石油勘探与开发 >

2023 , Vol. 50 >Issue 3: 657 - 668

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20220793

碳中和新能源新领域

中国二氧化碳捕集利用和封存技术经济性与规模预测

  • 赵小令 ,
  • 肖晋宇 ,
  • 侯金鸣 ,
  • 吴佳玮 ,
  • 吕循岩 ,
  • 张瑾轩 ,
  • 刘耀
展开
  • 全球能源互联网发展合作组织，北京 100031

赵小令（1990-），女，湖北襄阳人，博士，全球能源互联网发展合作组织高级工程师，主要从事高电压与绝缘技术、电力数字智能技术和CCUS方面的研究工作。地址：北京市西城区宣武门内大街8号，全球能源互联网发展合作组织，邮政编码：100031。E-mail:

Copy editor: 衣英杰

收稿日期: 2022-11-25

  修回日期: 2023-04-17

  网络出版日期: 2023-05-25

基金资助

国家自然科学基金“碳达峰和碳中和愿景下我国能源系统技术体系演化研究”(72140006)

全球能源互联网发展合作组织自立研究项目“全球能源电力科技与工程创新地图”(ZY2023008)

收起

Economic and scale prediction of CO2 capture, utilization and storage technologies in China

  • ZHAO Xiaoling ,
  • XIAO Jinyu ,
  • HOU Jinming ,
  • WU Jiawei ,
  • LYU Xunyan ,
  • ZHANG Jinxuan ,
  • LIU Yao
Expand
  • Global Energy Interconnection Development and Cooperation Organization, Beijing 100031, China

Received date: 2022-11-25

  Revised date: 2023-04-17

  Online published: 2023-05-25

Fold

摘要

针对双碳目标背景下中国二氧化碳捕集、利用和封存（CCUS）产业发展潜力和规模预测的全局性量化研究相对缺乏的问题，预测和梳理了CCUS技术不同环节的未来技术经济成本，以及在化石能源延续场景下不同行业碳捕集需求。基于中国CO2利用、封存潜力及其空间分布构建2060年中国不同地区成本-规模计算模型，预测CCUS技术的全流程经济成本及其对应规模潜力。研究结果表明，中国宜采用就地和异地相结合的封存调度方式，以及就地利用的方式，满足化石能源延续场景下27×108 t/a的CO2减排需求。其中，采用利用方式减排CO2约5×108 t，全流程成本约为−1 400~200元/t；采用地质封存方式减排CO2约22×108 t，全流程成本约为200~450元/t。基于模型计算结果，提出了重点发展基于电制原材料（P2X）技术的化工利用产业、构建CCUS产业集群、探索多方共赢合作模式的建议，形成连接减排需求密集地区和封存靶区的全国主干输送管道推荐方案，计算得到基于CCUS技术的火电减排成本约为0.16元/（kW·h）。

关键词： 二氧化碳捕集、利用和封存（CCUS）; 全流程建模; 成本-规模计算模型; 运输管道; 火电减排成本

本文引用格式

赵小令 , 肖晋宇 , 侯金鸣 , 吴佳玮 , 吕循岩 , 张瑾轩 , 刘耀 . 中国二氧化碳捕集利用和封存技术经济性与规模预测[J]. 石油勘探与开发, 2023 , 50(3) : 657 -668 . DOI: 10.11698/PED.20220793

Abstract

In response to the lack of global quantitative research on the potential and scale prediction of CO2 capture, utilization and storage (CCUS) in China under the background of carbon peak and carbon neutrality goals, this study predicts the future economic costs of different links of CCUS technologies and the carbon capture needs of different industries in the scenario of fossil energy continuation. Based on the CO2 utilization and storage potential and spatial distribution in China, a cost-scale calculation model for different regions in China in 2060 is constructed to predict the whole-process economic cost and its corresponding scale potential of CCUS technologies. The results show that a local + remote storage mode is preferred, together with a local utilization mode, to meet China’s 27×108 t/a CO2 emission reduction under the scenario of fossil energy continuation. Specifically, under the local utilization mode, about 5×108 t CO2 emission is reduced, and the whole-process cost is about −1400-200 RMB/t; under the geological storage mode, about 22×108 t CO2 emission is reduced, and the whole-process cost is about 200-450 RMB/t. According to the model results, it is recommended to develop the chemical utilization industry based on P2X (Power to X, where X is raw material) technology, construct the CCUS industrial cluster, and explore a multi-party win-win cooperation mode. A scheme of national trunk pipeline network connecting areas with intensive emission reduction demand and target storage areas is suggested. The emission reduction cost of thermal power based on CCUS is calculated to be 0.16 RMB/(kW·h).

Key words： CCUS; whole-process modeling; cost-scale calculation model; transport pipeline; thermal power emission reduction cost

