付迪，唐国强，赵连增，项东，谢振威，周新媛

1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；
2.中国石油吉林油田公司；
3.中国昆仑工程有限公司

2020年9月，中国国家主席习近平在第七十五届联合国大会上首次明确提出中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争在2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和［1］。“碳达峰、碳中和”（简称“双碳”）目标的提出彰显了中国积极践行国家使命，积极应对全球气候变暖严峻挑战的决心，为中国绿色低碳发展指明了道路与方向［2］。实现“双碳”目标，低碳技术不可或缺［3］。CCUS（碳捕集、利用与封存）是目前世界上公认的不需要大幅改变现有电力和工业生产流程、能够实现大规模减碳目标的重要技术路径，是中国化石能源低碳利用的主要技术选择，发展潜力巨大［4］。近年来，在生态环境部、国家发展和改革委员会等部门的大力扶持下，中国 CCUS科技研发能力和水平不断提高，已初步掌握 CCUS全产业链关键技术，现场示范应用效果显著，整体竞争力进一步增强，产业发展势头强劲［5］。

CCUS的产业发展不仅是技术问题，更是经济问题，经济性直接影响项目投资热情及产业可持续发展。目前，已开展的关于CCUS的经济研究主要集中在捕集压缩、运输、利用、封存中的单个环节。

在捕集环节，燃煤电厂等高排放企业 CO2捕集的经济分析是学者关注的重点。Rubin等［6］对燃煤电厂使用不同 CO2吸收剂的捕集系统的成本进行了分析；
黄斌等［7］对中国第一套燃煤电厂烟气碳捕集系统投资及能耗成本进行了研究；
郑学栋等［8］对中国现运行的采用燃烧后捕集技术的华能北京热电厂等 3家电厂的捕集示范装置进行了投资和成本分析；
吴其荣等［9］研究了某100×104t/a捕集规模的碳捕集装置的投资和运行成本构成。

在运输环节，Simon等［10-11］对陆上、海上管道等不同运输方式的经济性进行了研究；
徐冬等［12］比较分析了管道、船舶、公路槽车、铁路槽车4种方式的优缺点与经济性，提出通过开发共享设施、集中运输等降低CCUS运输成本的方法。

在利用与封存环节，学者的研究多集中在 CO2驱油利用方面。陈国利等［13］以 QZ油田为例，对CCUS驱油利用环节的经济评价主要指标进行了测算；
孟新等［14］剖析了CO2驱油提高采收率项目的特点并建立了考虑封存效益的经济评价模型；
武守亚等［15］建立了CCUS封存环节的经济模型，讨论了影响成本的主要因素；
胡燕［16］将美国 45Q政策补贴模式应用于国内 CCUS驱油项目的效益测算中，计算了不同补贴额度下项目主要的经济评价指标。

部分学者开展了CCUS全流程经济研究。牛红伟等［17］比较了100×104t/a捕集规模不同位置的燃煤电厂与不同位置油田区块组合方案的 CCUS项目的经济性；
徐梓忻［18］对基于燃煤电厂燃烧后捕集的 CCUS驱油项目全流程的经济效益进行了测算；
钟林发等［19］建立了涵盖捕集、运输、注入和原油开采4个环节的CCUS驱油经济评价模型，并以煤化工厂碳源为案例，计算项目内部收益率；
王尧［20］针对钢铁厂碳捕集 CCUS驱油项目建立了资源环境优化模型，分析其经济性；
翟明洋［21］以系统成本最小化为目标，建立了全流程CCUS系统优化模型，运用Lingo 11.0（交互式的线性和通用优化求解器）进行模型求解，分析投资、扩容等变量动态变化问题。

