中国CCUS发展潜力
我国于2019年发布了《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图》来推动CCUS技术发展，目前各技术环节均取得了显著进展，部分技术已经应用于实际生产中。
捕集技术：各代CO2捕集技术成熟程度差异较大，第一代碳捕集技术（燃烧后捕集、燃烧前捕集、富氧燃烧）发展趋于成熟，但成本和能耗偏高、缺乏广泛的大规模示范工程经验是制约该代技术发展的瓶颈；而第二代技术（如新型膜分离、新型吸收、新型吸附、增压富氧燃烧等）仍处于实验室研发或小试阶段，该技术成熟后其能耗和成本会比第一代技术降低30%以上，2035年前后有望大规模推广应用。燃烧后捕集技术是目前最成熟的捕集技术，可用于大部分火电厂的脱碳改造。燃烧前捕集系统相对复杂，整体煤气化联合循环（IGCC）技术是典型的可进行燃烧前碳捕集的系统。富氧燃烧技术是最具潜力的燃煤电厂大规模碳捕集技术之一，产生的CO2浓度较高（约90%～95%），更易于捕获，可用于新建燃煤电厂和部分改造后的火电厂。
输送技术：在现有CO2输送技术中，罐车运输和船舶运输技术已达到商业应用阶段，主要应用于规模10万吨/年以下的CO2输送。中国已有的CCUS示范项目规模较小，大多采用罐车输送。华东油气田和丽水气田的部分CO2通过船舶运输。管道输送尚处于中试阶段，吉林油田和齐鲁石化采用陆上管道输送CO2。海底管道运输的成本比陆上管道高40%～70%，由于此工程项目需在海底作业，相关技术尚需完善。
利用与封存技术：在CO2地质利用与封存技术中，CO2地浸采铀技术已经达到商业应用阶段，强化采油技术（EOR）已处于工业示范阶段，强化咸水开采技术（EWR）已完成先导性试验研究，驱替煤层气技术（ECBM）已完成中试阶段研究，矿化利用已经处于工业试验阶段，强化天然气、强化页岩气开采技术尚处于基础研究阶段。中国CO2-EOR项目主要集中在东部、北部、西北部以及西部地区的油田附近及中国近海地区。CO2化工利用技术已经实现了较大进展，电催化、光催化等新技术大量涌现，但在燃烧后CO2捕集系统与化工转化利用装置结合方面仍存在一些技术瓶颈尚未突破。CCUS技术路线如图6-2所示。
图6-2 CCUS技术路线图
注：来自《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》。
中国已具备大规模捕集利用与封存CO2的工程能力，正在有序开展大规模CCUS示范与产业化集群建设，提高捕集、压缩、运输、注入、封存等全链条技术单元之间的兼容与集成优化，加快突破全流程示范的相关技术瓶颈。2021年7月，中石化正式启动建设我国首个百万吨级CCUS项目（齐鲁石化-胜利油田），有望建成为国内最大CCUS全产业链示范基地。
中国已投运或建设中的CCUS示范项目约为40个，捕集能力300万吨/年，多以石油、煤化工、电力行业小规模的捕集驱油示范为主，缺乏大规模的多种技术组合的全流程工业化示范。CCUS项目分布如图6-3所示。2019年以来，CCUS示范项目在捕集、地质利用与封存、化工利用和生物利用等方面均取得新的进展。典型项目包括：国家能源集团国华锦界电厂新建15万吨/年燃烧后CO2捕集与咸水层封存项目，中海油丽水36-1气田CO2分离、液化及制取干冰项目，20万吨/年微藻固定煤化工烟气CO2生物利用项目，1万吨/年CO2养护混凝土矿化利用项目和3000吨/年碳化法钢渣化工利用项目等。
图6-3 中国CCUS项目分布图
注：来自《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》。