0 引言

碳中和目标的实现要求人类社会建立绿色、环保、可持续的零碳能源系统，使得经济发展与碳排放脱钩。二氧化碳捕集、利用和封存（CCUS）是未来人类社会减少CO2排放、保障能源安全、构建生态文明和实现可持续发展的重要手段。联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）在第五次评估报告[1]中指出，CCUS对于全球温室气体减排具有非常重要的意义，绝大多数不考虑CCUS技术的模型，都无法在2100年实现CO2当量浓度450×10−6的目标；国际可再生能源机构（IRENA）和国际能源署（IEA）也开展了多项建模研究，证实了CCUS技术在抑制温室效应中的重要作用[2-3]。国际社会都积极采取措施推进该技术的深入研究和落地应用，欧美发达国家积极构建包括碳收集领导人论坛（CSLF）、创新使命部长级会议（MI）、清洁能源部长级会议（CEM）的多边国际合作机制推动CCUS发展[4]。中国也在有序推进CCUS技术研发和示范，先后发布了《“十二五”国家碳捕集利用与封存科技发展专项规划》[5]、《国家发展改革委关于推动碳捕集、利用和封存试验示范的通知》[6]、《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》[7]及《“十四五”能源领域科技创新规划》[8]等鼓励CCUS技术发展的文件，并将CCUS技术纳入多项重大项目支持范畴。2022年习近平总书记在党的二十大报告中强调要“积极稳妥推进碳达峰碳中和”，并具体指示“深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加大油气资源勘探开发和增储上产力度，加快规划建设新型能源体系”，为CCUS技术的发展指明方向。
CCUS技术作为中国实现碳中和目标技术组合的重要组成部分，不仅是化石能源低碳利用的技术选择、保持电力系统灵活性的重要手段，还是钢铁、水泥、化工等碳减排困难行业的可行技术方案。当前，中国的CCUS各技术环节均取得了显著进展，部分技术已经具备商业化应用潜力。截至2021年，已投运或建设中的CCUS示范项目约为40个，捕集能力300×104 t/a。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、多种技术组合的全流程工业化示范[9]。
各行业都针对自身发展需求或技术优势开展CCUS技术研究。化工行业的研究集中在探索新型吸附剂，比如纳米氧化钙基吸附剂[10]、氨基改性有序介孔氧化铝[11]、拟薄水铝石负载聚乙烯亚胺[12]等。电力行业针对火电碳捕集需求，开展了煤电烟气甲基二乙醇胺/哌嗪混合胺法碳捕集工艺[13]、醇胺法捕集燃煤烟气CO2工艺[14]、基于卡必醇醋酸酯的整体煤气化联合循环发电系统（IGCC）碳捕集流程研究[15]等。煤炭、石油行业重点关注CO2的地质利用与封存，进行了CO2驱油采收率探讨[16-17]、碳封存潜力评估[18]等研究。
除了各行业的应用，CCUS作为一个全流程产业受到学者们的关注，其发展潜力和对中国低碳发展的作用值得进一步研究。文献[19]主要概述了CCUS技术现状及典型产业应用，重点落在碳捕集环节；文献[20]重点针对CCUS强化驱油技术，梳理了主要历程及其产业化进程；文献[21]对碳捕集、碳利用和碳封存技术发展前沿进行综述。但目前的产业宏观研究着重研究技术发展进程和行业布局现状，对未来产业发展潜力和规模预测研究普遍只进行了初步定性分析，缺少系统性全局性的量化研究，导致对CCUS技术在“双碳”目标实现过程中贡献度的认识有待完善。
基于以上问题，本文构建2060年中国化石能源延续场景下的CCUS技术成本-规模计算模型，力图评估中国在碳中和阶段基于CCUS技术实现CO2减排的规模潜力及其对应成本。基于模型中CO2全局优化配置需求，提出了全国主干输送管道分布推荐方案，并分析了基于CCUS技术的绿色火电的度电成本。计算模型采用化石能源延续场景[22]，不采用清洁能源替代和其他工艺改进实现碳中和，而是延续现阶段化石应用方式，完全采用CCUS实现碳中和的假设场景。采用该场景的目的是为了计算在一定成本条件限制下，CCUS技术能对冲的CO2最大排放量，从经济性的角度挖掘中国CCUS技术的最大减排潜力。

1 模型数据

全流程CCUS技术包括捕集、运输、利用/封存共3个环节，涉及行业广、专业多。通过梳理石油化工、地质、农业、环保等不同领域的技术研判报告、论文、书籍[19⇓⇓⇓⇓⇓⇓⇓⇓⇓⇓⇓-31]，以及国家机关相关部门的产业规划和路线图资料[4,9]，基于中国的产业发展规模和地理封存禀赋[17-18,23]，评估不同技术路线在碳中和阶段的经济成本、CO2利用和封存的潜力及地理位置等信息，为成本-规模模型的构建奠定数据基础。

1.1 碳捕集环节

模型中碳捕集环节需要碳排放量（即捕集需求）、不同行业和捕集方式下碳捕集成本数据。
化石能源延续场景下CO2捕集需求数据主要基于全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）发布的《中国碳中和之路》报告[22]。根据全国主要排碳行业（包括能源、化工、冶金、建材等）的年碳排放量预测及其位置分布[9]，考虑人口增长、经济发展、产业规模及其未来规划布局等因素，2060年全国7个地区不同行业的CO2排放需求总量达到27.33×108 t，涉及石油化工、火电、钢铁和水泥行业。中国2060年CCUS减排量和美国财政部预测的美国2050年CCUS减排量上限24.5×108 t[9]大致相当。基于碳捕集技术不同技术路线的发展趋势和应用潜力[4]，将不同行业中采用的具体技术路线的捕集量也进行了划分。
不同应用场景（行业、设施情况、CO2浓度等）采用不同技术路线，不同技术路线的技术成熟度、适用性、经济性和对应设施建设进程有所不同，碳捕集的经济成本也随之不同。模型考虑的技术情景包括石油化工行业的化工厂尾气捕集和制热锅炉捕集，火电行业的燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧捕集，钢铁行业碳捕集，建筑水泥行业碳捕集共7个类别，不同场景下2060年单位碳捕集成本70~170元/t不等[4,9]。