综上，现有关于 CCUS经济方面的研究多聚焦于单个技术环节投资、成本的探讨，且数据适应性较差，对CCUS全流程的经济研究主要针对燃煤电厂等单一碳排放源，且经济评价部分论述较为薄弱。在CCUS发展的重要“窗口期”，以CCUS的主要利用方式 CO2-EOR（CO2驱油提高采收率）为例，考虑高、中、低不同浓度碳源与不同碳埋存收益，对CCUS捕集压缩、运输、驱油与埋存全产业链各环节以及全流程的投资、成本费用、效益情况进行详细分析，提出推动中国CCUS产业发展的建议，具有较强的现实意义。

CCUS是指将工业生产等过程中排放的 CO2分离出来投入到新的生产过程中进行利用或直接封存以实现永久减排 CO2的技术。按流程划分，CCUS包括捕集压缩、运输、利用与封存等多个环节［5］。

1.1 捕集压缩环节

CO2捕集压缩是指将 CO2从工业生产等排放源分离和富集的过程。根据碳捕集与燃烧过程的先后顺序，CO2捕集路径主要有燃烧前捕集、燃烧后捕集、富氧燃烧和化学链捕集。按照分离过程，目前CO2的捕集方法主要有物理吸收法、化学吸收法、膜分离法等［22］。捕集工艺的选择取决于技术成熟度、运行成本、项目特点等多种因素的综合考量。

据 GSSCI（全球碳捕集与封存研究院）统计，截至2021年9月，全球碳捕集能力达4 000×104t/a。规划、在建和运行中的商业化CCUS设施数量达135个，全部建成后CO2捕集规模可达1.5×108t/a［23］。

一般来说，CO2捕集气源可分为低、中、高 3种浓度，分别指CO2体积含量低于30%、30%～70%、高于70%的气源。CO2气源主要来自热电厂、水泥、钢铁、煤化工等行业，除煤化工属于高浓度排放源外，其余均属于低浓度排放源［24］。对于油田CO2-EOR项目，以中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）为例，高浓度气源主要来源于周边炼化企业合成氨装置，中浓度项目气源主要来源于炼化企业制氢装置弛放气，低浓度项目气源主要来源于燃烧烟气。高浓度排放源捕集技术较为成熟，成本较低。预计至 2030年，CO2捕集成本（包括投资与运行成本）为 90～390 元/t，2060 年为 20～130 元/t［5］。

1.2 运输环节

将捕集压缩后的 CO2输送到封存或者利用地的过程即为CO2运输环节。CO2运输方式主要有罐车运输、船舶运输和管道运输。罐车通常适用于小规模和短距离运输，在长距离大规模运输方面管道运输技术更具优越性。管道运输包括陆上管道运输与海上管道运输，根据输送的CO2所处相态的差异，CO2管道运输还可分为气相、液相、密相与超临界相态运输 4 种方式［25］。

影响 CO2运输成本的因素主要有运输距离和CO2流量。对于管道运输而言，还受到管道直径、材料、地理位置、是否在闲置天然气管道基础上改造等因素影响。从单位运输成本上看，罐车运输成本最高，陆上管道运输技术是最具应用潜力和规模经济性的技术［26］。

目前，中国罐车和船舶运输技术已基本达到国际水平，在小规模（10×104t/a以下）CCUS示范项目中实现了商业化应用；
而输送潜力最大的管道运输技术相比处于商业应用阶段的国际先进水平有明显差距。CO2管道运输技术在北美已经应用了30多年，已建成超过8 000 km的管网，约占全球已建CO2管道总长度的85%，主要用于驱油［27］。目前中国已具备大规模陆上管道设计能力，正在制定相关设计规范；
CO2海上管道运输技术缺乏实践经验，在中国尚处于研究阶段。

1.3 利用与封存环节

CO2利用是指通过一系列技术手段将捕集的CO2投入到新的生产过程中进行再利用的过程，包括地质利用、生物与化学利用等。其中，CO2地质利用是通过工程技术手段，将 CO2注入地下以实现强化能源生产、提高资源开采效率的过程，如增强地热系统、强化深部咸水开采、提高油气田采收率等；
CO2生物与化学利用是指利用CO2的不同理化性质以合成生物质、生产有价值的化学产品并实现减排的过程，如转化为生物肥料、合成甲醇、合成可降解塑料等［28］。

