化工等重点排碳行业绿色低碳转型的战略性举措，得到国家行业主管部门、地方政府以及其他相关利益主体的高度重视［1］。

四川盆地属于CO2地质封存有利区域，盆地内利用深部咸水层与枯竭天然气田CO2地质封存的潜力处于全国前列，尤其是枯竭气田CO2地质封存具备开展示范项目的早期机会。当前，四川盆地加快天然气勘探开发带来油气生产企业碳排放量的刚性增长。区域内发电、钢铁、水泥、化工等重点排碳行业也具有较大减碳需求。油气田利用自身丰富的枯竭气藏等碳汇资源，推动区域内CCUS产业发展具备良好基础。但是，当前处于CCUS产业示范初期，高成本、低收益难题制约了CCUS产业示范和规模化发展，迫切需要开展CCUS示范项目的支持政策研究，以适应CCUS产业化发展的需要［2］。

根据CCUS产业链的组成环节，可划分为CU（捕集—利用）、CCS（捕集—运输—封存）、CCUS（捕集—运输—利用—封存）等3种类型。全球来看，在大型CCUS项目种，美国、加拿大及中东地区以CCUS-EOR产业模式为主，欧洲、澳大利亚及新西兰则以盐水层及废弃油气田CCS模式居多。

根据CCUS的盈利模式，又可划分为提高石油或天然气采收率（EOR／EGR）、碳交易、税收抵免及差价合约等4种商业模式。传统CCUS项目主要依赖油气EOR/EGR手段实现收益，随着碳税逐步走高、碳市场的建立和完善，促使更多CCS/CCUS项目实现商业化运营。

（1）碳交易。美国、加拿大、欧洲、澳大利亚等国均将CCUS项目纳入碳交易框架内，就CCUS项目签发核证减排量并允许参与碳交易。

（2）税收抵免。比如美国对CCUS的激励措施还包括税收抵免，实践中税收抵免模式往往与其他商业模式结合使用。

（3）差价合约。与电力行业差价合约类似，投资人与政府通过合约设定执行价作为碳市场背景下的价格保证机制。执行价可基于碳捕集设施投资运营成本或工业产品价格（可平价或一定溢价），为投资者提供了相对稳定的回报［3］。

CCUS产业主要国家／经济体对CCUS的鼓励政策主要包括两类，一类是直接资金支持；
第二类是与CCUS碳减排价值相关的激励政策，主要包括碳中和政策、碳交易市场、碳税反向激励、税收抵免等等。目前CCUS项目多处在研发和示范阶段，其主要的驱动力来源于政府的资金支持和国家激励政策，以及税收等因素。随着产业的发展，当从示范阶段走向大规模工业化推广和商业化运行阶段，强制性减排与碳交易市场可能成为其主要的驱动因素。

2.1 国外CCS／CCUS产业政策

2.1.1 美国

美国CCUS项目种类多样，包括水泥制造、燃煤发电、燃气发电、垃圾发电、化学工业等，半数左右的项目已经不再依赖CO2-EOR得到收益，这得益于美国政府推出的补贴政策。美国CCUS项目可以通过联邦政府的45Q税收抵免（Taxcredit）和加州政府的低碳燃料标准（California Low Carbon Fuel Standard）等区域政策获得政府和地方的财政支持。另外，美国能源部投入大量资金支持。这些举措大幅改善了CCUS项目的可行性并使其长期健康运行成为可能。

2022年8月签署的《降低通货膨胀法案》（Inflation Reduction Act）大幅修改了美国税法中45Q条款，进一步提高了45Q信用额度。工业设施和发电厂捕获二氧化碳的税收抵免将从目前的每吨50美元增加到每吨85美元（如果碳被储存起来）；
如果这些碳被用于石油钻探，碳信用额度将从现在的每吨30美元上升到60美元。通过直接捕捉空气中的碳，将从50美元／t增加到180美元／t（如果碳被储存起来）；
如果二氧化碳被利用，将从目前的35美元／t增加到130美元／t。新法案还将开始建设符合条件的碳捕集设施的截止日期从2026年推迟到2033年，降低了获得碳捕集额度的最低要求，并允许在项目运营的前5年直接支付全部额度，以代替税收抵免［4］。

2.1.2 欧盟

与美国不同，欧洲CCUS项目的CO2减排价值主要依靠欧盟碳交易市场（EUETS）和EOR来体现。2020年前，欧洲碳交易市场的CO2价格较低，该市场对CCUS项目的支持力度有限。另外，碳交易市场的碳价不确定性也影响了企业对CCUS投资的判断。欧洲NER300、Horizon2020、HorizonEurope等基金都发布了为CCUS项目提供公共资金支持的计划。但NER300因为最终没有为任何一个CCUS项目提供支持而受到批评。

2020年6月创立的总额为100亿欧元的欧洲创新基金（InnovationFund），将会成为CCUS项目的主要资金来源。值得注意的是，与其他低碳能源项目相比，欧盟的政策对于CCUS的支持是谨慎和保守的。