1.2 碳封存方式

模型中封存环节需要封存靶区位置、容量和封存成本数据。
封存数据主要基于中国地质调查局牵头的“全国二氧化碳地质储存潜力评价与示范工程”项目研究[23]。研究表明，中国二氧化碳封存潜力较大的地区包括鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、吐哈盆地、松辽盆地、四川盆地等陆上区域以及珠江口盆地、东海盆地、南黄海—苏北盆地等海上区域。适宜性评估结果将封存盆地分为适宜、较适宜、一般、较不适宜、不适宜共5个等级。适宜性等级越高，地质安全性、封存环境风险和经济适宜性等条件越好。模型只考虑前3个等级的封存靶地，并将适宜等级反映在封存成本中。
基于不同靶区的地质条件、适宜性评价[9,23⇓ -25]，通过汇总全国封存靶区和适宜性分布数据，梳理了不同地区CO2封存的成本及每个成本对应最大容量。模型考虑的封存情景包括枯竭气藏、陆上强化咸水层和海上咸水层共3个类别，其成本分别为35，50~150，100~200元/t[9,18,23]。

1.3 碳利用方式

模型中利用环节需要利用相关产业的分布、利用潜力和利用效益数据。利用情景包括生物利用、化工利用和地质利用，具体包括气肥，甲醇-乙烯、甲醇-传统原材料、尿素、甲烷、甲醇-芳烃，强化石油、强化天然气开采，涉及化工、农业、油气等行业。模型中CCUS各个环节的经济属性表达为成本，因此利用环节带来的收益在成本中表达为负值。
化工利用是CO2利用潜力最大的领域，特别是乙烯、传统原材料、尿素等，可采用电制原材料（P2X）的方法将CO2与氢气合成化工产品，是未来提高电气化率、推进清洁发展的必然趋势[26]。模型根据当前化工产品生产在全国的分布[27⇓-29]，预测不同种类CO2利用潜力的地理分布。基于电制成本与化石原料价格的差值，化工利用效益为7~350元/t[26,29]。
生物利用主要考虑大棚气肥利用，微生物制高附加值产品等利用方式成本过高、发展潜力有限。根据相关研究和技术的进步，模型假设CO2气肥将为温室作物平均带来30%的增产[32]，核算每吨CO2经济效益约455元。基于中国大棚种植规模的摸排，预计全国每年对CO2的利用潜力约为2 100×104 t[22]。考虑国土面积限制，且2060年中国人口较当前略有下降的预期[30]，2060年的气肥利用潜力按当前利用潜力计算。
地质利用主要包括强化石油开采（EOR）和强化天然气开采（EGR），以华北、东北、西北的大型油气田为主。全国约130×108 t原油地质储量适合采用EOR，可提高采收率15%，增加可采储量19.2×108 t，封存CO2约（47~55）×108 t[9,31]。中国气藏主要分布于鄂尔多斯盆地、四川盆地、渤海湾盆地和塔里木盆地，研究显示通过EGR可以封存CO2约90×108 t[9]。本模型计算中，考虑100年的利用周期，假设每年每个油气藏的地质利用潜力不超过利用潜力总量的1%。EOR和EGR的设备投入和项目运营总成本约为25~30元/t，预计2060年的注入成本将下降至10元/t左右[4,9]。考虑未来化石能源日益稀缺、同时清洁能源发展带来的油气能源属性下降，预计碳中和阶段的油价约为700美元/t[33]，平均换油率随技术进步从现在的1∶7上升到1∶3[31,34]；EGR技术目前还处于基础研究阶段，预计2040年后将实现商业化，平均换气率到2060年达到1∶5[4,31,35 -36]。用单位质量CO2的增产收益减去投入成本，EOR技术预计每吨CO2经济效益约为1 580元，EGR技术预计每吨CO2经济效益约为160元。

1.4 碳运输环节

运输方式包括公路和铁路槽运、管道、轮船水运等，其中管道运输是最经济和安全的方式，该环节涉及管道体系构建程度、方式的经济性，以及CO2的全局优化调度。
根据中华人民共和国科学技术部社会发展科技司对CCUS技术的路线图规划，2050年中国将建成20 000 km以上的陆上管道，年输送能力超过10×108 t；海上管道逐渐进入商业应用阶段[4]。预计2060年中国陆上管道将满足主要工业产业聚集地区和封存靶区之间的运输需求，局部地区内部的运输可采用槽车方式。考虑运输规模效应和设备成本投入，陆上管道、公路槽车、铁路槽车、海上管道方式运输价格分别为0.3，1.2，1.0，1.0元/（t·km）[4-5,9]。

2 模型构建

CCUS技术全局系统配置的成本-规模模型建立包括分区模型构建、整合分析、模型结果应用。

2.1 总体思路

模型总体思路以全流程总成本最低为目标，在已知各地区不同行业的CO2捕集需求以及利用/封存资源分布的条件下，采用合适的运输方式和路径，将捕集环节和利用/封存环节匹配起来，形成CCUS全流程处理过程，并通过记录匹配过程实现全流程成本及对应规模的计算。综合华东、华北、华中、南方、西南、东北、西北7大地区的计算结果，可得到全国CCUS技术的成本分布及对应规模。
每个地区的计算模型基本结构示意如图1所示。根据CCUS技术流程，模型以碳捕集位置作为地理起点（蓝框部分），以碳利用/封存资源所在地为目的地（橙框部分），基于两者的位置和规模容量规划合理的运输方式和路线（绿框部分），使得起点和目的地联接起来，对应3个环节成本求和（虚线箭头所示），得到全流程成本及对应规模（红框部分）。每个环节的成本预测需要考虑技术进步、政策支撑、规模效应等因素，最大规模预测需要考虑产业当前规模及未来发展影响因素。
图1 CCUS技术成本-规模计算模型总体思路
由于预测数据和相关规划资料有限，模型做以下假设：①对于运输需求超过1.0×108 t/a的通道，认为已建立成熟的管道系统，输送成本按管道输送计算。②相对CO2封存的情况，CO2利用的规模较小，经济效益较好，是各地区优先考虑的处理方式。考虑中国有建设CCUS产业集群的规划，模型中CO2利用优先满足本地区的CO2处理需要，输送距离按平均50 km计算。③考虑咸水层封存难度差异，将每个封存靶地的年封存量按注入顺序以1∶3∶3∶3比例划分，成本分别按50，80，100，150元/t计算。