CO2封存是指将捕集的CO2注入咸水层、枯竭油气藏等不同地质封存体以隔绝其与大气的过程，封存方式包括陆地封存和海洋封存［29］。不同地质封存体、封存方式的操作难度、发展潜力和产生的社会经济效益有较大差异。

CO2驱油是地质利用的一种方式，作为一种三次采油技术，在水驱发展受到制约的低渗透油藏中的适用范围更广、效果更优［30］，且在提高油田采收率、实现油田增产的同时，实现CO2的大规模减排，具有驱油与封存双赢优势，受到世界各国的密切关注，成为目前条件下最经济可行且能大规模应用的CCUS方式，是 CCUS的主要效益端［31］。现阶段，CO2驱油技术在中国仍处于工业示范阶段，相比进入商业化应用阶段的国际水平有明显差距。

2.1 捕集压缩环节

除高浓度碳源可以直接压缩液化外，其余均需将 CO2预处理后进行压缩液化从而获得工业级液态产品。因此，不同浓度捕集压缩项目投资成本水平差异较大。据统计，现阶段，中国有约40个CCUS示范项目（包括已投运及建设中项目），每年捕集CO2约300×104t，示范项目规模普遍较小，纯捕集示范项目仅 13个，每年捕集 CO2约 86×104t［5］。从捕集项目规模和时间跨度来看，单体捕集规模达到10×104t/a的项目较少，且项目投运时间较早，普遍在 2010年前后［32］，不具有代表性。故捕集压缩环节的投资、成本分析数据主要来源于中国石油所属工程企业近几年典型项目。

2.1.1 投资分析

CO2捕集压缩项目的建设投资包括工程费用、其他费用、预备费等3部分。工程费用由捕集、压缩液化、罐区以及配套的电气、仪表、公用工程、施工（含土建）投资组成，其他费用和预备费按照工程费用的一定比例计取。不同浓度捕集压缩项目投资水平差异较大，投资的差异集中体现在捕集以及配套设施的投资上，压缩液化和罐区投资一般差异不大。

据调研，高、中、低浓度不同条件下的10×104t/a碳捕集项目的建设投资水平约 0.5×108～1.6×108元，单位建设投资水平约500～1 600元/t，具体见表 1。不同规模碳捕集项目投资有一定差异，低浓度项目规模一般较大，规模大的项目单位投资水平会有所降低。此外，10×104～20×104t/a规模项目也可能会部分依托投资企业原有公用工程，从而降低投资水平，其中气源来自合成氨装置和制氢装置的炼化企业，由于装置集中且规模较大可能会存在一定的公用工程富余，而油田气源主要是燃烧烟气，由于油田装置分散且规模相对较小，新建捕集压缩项目利用油田原有公用工程的可能性较小。整体而言，规模效应大于依托效应，也即规模越大，单位投资水平越低。

表1 捕集压缩环节投资情况（规模10×104 t/a）

2.1.2 成本分析

CO2捕集压缩项目的总成本费用是指在运营期内为获得工业级液态 CO2产品而发生的全部费用，由生产成本和期间费用组成。生产成本按成本要素可以分解为能耗成本、人员费用、折旧费、修理费、其他制造费等，期间费用主要包括管理费用、财务费用和营业费用。

能耗成本分析主要包括水、电、汽、剂等4部分。根据当前能耗水平及价格数据测算，中国石油内部高浓度项目气源主要来自合成氨装置，多采用直接压缩液化法，能耗成本较低，约80元/t，主要为压缩干燥过程中消耗的循环冷却水和电力；
中浓度项目气源主要来源于制氢装置弛放气，捕集方法主要为溶剂吸收法，能耗成本约300元/t；
其他低浓度项目气源主要来源于燃烧烟气，采用化学吸收法，预处理、吸收解吸、压缩干燥等过程均产生能耗成本，能耗成本约360元/t。若烟气浓度更低，则预处理电耗随之增加。除能耗成本外，考虑折旧费等其他生产成本及期间费用，捕集压缩项目单位总成本费用约140～500元/t。高浓度项目单位总成本费用约145元/t，中浓度项目单位总成本费用约420元/t，低浓度项目单位总成本费用约500元/t。能耗成本占总成本费用的比例约 55%～72%。捕集压缩项目总成本费用情况详见表2。