2.1.3 加拿大

加拿大也正在给予CCUS更多的支持。加拿大政府已公布了CCUS项目的投资税收抵免措施，并为CCUS的研发提供了3.19亿加元的资金支持，以实现每年至少减少1500×104t二氧化碳排放的目标。2022年5月，加拿大将一项税收抵免计划写入年度预算，将给予直接空气捕集技术60%退税，给予传统捕集技术50%退税，CCUS运输和存储设备37.5%退税，此举将显著提升加拿大CCUS项目的经济性。

与此同时，加拿大正在制定CCUS战略，并计划在推行中辅以省级行动（例如，阿尔伯塔省通过推行竞争性项目来将地下二氧化碳储存的空间分配给一个或多个中心运营商，而这些运营商将为多个碳捕集设施提供封存服务）［5-7］。

2.2 国内CCS／CCUS产业政策

国家关于“双碳”的顶层设计中也高度重视CCUS技术攻关和产业示范发展。《中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》首次将CCUS列为实现“双碳”目标的重要技术手段，明确提出“推进规模化碳捕集利用与封存技术研发、示范和产业化应用”。国家发改委、国家能源局印发的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，针对煤电清洁高效转型，提出完善火电领域二氧化碳捕集利用与封存技术研发和试验示范项目支持政策；
针对油气清洁高效利用，提出加强二氧化碳捕集利用与封存技术推广示范，扩大二氧化碳驱油技术应用，探索利用油气开采形成地下空间封存二氧化碳。科技部、国家发展改革委、工业和信息化部等9部门印发的《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》，聚焦碳捕集利用与封存（CCUS）技术的全生命周期能效提升和成本降低，着眼长远加大CCUS与清洁能源融合的工程技术研发，开展矿化封存、陆上和海洋地质封存技术研究，力争到2025年实现单位二氧化碳捕集能耗比2020年下降20%，到2030年下降30%，实现捕集成本大幅下降。

此外，生态环境部等部门开展的气候投融资工作，将CCUS纳入了重要的气候投融资方向。中国人民银行推出的碳减排支持工具为CCUS提供金融支持。但从现有政策来看，国家对于发展CCUS持鼓励态度，主要以宏观的引导和鼓励为主，并没有针对CCUS发展出台具体财税支持［8-10］。

2.3 川渝地区CCUS产业政策现状

中国电力集团建设的重庆合川双槐电厂CO2捕集工业示范项目在2010年正式投入运营，开启了川渝地区CCUS项目示范的先河。川渝地方政府对CCS／CCUS产业持鼓励态度，出台了若干支持技术攻关和产业示范的政策（表1、表2）。

表1 近年来重庆市出台支持CCUS产业发展的政策文件

表2 近年来四川省出台支持CCUS产业发展的政策文件

2.3.1 重庆市

“十四五”期间，重庆市拟在火电、水泥、钢铁等行业，支持3～5家具备条件的重点排放企业开展低成本、规模适度的CCUS试点示范，综合利用财政专项资金、预算内基建投资，地方政府专项债等资金政策，以及代偿补偿、贷款贴息、股权奖励等金融政策工具，支持CCS／CCUS示范项目建设。

2.3.2 四川省

“十四五”期间，四川省拟优先在火电、钢铁、水泥和油气等行业，分阶段有序推进低成本、低能耗、安全可靠技术研发示范摸，积极开展典型地区二氧化碳地质封存示范工程。

我国CO2地质封存潜力巨大、方式多样，四川盆地属于封存有利区域。评估结果表明，四川盆地利用深部咸水层与枯竭天然气田CO2地质封存潜力最大，期望值分别达到154.20×108t和53.73×108t，其中枯竭气田封存CO2具备实施示范的良好条件，可作为早期减排方式。

二氧化碳驱油与埋存相结合，也即CCUS-EOR（二氧化碳驱提高石油采收率），是油气行业应对全球气候变化的主要方式和方向，也是油田水驱开采后的主体接替技术，可有效延长油田商业寿命。相比而言，由于川渝地区富气贫油的能源资源禀赋特征，探索CCUS-EGR（二氧化碳强化天然气开采）成为CO2利用与埋存的重点突破方向。CO2-EGR是指将二氧化碳注入到即将枯竭的天然气藏底部恢复地层压力，将因自然衰竭而无法开采的残存天然气驱替出来，从而提高采收率，同时将二氧化碳封存于气藏地质构造中实现减排的过程。国外的实验研究和示范性项目结果表明，CO2-EGR提高采收率能达到10%左右。国内学者的长岩心试验也表明，CO2驱替CH4过程采收率在86.92%～98.63%。

当前，高额的投资及成本阻碍了CCUS产业大规模商业化发展，未来需要通过扩大项目规模、技术进步，以及政策激励及碳金融市场发展等，逐步解决CCUS产业发展的瓶颈问题。《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》提出了完善CCUS支持政策的思路：充分借鉴美国45Q税收法案等国外CCUS激励政策，结合实际制定国内的CCUS税收优惠和补贴激励政策。