2.2 构建步骤

模型将全国在地理上分为华东、华北、华中、南方、西南、东北、西北7个大区，每个地区分别梳理不同环节的成本和规模。模型典型曲线示意图（见图2）仅用来说明建模方法，曲线的绘制并未完全对照前述数据。
图2 CCUS技术成本-规模折线示意图

2.2.1 捕集环节曲线

以地区最主要的工业聚集地为碳源位置，基于石油化工、火电、钢铁、水泥4个主要排碳行业的碳捕集需求数据，将不同行业不同碳捕集路线的成本及对应规模按成本从低到高的顺序排列，绘制形成碳捕集环节的成本-规模曲线，如图2中紫色粗折线示意。其中，捕集技术1是成本最低的方式，如果对照碳捕集环节成本数据，则为石油化工行业的尾气捕集技术，成本为73元/t；与之相类似，捕集技术2和3可对应石油化工行业的制热锅炉捕集和火电行业的燃烧后捕集技术。碳捕集环节的成本-规模曲线表达式为：
P c = f c x

2.2.2 运输+利用/封存环节曲线

因为封存靶区的位置决定了运输距离，模型将运输环节和利用/封存环节一起考虑。对于CO2利用，中国有建设CCUS技术产业集群的规划[4]，倾向于将碳捕集和利用相关产业合理配置在相对位置较近的区域，因而模型中认为CO2利用的运输距离为50 km。对于CO2封存，统筹考虑全国的优化配置，将相距较近的碳捕集和封存地点匹配起来，规划CO2运输方式和路线，模型中运输距离大多为200~600 km，远距离输送方案中部分距离超过1 000 km；对于有大规模运输需求的路线，考虑修建运输管道。对于每个地区，将运输和利用/封存2个环节的成本从低到高排列（分别如图2中绿色和橙色细折线所示）。两个环节纵坐标（成本）求和，并梳理每个成本对应的规模，绘制运输+利用/封存成本-规模曲线，如图2中蓝色粗折线所示，表达式为：
P tsu = P t + P su = f t x + f su x

2.2.3 全流程曲线

对于每个大区，将碳捕集折线（紫色粗线）和运输+利用/封存折线（蓝色粗线）的纵坐标相加，可得到CCUS全流程的成本-规模折线，如图2中黄色粗折线所示，表达式为：
P total = P c + P tsu = P c + P t + P su = f c x + f t x + f su x

2.2.4 区域模型构建案例

以华东为例，构建CCUS成本-规模模型，用以说明模型构建方法。
首先，绘制碳捕集环节曲线。根据碳捕集成本预测数据，华东地区7大工业场景均有碳捕集需求。模型将7个碳捕集场景按成本从低到高依次排列，并计算累计容量（见表1）。捕集成本作为纵坐标，成本从低到高的捕集需求累计依次作为横坐标，绘制碳捕集环节折线，形成图3中的蓝色折线。
表1 中国华东地区碳捕集需求表
捕集类型 CO2捕集成本/
（元•t-1）		 容量/
108 t		 累计容量/
108 t
石油化工：化工厂尾气捕集 73.15 0.64 0.64
石油化工：制热锅炉捕集 96.51 0.34 0.98
火电：燃烧后捕集 114.65 1.92 2.90
火电：燃烧前捕集 158.15 0.11 3.01
钢铁行业碳捕集 166.51 2.15 5.16
火电：富氧燃烧捕集 168.15 0.11 5.27
水泥行业碳捕集 170.94 0.96 6.24
图3 中国2060年华东地区采用CCUS技术减排的成本-规模曲线
其次，绘制运输+利用/封存环节曲线。根据前文的预测数据，华东地区具备气肥、乙烯、传统原材料、尿素、甲烷、芳香烃等利用条件，以及咸水层封存、海洋封存等封存资源。距离较近的咸水层封存资源包括华中地区的江汉盆地和本地区的南黄海—苏北盆地，其中江汉盆地需要先满足华中地区本地的封存需求，华中优先利用本地的封存条件较好、成本较低的资源，华东地区可利用的封存资源成本相对较高，按80元/t计算；南黄海—苏北盆地封存资源成本介于陆上咸水层和海洋封存之间。华东地区的工业聚集地区位于长三角，可以计算出捕集和封存的距离，算出运输成本。模型将利用/封存、运输共2个环节的成本按从小到大排列（见表2）。表2中按运输+利用/封存成本从小到大累计到苏北盆地咸水层，就可满足华东地区6.24×108 t（见表1的容量总量）的碳捕集需求，无需采用成本更高的东海海洋封存。以两环节总成本为纵坐标，成本从低到高对应累计容量依次作为横坐标，绘制利用/封存+输送环节折线，形成图3中的橙色折线。
表2 中国华东地区运输+利用/封存潜力表
利用/存储 （利用/存储成本）/
（元•t-1）		 容量/
104 t		 目的地 输送距离/
km		 单位距离输送
成本/（元•t-1•km-1）		 单位质量CO2输送
成本/（元•t-1）		 两环节总成本/
（元•t-1）		 累计
容量/104 t
气肥 -455 635 就地 50 1.5 75 -380 635
乙烯 -347 6 222 就地 50 1.0 50 -297 6 857
传统原材料 -343 3 648 就地 50 1.5 75 -268 10 505
尿素 -298 496 就地 50 1.5 75 -223 11 001
甲烷 -247 178 就地 50 1.5 75 -172 11 179
芳香烃 -7 1 004 就地 50 1.0 50 43 12 183
咸水层 80 29 655 江汉 500 0.3 150 230 41 838
咸水层 80 130 710 苏北 400 0.5 200 280 172 548
海洋 100 32 220 东海 300 1.0 300 400 204 768
最后，绘制全流程曲线。将图3中的捕集环节折线（蓝色）和运输+利用/封存环节折线（橙色）对应纵坐标相加（成本相加），得到捕集+运输+利用/封存的全流程曲线，如图3灰色折线所示。折线横坐标是累计CO2容量，纵坐标是该部分容量对应的全流程成本。