表2 捕集压缩项目总成本费用情况

2.1.3 效益分析

CO2捕集压缩项目的收益来源于直接销售气体。在当前技术和能耗水平下，经初步测算，在CO2价格（不含税）200元/t条件下，高浓度捕集压缩项目可以实现盈利45元/t，项目税后IRR（内部收益率）约为12%；
由于投资和能耗成本较高（两项成本已高于CO2价格），再加上其他生产成本、期间费用，中浓度项目亏损约200元/t，低浓度项目亏损约290元/t。CO2捕集压缩项目单位成本效益情况如图1所示。

图1 CO2捕集压缩项目单位成本效益情况（CO2价格200元/t 不含税）

按照 6%的税后基准收益率反算，高浓度项目CO2销售价格约150元/t，中浓度项目CO2销售价格约450元/t，低浓度项目CO2销售价格约550元/t。从 CO2销售价格与单位能耗成本的关系来看，CO2销售价格需要达到单位能耗成本的1.5～2.0倍，才能达到基本盈利水平（见表3）。

表3 6%基准收益率对应的CO2价格（不含税）与能耗成本

2.2 运输环节

目前中国已开展的CCUS示范项目规模较小，碳源供给主要以罐车运输为主，运输成本约 0.9～1.4元/（t·km）［32］。中国CO2管道运输发展相对缓慢，目前已运营并采用管道运输的 CCUS项目较少，已建 CO2管道均为气相输送，运输成本较高。欧美地区普遍采用超临界 CO2管道运输，运输成本可低至0.25元/（t·km）。CO2管道运输将成为未来大规模CCUS项目的主要运输路径。预计2030年中国管道运输成本为 0.7元/（t·km），2060年管道运输成本可降至 0.4 元/（t·km）［5］。

2.3 驱油利用环节

CO2驱油投资项目分析采用“有无对比”的经济效益分析方法，也就是“有项目”与“无项目”进行对比，“有项目”是指 CO2驱油开发方案，“无项目”是指原有基础井网继续沿用水驱开发方案。CO2驱油投资项目的经济效益用“增量效益”指标来衡量。

2.3.1 经济效益分析假设

2.3.1.1 投资

CO2驱油项目建设投资按工程内容可划分为开发井工程投资和地面工程投资两部分。开发井工程指从钻前工程至试油工程结束的全部工程，地面工程是指从井口（采油树）以后到商品原油外输为止的全部工程。参考已实施的CO2驱油项目投资数据，CO2驱油项目单位增油量投资按照450元/t考虑。

2.3.1.2 成本费用

CO2驱油项目的总成本费用指在运营期内为原油生产所发生的全部费用，包括操作成本、折耗和期间费用等3部分。操作成本指在原油生产过程中操作和维持井及有关设备和设施发生的成本总支出，对应生产作业过程操作成本主要包括采出作业费、驱油物注入费、油气处理费、井下作业费、测井试井费、维护及修理费、运输费、其他辅助作业费和厂矿管理费等。

其中，驱油物注入费指为提高采收率，对地层进行注水、注气或者注化学物等所发生的材料、动力、人员等费用，主要由 CO2气源成本（即 CO2购买成本+运输成本）和CO2注入成本组成。捕集和运输环节的投资和成本最终体现为驱油环节的 CO2气源成本，各项目间存在明显差异，本文分别测算不同井口碳价的经济效益情景。CO2注入成本按照平均水平50元/t考虑。