以一个假定的CCUS-ERG示范项目为研究对象，开展投资成本分析，并测算不同政府补贴和碳价下的项目经济性，为川渝地区CCUS示范项目支持政策提供依据和参考［11-16］。

3.1 项目基本情况

假定一个CCUS-ERG示范项目，将天然气净化厂产生的含CO2尾气进行捕集，经增压，脱水，外输至回注井后回注入气藏，达到促进气田提升天然气采收率的效果，同时部分CO2实现地质封存，年设计的碳捕集能力为10×104t CO2。

3.2 成本分析

项目成本主要包括固定投资成本和运行成本两部分，项目总投资为2亿元，包含地质与气藏工程、井工程和地面工程（碳捕集、碳运输和碳回注）等工程建设投资。

碳捕集环节运行成本按300元／t测算，碳运输和碳回注运行成本按50元／t测算。

3.3 收入分析

项目收入主要包括两个方面：

（1）来自提高天然气采收率的收入，假定3种情形，分别是低采收率（5%）、中采收率（10%）、高采收率（12%），天然气价格按照1.275元／m3计算。

（2）来自CO2地质封存量在碳交易市场实现的碳价收入，结合当前碳价及下一步碳交易市场展望，假定3种情形，碳价分别是低碳价（60元／t）、中碳价（120元／t）、高碳价（180元／t）。

3.4 项目经济性分析

按照20年的运营期，测算内部收益率为8%、内部收益率为6%以及盈亏平衡情况下，不同碳价水平下需要的政府补贴水平。

（1）低碳价情形

低碳价情形下，达到盈亏平衡的政府补贴水平为193.50～333.50元／t，达到内部收益率6%的补贴水平为283.60～423.60元／t，达到内部收益率8%的补贴水平为319.60～459.60元／t（表3）。

表3 低碳价下CCUS-EGR示范项目不同收益情况下所需的政府补贴单位：元／t

（2）中碳价情形

中碳价情形下，达到盈亏平衡的政府补贴水平为145.50～285.50元／t，达到内部收益率6%的补贴水平为235.60～375.60元／t，达到内部收益率8%的补贴水平为271.60～411.60元／t（表4）。

表4 中碳价下CCUS-EGR示范项目不同收益情况下所需的政府补贴单位：元／t

（3）高碳价情形

高碳价情形下，达到盈亏平衡的政府补贴水平为97.50～237.50元／t，达到内部收益率6%的补贴水平为187.60～327.60元／t，达到内部收益率8%的补贴水平为223.60～363.60元／t（表5）。

表5 高碳价下CCUS-EGR示范项目不同收益情况下所需的政府补贴单位：元／t

3.5 扩大项目规模的经济性分析

扩大地质封存规模被认为是降低成本的现实路径之一，为此，考虑外部碳源，将年回注CO2规模扩大一倍至15×104t CO2，经评估预计固定投资成本相应增加50%，运营成本保持不变。

经测算，中碳价情形下，达到盈亏平衡的政府补贴水平为65.47～252.13元／t；
达到内部收益率6%的补贴水平为166.67～342.33元／t；
达到内部收益率8%的补贴水平为191.67～378.33元／t，相比规模未扩大可减少30～80元／t（表6）。

表6 扩大项目规模后中碳价下CCUS-EGR示范项目所需的政府补单位：元／t

高成本、低收益难题是当前制约我国CCUS产业示范和规模化发展的核心问题，为了推动川渝地区CCUS产业项目示范，迫切需要政府层面的产业支持政策。以一个CCUS-ERG示范项目为例，测算了不同政府补贴和碳价下的项目经济性，研究结果表明：在中碳价情形下，达到盈亏平衡的政府补贴水平为145.50～285.50元／t；
扩大地质封存规模有利于降低补贴水平，在中碳价情形下，将回注CO2规模扩大一倍，达到盈亏平衡的政府补贴水平可减少30～80元／t。为更好的推动CCUS产业示范和规模化发展，提出以下建议：

（1）川渝地方政府加快制定支持CCUS产业发展的政府补贴、产业基金、低息贷款等政策。研究制定符合川渝地区实际的CCUS项目激励政策，探索为率先投入CCUS技术研发、开展CCUS技术示范的企业提供财政补贴、税收减免、低息贷款、产业基金等多方位配套政策支持。

（2）推动CCUS与碳交易市场的链接，通过CCER或地方CER来实现CCUS项目的碳价收益。随着全国碳市场的不断发展和CCUS自愿减排项目方法学的开发，预计CCUS将从碳市场得到支持，建议提前完成项目减排量纳入碳市场方法学开发，为项目减排量纳入碳市场交易做好准备，以市场化手段实现大规模碳减排［17-19］。

（3）通过源汇匹配，链接内外部碳源和碳汇，做大CCUS项目规模实现成本下降。

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