2.2.5 整合分析

整理全国7个大区的模型计算结果，可得到全国CCUS成本-规模分布。基于对未来碳市场交易价格预测，模型分别假设了300，400，500元/t共3个档的价格作为碳市场的CO2价格。当CCUS成本低于CO2价格，采用CCUS处理CO2相较于从碳市场买CO2更有经济优势，市场有驱动力采用CCUS方式实现碳减排，则认为市场中该部分的CO2是可以采用CCUS技术实现减排的；反之，则认为不采用CCUS技术实现碳减排。在设定CO2价格条件下，基于CCUS成本-规模折线统计出各区CCUS成本在该碳价以下的CO2处理规模，并将7大区规模求和，得到全国CCUS技术应用总规模。例如，由示意图2可以看出，采用CCUS技术实现碳减排的成本在300元/t及以下的规模是15× 108 t。如果碳市场的CO2价格为300元/t，模型认为CCUS技术可以实现市场15×108 t规模的主动碳减排。

2.3 结果应用

研究结果可应用在全国CO2输送管道的规划和基于CCUS的火电成本预测中。
CO2输送管道网的构建主要支撑两类情况：一是本地区封存资源不足，需要向其他地区远距离运输大量CO2；另一类是本地区的工业聚集区和封存资源距离较远，需要大规模区内运输。基于模型计算结果，统计有上述运输需求的路线，作为推荐输送管道规划通道。
“火电+CCUS”组合是电力行业实现平稳降碳的重要路径。模型计算结果为基于CCUS技术的火电成本分析提供了支撑。通过将火电燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧捕集3种碳捕集方式的成本进行加权平均，再加上全国平均运输+利用/封存成本，得到全流程成本；根据单位千瓦时发电排碳量，可换算得到CCUS部分的度电成本。

2.4 方案对比

采用3种运输方案，即就地封存、远距离异地封存、就地和异地结合封存，分别构建模型。
中国幅员广阔，封存地区集中在北部地区，而碳捕集有相当部分集中在中部和南部地区，且中国碳封存潜力远大于碳利用潜力。在CCUS技术的全流程3个环节中，碳捕集环节根据需求已确定规模和地点，但封存靶区需要根据碳捕集地点和全国封存靶区资源分布科学规划布局。如果就近选择封存靶区，可以节省运输费用，但封存条件可能不好、成本较贵、后期地质风险较高；如果选择远距离封存条件好的靶区，可以节省封存成本、降低地质风险，但距离较远、运输成本可能较高。
部分地区在本区内有条件适宜的封存靶区，在3个方案中均无需异地运输；部分地区在本区内几乎没有合适的封存靶区，在3个方案中均需要异地封存。

3 计算结果

基于数据梳理和建模思路，构建在化石能源延续场景下不同运输管道条件的3种CCUS技术全局系统配置方案，计算出不同方案的全流程成本分布与对应规模。将研究结果和设定的不同CO2价格对照，评估2060年中国通过CCUS技术实现碳减排的最大容量。

3.1 远距离异地封存方案

该方案侧重考虑地质安全性和封存环境风险，只利用封存条件较适宜和适宜2个等级的盆地资源，这些封存靶区集中在北部地区，南方只有四川盆地和江汉盆地有零星的适宜封存靶区，因而南方大部分CO2需要往北方运输实现封存。表3列出了7个地区和全国的模型计算结果。
表3 中国2060年远距离异地封存方案的CCUS技术应用预测表
地区 减排需求/
108 t		 减排规模/108 t 减排比例/% 零碳
碳价/元		 CCUS平均
成本/(元·t−1)		 是否需要
跨区运输		 平均输送
距离/km
碳价100元/t 碳价200元/t 碳价300元/t 碳价100元/t 碳价200元/t 碳价300元/t
华北 8.34 0.93 0.99 1.30 11.15 11.87 15.54 620.94 455.48 否 736.02
东北 2.04 0.46 0.50 0.50 22.49 24.50 24.50 420.94 199.00 否 341.36
华东 6.24 0.61 1.22 1.22 9.86 19.54 19.54 670.94 495.75 是 1 136.23
华中 3.16 0.27 0.27 0.27 8.53 8.53 8.53 460.94 387.66 是 736.02
南方 3.19 0.31 0.31 0.31 9.75 9.75 9.75 490.94 473.31 是 726.90
西南 1.65 0.54 0.54 0.77 32.57 32.57 46.49 310.94 198.04 否 264.87
西北 2.71 0.72 1.22 1.84 26.71 45.04 67.96 370.94 91.05 否 248.90
全国 27.33 3.84 5.05 6.21 14.07 18.47 22.71 670.94 388.07 720.05

注：“减排需求”是统计所得数据，其他数据为模型计算结果

计算结果表明，该方案的CCUS经济成本较高，平均成本为388元/t，最高为671元/t，平均输送距离达720 km，华东、华中、南方3个地区需要跨区输送实现封存。当碳价定在100元/t时，全国有14%的CO2采用CCUS减排，其中华北、华东、华中和南方地区只有约10%；如果碳价提升至300元/t，全国约22%的CO2采用CCUS减排，其中西北占比最高（约68%），封存资源较差的华中和南方为10%以下。该方案下，如果全国的CO2均通过CCUS实现减排，则碳价需要设定为671元/t及以上；若碳价定在600元/t，全国72%的CO2（即19.8×108 t）通过CCUS技术实现减排。