不含驱油物注入费的其他操作成本按照单位增油量 800元/t测算。总成本费用中的折耗、期间费用根据国家和企业相关规定测算。

2.3.1.3 其他假设

评价期：CO2驱油项目评价期按照20年考虑。油价：长期油价按照60美元/桶考虑。单位增油量：按照每吨CO2驱油0.30 t考虑。碳埋存收益：单独驱油环节暂不考虑碳埋存收益。

2.3.2 经济效益分析

基于以上假设，CO2井口价格为200元/t时，IRR为8.6%，表明CO2驱油项目具有一定的经济效益；
但 CO2驱油项目 CO2价格承受能力较差，高于 200元/t很难有经济效益。

当布伦特油价处于40美元/桶和50美元/桶时，CO2驱油项目几乎无法承受高于0的CO2价格，表明在不考虑碳埋存收益时，CO2驱油项目收益的抗风险能力较低，基本达不到6%的基准收益率水平。不同井口碳价下的经济效益分析结果如图2所示。

图2 不同井口碳价下的CO2驱油项目经济效益情况

2.4 全流程经济效益分析

2.4.1 主要假设

（1）CO2购买成本分别按照捕集压缩环节效益分析中 6%基准收益率反算的高、中、低浓度 CO2价格150元/t、450元/t、550元/t考虑。

（2）预计2025年CO2管道运输成本为0.8元/（t·km），2030年、2060年成本分别降至 0.7元/（t·km）、0.4 元/（t·km）［5］。考虑当前技术水平与一定利润空间，CO2管道运输环节成本按照 1.0元/（t·km）计算。碳源至油田驱油场地运输距离按照平均50 km考虑，即CO2运输成本为50元/t。

（3）按照目前技术水平，CO2埋存量按照驱1 t油埋存2.5 tCO2考虑。

（4）碳埋存收益。2021年，CCER（国家核证自愿减排量）价格在北京和上海碳市场基本维持在30元/tCO2左右。2022年伴随着国际形势变化、资源紧缺导致的能源价格的上涨与全国碳市场的进一步发展，CCER价格也在逐步上涨，在北京碳市场甚至出现了高于60元/tCO2的价格。目前国家对CO2驱油的碳埋存收益尚无明确政策，考虑未来或出台相关激励措施及 CCER价格发展现状与趋势，在CCUS全流程经济效益分析中碳埋存价格按0元/t、50元/t、100元/t多种情景考虑。

（5）其他成本费用、评价期、油价等参数与驱油环节经济效益分析假设保持一致。

2.4.2 经济效益分析

基于以上假设测算，高浓度碳源项目在碳埋存价格50元/t时的全流程IRR可以达到10%的水平，而中浓度、低浓度碳源 CCUS项目全流程IRR达不到6%的基准收益水平。不同CO2购买价格和碳埋存价格经济效益结果如表4所示。

表4 不同CO2购买价格、埋存价格下的CCUS全流程项目效益

CCUS是中国应对气候变化、实现CO2减排、保障能源安全和实现可持续发展的重要技术手段。为加速推动中国CCUS产业化步伐，更好支撑“双碳”目标的实现，提出以下几点建议。

3.1 现阶段CCUS项目优先匹配高浓度碳源

不同浓度气源的碳捕集压缩项目效益水平存在较大差异，在CO2价格（不含税）200元/t条件下，高浓度捕集压缩项目可实现盈利，中低浓度项目却面临较高亏损。对于驱油环节，不同浓度气源投资与成本水平的巨大悬殊体现在 CO2购买成本中，高成本带来更高的 CO2供应价格，影响全流程效益。建议现阶段 CCUS驱油项目优先采用高浓度排放源。当市场油价处于高位时，驱油收益不仅可以抵消高浓度气源成本，还可以创造额外经济利润，即以负成本实现CO2减排。

3.2 以余热利用和电气化提升作为CCUS降低成本攻关方向

根据调研数据，现阶段低浓度气源捕集压缩的高成本主要归因于蒸汽和电力的消耗。已有工程实例证明，余热利用替代蒸汽可以有效降低成本。建议油田周边炼化企业将未能有效利用的低温余热资源与 CO2捕集相结合，既可以降低炼厂能耗，又可以节省CO2捕集过程中的蒸汽消耗，实现双赢局面。同时，低浓度气源捕集压缩的高成本也反映了技术的局限性。建议加大以绿电为基础的电气化汽化技术的研发力度，以电锅炉、电加热器等电气化设备取代原有锅炉和蒸汽加热器。

3.3 完善财税政策以保障CCUS持续发展

要实现 CCUS产业的商业化、规模化发展，除技术本身不断完善、降低成本外，还需要财税政策的逐步到位。财税政策的支持可以缓冲企业发展CCUS高昂的投资成本，促进CCUS项目在未来的大规模部署。碳捕集是CCUS项目中成本较高的环节，建议给予碳捕集企业一定的财税支持，如对实施碳捕集的燃煤电厂给予一定电价补贴以充分调动其积极性；
对于 CCUS驱油利用环节，企业单纯依靠增油量收益难以盈利，建议进一步对 CCUS项目实施税收减免，如对所得税进行一定比例下调、按照低品位征收资源税、提高特别收益金起征点等，可以使企业降低成本。

随着CCUS技术的快速发展及其项目规模的不断扩大，外部融资将成为 CCUS项目获取资金的重要方式。建议为CCUS项目设立专项扶持基金，打通金融融资渠道，推动金融机构从融资额、利率等方面为 CCUS项目提供支持，促进产业链和政策链相互支撑。

3.4 发挥碳市场在推动CCUS发展中的关键作用

现阶段，CCUS减排量尚未被纳入中国碳排放权交易市场中。建议加快推进国内碳市场建设，将CCUS纳入碳市场交易机制，发挥碳市场在推动CCUS产业发展上的关键作用，让实践CCUS项目的企业获取一定减排收益以弥补其高昂的投资和成本。对于已纳入碳市场的重点排放企业单位，建议允许其 CCUS项目的碳捕集量直接抵消碳排放配额；
同时，建议将CCUS项目纳入CCER，允许其作为抵消机制组成部分用于抵消排放配额。

3.5 制定统一的标准规范，为CCUS提供经济技术支撑

建议建立 CCUS业务系列规章制度，制定专项管理办法，明确项目全过程管理流程和相关规定，加快构建一套完整的、行之有效的CCUS业务管理体系，为 CCUS项目的规模化推进提供制度保障。同时，建立 CO2监测、报告和核查体系，重点攻关CCUS全过程定量监测系列方法，形成基于行业减排措施的 CCUS全流程 CO2核算方法和基于 CCER的 CCUS全流程 CO2减排方法学，为 CO2减排量的精准确定及碳交易奠定基础，为 CCUS产业化加速推进提供经济技术支撑，为中国在国际碳市场争取话语权。

猜你喜欢气源驱油运输注气驱油技术发展应用及海上油田启示西南石油大学学报(自然科学版)(2019年1期)2019-01-28飞机地面气源机组设计及关键技术专用汽车(2018年10期)2018-11-02南海北部天然气水合物气源系统与成藏模式西南石油大学学报(自然科学版)(2016年6期)2017-01-15受阻——快递运输“快”不起来专用汽车(2016年4期)2016-03-01比甩挂更高效,交换箱渐成运输“新宠”专用汽车(2016年1期)2016-03-01CO2驱油与埋存对低碳经济的意义西南石油大学学报(社会科学版)(2015年5期)2015-11-28适用于高盐度和致密岩层驱油的表面活性剂中国洗涤用品工业(2015年5期)2015-02-28关于道路运输节能减排的思考汽车维护与修理(2015年7期)2015-02-28大型飞机气源起动装备供气流程设计与计算海军航空大学学报(2015年4期)2015-02-27气源净化技术问答压缩机技术(2014年4期)2014-03-20