3.2 就地封存方案

该方案模拟跨区输送管道条件较差的情况，就近寻找CO2封存靶区，利用封存条件适宜、较适宜和一般3个等级的封存资源。表4列出了7个地区和全国的模型计算结果。
表4 中国2060年就地封存方案的CCUS技术应用预测表
地区 减排需求/
108 t		 减排规模/108 t 减排比例/% 零碳
碳价/元		 CCUS平均
成本/(元·t−1)		 是否需要
跨区运输		 平均输送
距离/km
碳价100元/t 碳价200元/t 碳价300元/t 碳价100元/t 碳价200元/t 碳价300元/t
华北 8.34 0.90 0.96 5.87 10.79 11.52 70.31 325.94 232.05 否 141.47
东北 2.04 0.46 0.50 0.50 22.49 24.50 24.50 370.94 157.38 否 258.11
华东 6.24 1.12 1.22 1.22 17.93 19.54 19.54 450.94 312.32 否 170.69
华中 3.16 0.27 0.27 2.65 8.53 8.53 83.77 325.94 240.51 否 141.47
南方 3.19 0.31 0.31 0.31 9.75 9.75 9.75 570.94 474.93 否 185.38
西南 1.65 0.54 0.54 0.54 32.57 32.57 32.57 340.94 200.82 否 264.87
西北 2.71 1.22 1.22 2.71 45.04 45.04 100.00 295.94 31.38 否 129.56
全国 27.33 4.82 5.02 13.80 17.62 18.36 50.47 570.94 252.31 168.22

注：“减排需求”是统计所得数据，其他数据为模型计算结果

计算结果表明，该方案的CCUS经济成本较异地封存方案相比有所降低（但由于利用了较多适宜性为一般等级的封存靶地，地质安全和封存环境风险提升），平均成本为252元/t，最高成本为571元/t，平均输送距离达到168 km，全国7个地区均实现CO2的本地区封存。当碳价定在100元/t时，全国有18%左右的CO2采用CCUS减排，其中华北、华中和南方地区比例较低（约10%）；如果碳价提升至300元/t，全国约一半CO2采用CCUS减排，其中西北可实现全部采用CCUS减排，但南方为10%以下。在该方案条件下，如果全国CO2均通过CCUS实现减排，则碳价需要设定为571元/t及以上；若碳价定在500元/t，全国90%以上的CO2（即24.6×108 t）将通过CCUS技术实现减排。

3.3 就地和异地结合方案

该方案综合考虑经济成本最优和封存靶地适宜性，优先利用封存条件适宜和较适宜等级的封存资源，合理选择就地或异地封存方式实现CO2的封存。表5列出了7个地区和全国的模型计算结果。
表5 中国2060年就地和异地结合封存方案的CCUS技术应用预测表
地区 减排需求/
108 t		 减排规模/108 t 减排比例/% 零碳
碳价/元		 CCUS平均
成本/(元·t−1)		 是否需要
跨区运输		 平均输送
距离/km
碳价100元/t 碳价200元/t 碳价300元/t 碳价100元/t 碳价200元/t 碳价300元/t
华北 8.34 0.93 0.99 6.20 11.15 11.87 74.33 325.94 201.17 否 141.47
东北 2.04 0.46 0.50 0.50 22.49 24.50 24.50 370.94 157.38 否 258.11
华东 6.24 1.12 1.22 1.22 17.93 19.54 19.54 450.94 288.54 是 379.17
华中 3.16 0.27 0.27 2.65 8.53 8.53 83.77 325.94 240.51 否 141.47
南方 3.19 0.31 0.31 0.31 9.75 9.75 9.75 450.94 366.63 是 546.39
西南 1.65 0.54 0.54 0.44 32.57 32.57 26.49 340.94 200.82 否 264.87
西北 2.71 1.22 1.22 2.71 45.04 45.04 100.00 295.94 31.38 否 111.23
全国 27.33 4.85 5.05 14.03 17.73 18.47 51.33 450.94 224.82 256.09

注：“减排需求”是统计所得数据，其他数据为模型计算结果

计算结果表明，方案的CCUS经济成本与异地封存和就地封存方案相比均有所降低，平均成本为225元/t，最高达到451元/t，平均输送距离达到256 km，华东和南方地区需要采用跨地区运输的方式实现CO2封存，其他地区可实现就地封存。当碳价定在100元/t时，全国有18%左右的CO2采用CCUS减排，其中华北、华中和南方地区比例较低（约10%）；如果碳价提升至300元/t，全国超过一半CO2采用CCUS减排，其中西北可实现全部采用CCUS减排，但南方为10%以下。在该方案条件下，如果碳价达到451元/t及以上时，全国CO2将全部通过CCUS技术处理；若碳价定在400元/t，全国86%的CO2（即23.51×108 t）将采用CCUS技术实现处理。

3.4 结果对比分析

3种封存方案各有优缺点，且对CO2输送管道构建的要求也不同。就地封存方案无需大规模修建跨区输送管道，运输成本低，但部分南部地区封存条件差，封存成本高，后期环境风险高。异地封存方案可以充分利用全国封存条件较好的地质资源，实现全国范围碳流广域优化配置，封存成本低，后期封存的环境风险低，但需要较完善的输送管道网络的支撑，运输成本相对较高。就地与异地结合方案综合了前两种方案的优势，综合考虑优质封存资源的利用和全流程经济成本，优化管道拓扑结构，实现CO2的全局最优化调配。化石能源延续场景下，3种方案的CO2平均全流程减排成本分别为388，252，225元/t，全国CCUS技术实现零碳的碳价分别为671，571，451元/t，从经济性上直观体现了就地与异地结合方案的优越性。另外，南方、华东、西南等南方地区的地质封存资源较少、条件较差、运输距离较远，减排成本普遍高于北部地区。
全国CCUS技术成本分布在−1 432~451元/t，约50%分布在300元/t附近（见图4）。全国27.33×108 t的总减排需求中，CO2利用可消耗约5×108 t，占比18%，主要分布在全流程成本为200元/t以下区间；CO2封存方式将处理约22×108 t，占比82%，主要分布在全流程成本为200元/t以上区间。经过统计，生物利用、化工利用、地质利用的比例约为1∶17∶7，其中约4×108 t CO2利用创造的经济价值超过了处理成本、实现了收益，是CO2优先选择的减排方式，对应图4中纵坐标成本小于0的部分；3种利用方式中，EOR的经济效益最好，采用这种利用方式时单位质量CO2的CCUS全流程可以带来约1 400元的经济效益（如图4中红色虚线部分，从成本的角度表达为负值）。采用地质封存方式的部分中，陆上咸水层封存是主要方式，处理CO2约21×108 t，在减排总需求中的占比超过76%；封存部分的全流程成本普遍比利用部分高；南方和华东地区因碳排放量较大、封存资源较少，封存成本比其他地区高。对封存成本组成比例分析可知，对于就地封存，捕集成本和运输封存成本约为1∶1；而对于跨地区封存，运输成本大幅增加，两者比例约为1∶2。
图4 中国2060年CO2采用CCUS技术减排的成本-规模曲线
不同地区减排需求和地质条件有自身特点。①南方、华东地区需要向华中地区的封存靶区运输，运输成本较高。②西北地区封存资源丰富，但封存需求并不高，同时由于封存靶区距离其他地区的捕集地点位置较远（集中在新疆），很难对其他地区提供封存支撑。③东北、华北、华中、西南地区基本可以实现地区内封存。以减排需求较大的华东为例，本地生物和化工利用潜力分别为0.64×108 t和1.15×108 t，不具备地质利用条件，其中1.12×108 t利用可实现收益（见图3）；相邻的华中地区江汉盆地的地质封存条件适宜、环境风险较低，可采用管道输送，优先以400元/t左右的成本，实现约3×108 t咸水层封存；其次将CO2输送到地质封存条件一般的苏北盆地，实现约2×108 t咸水层封存，成本约为450元/t。

3.5 成本敏感性分析

在CCUS全流程中，捕集和运输环节是纯投入环节，利用/封存环节是可能带来盈利的环节。以“就地与异地结合方案”为例进行成本敏感性分析，不考虑补贴和碳税影响。
捕集和运输环节在不同场景和方式下成本差异有限，总成本为148~341元/t。捕集环节的成本为73~171元/t，各区平均成本为123~151元/t，全国平均成本为140元/t，标准差为37元/t。运输成本分布在75~200元/t，各区平均成本为75~170元/t，全国平均成本为109元/t，标准差为50元/t。运输成本主要受就地和异地影响：就地利用或封存主要采用槽车或小规模管道的方式，运输成本基本在80元/t；异地运输主要采用管道运输，成本普遍超过150元/t。
利用/封存环节的成本（收益）差异很大，成本范围为−1 580~80元/t。碳利用方式可以带来盈利，不同方式的盈利差异大，单位质量CO2产生的盈利为7~1 580元/t。碳封存方式是需要投入的环节，成本分布范围35~80元/t。利用/封存环节总体差异较大，全国平均成本为−24元/t（即该环节总体处于盈利状态），标准差高达435元/t，其中碳利用方式的标准差高达453元/t。
综上所述，CCUS全流程的主要成本影响环节是利用/封存环节，尤其是碳利用方式。高附加值的利用方式潜力大，CCUS产业总体经济价值高。

4 模型应用

4.1 CCUS产业发展建议

①发展基于P2X技术的化工利用相关产业。碳利用是CCUS各环节中唯一盈利的技术，其中化工利用是发展潜力最大的领域，但需要将基于化石能源的传统化工改造成基于清洁能源的P2X产业[26]。中国是世界第一大CO2排放国，以及水电、风电、太阳能发电、生物质发电装机第一大国[37]，具有充足的CO2资源和清洁能源基础[38]。P2X技术利用清洁电力制氢，再与CO2化合制备燃料和原材料，实现在减少CO2排放的同时，生产高附加值的工业产品[38]。建议鼓励电制氢和电化学关键技术研发，探索多方共赢的电化工产业商业模式，引导发电、输电、化工、CCUS等相关产业积极参与和大力投入，在2030年前具备P2X产业化技术条件，并在2030年后的去峰阶段推广应用，通过技术研发和规模效应增强CCUS产业的成本竞争力，吸引更多资本投入，营造良好投资生态。
②建议在江汉盆地及周边规划CCUS产业集群。在2030年后构建产业集群是国家对CCUS产业的长期发展规划，有利于降低成本，提升减排效益[4-5,9]。模型计算结果表明华东和南方均是减排需求大、封存资源较稀缺的地区，江汉盆地位于两大地区的交界位置，具有一定的封存潜力[23]和传统化工产业[27⇓-29]基础，可为长三角和珠三角地区提供封存和利用条件。建议2030年前积极开展相关产业布局和基础设施规划，并在碳达峰后进入实施建设阶段，形成CCUS不同环节在区域之间的协调互补，发挥各区域优势共同实现碳中和目标。
③探索多方协同共赢的商业合作模式。CCUS产业链长，涉及产业多，石油、化工、能源、建筑等行业的跨界协作是必然趋势。目前CCUS技术商业化发展还处于初级阶段[9]，需要政策引导探索和构建健康良性的商业合作模式，吸引多方投资，提高运行效率，降低对接成本。建议在2030年前通过政策扶持与资金支持的方式，引导和支持示范项目的落地和商业模式的探索，并在2030年拥有一定运营经验后推广应用，形成良性运营的投资盈利环境，支撑CCUS产业化、规模化发展。

4.2 2060年CO2输送管道初步规划

基于以上模型计算结果，在化石能源延续场景中，中国的CO2约80%需要通过陆上咸水层封存实现减排，需要寻找条件适宜的封存靶区。通过对地质储存潜力的排查，咸水层封存条件较好的地区主要集中在内蒙古、新疆、黑龙江等北方地区[9,18,23⇓ -25]，而工业发达、人口密集、减排需求大的地区主要集中在南方、华东等地区[9,22]，封存靶区和碳源分布在空间上呈现出背离的趋势，因而中国CO2大规模运输需求整体上表现出从南往北运输的态势。此外，在西北、华北、东北等地区，虽然地区内部有条件较适宜的封存靶区，但排碳需求较大的工业聚集区域和封存靶区往往有一定的距离，需要在地区内部通过构建运输管道实现CO2的封存。
统计就地和异地结合方案中CO2输送需求规模较大的路径，优选出2060年CO2运输管道路径以满足CO2全局优化调配需要。主要的管道路径包括广东—江西、云南—四川—重庆、上海—浙江—江西—湖南—广西、陕西—山西—内蒙古、山东—河北—北京、河北—辽宁—吉林—黑龙江等。

4.3 基于CCUS技术的火电成本分析

在化石能源延续场景中，全国煤电行业有9.5×108 t的CO2捕集需求，燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧捕集3种捕集方式分别为0.5×108，8.5×108，0.5×108 t。中国火电以燃烧煤炭为主（也称为煤电），其CCUS平均成本计算方法采用火电碳捕集平均成本与运输、利用/封存两环节全社会平均成本求和得到，其中火电碳捕集平均成本为126元/t（火电3种捕集方式的成本加权平均，捕集环节不受方案选择影响），后者需要将7大地区的运输、利用/封存两环节总成本求加权平均值（不同方案成本不同）。经过计算，在前文的3种方案中，煤电的CCUS平均成本为365，231，203元/t，对应增加发电电价约为0.29，0.18，0.16 元/（kW·h）（按煤电机组CO2排放强度890 g/（kW·h）计算[39]）。其中，南方由于CO2捕集需求较大、封存条件较差，经济成本均最高，3种方案中分别达到460，460，352元/t，对应增加发电电价0.36，0.36，0.28元/（kW·h）。西北地区捕集需求相对较小，经济成本较低，且当地有丰富的条件适宜的封存靶区，3种方案均采用就地封存，经济成本低至34元/t，对应电价只增加了0.03元/（kW·h）。由于资源禀赋特点，中国天然气发电规模较小，若未来发展气电，预计其2060年的CCUS成本约为247元/t，对应增加发电电价约0.10元/（kW·h）（按燃气机组CO2排放强度390 g/（kW·h）计算[38]）。
3种方案中，异地封存方案的煤电CCUS成本较高，就地封存和两者结合的方案成本差不多，分别为0.18，0.16元/（kW·h）。就地封存方案利用了较多南部地区封存条件相对较差的咸水层资源，可能会带来CO2泄露的风险；另外，虽然就地封存平均成本与第3种方案差不多，但南方地区的最大成本较高，全国成本方差较大，完全采用CCUS实现碳中和的碳价需要制定得更高。因此，从煤电减排的角度，推荐采用就地和异地封存相结合的方案利用CCUS技术。
在全国输送管道系统构建完成的条件下，基于CCUS的煤电的CO2减排成本可以控制在0.16元/（kW·h），煤电度电成本约0.6元/（kW·h）。

5 结论

基于CCUS技术发展进程、CO2捕集需求和地质资源条件，梳理和预测了捕集、运输、利用和封存4个主要环节的经济成本和潜力，构建2060年中国CCUS技术成本-规模计算模型，对比3种封存调度方案并推荐了就地和异地结合的方案，评估了碳中和阶段中国CO2通过CCUS实现减排的最大容量，并对主干管道提出了建议，预测分析了基于CCUS技术的火电减排成本。
基于2060年中国在化石能源延续场景下CO2约有27.33×108 t预计排放需求[22]的条件，若全部采用CCUS技术实现碳中和，其中约5×108 t可采用利用方式、约22×108 t可采用地质封存方式。利用的全流程成本分布在−1 400~200元/t（负值表示CO2利用产生的经济效益超过捕集和运输成本，总体产生经济效益），地质封存的大致成本分布在为200~450元/t。
碳价分别制定在100，200，300，400，450元/t时，全国CO2将实现18%，18%，51%，86%，100%主动减排。
基于未来地质封存需要分布，2060年CO2运输主干管道以南北纵向分布为主，主要管道路径包括广东—江西、云南—四川—重庆、上海—浙江—江西—湖南—广西、陕西—山西—内蒙古、山东—河北—北京、河北—辽宁—吉林—黑龙江等。
在化石能源延续场景中，煤电行业有9.5×108 t的CO2捕集需求，通过全局优化配置全国CO2的平均CCUS成本为203元/t，对应增加发电电价0.16元/（kW·h）。
建议政策制定和金融投资机构提升对CCUS技术的关注和重视，加强政策引导和投资力度，增加对CO2输送管网等基础设施的投资，尽快形成规模效应以降低成本；相关研究机构和生产企业加大科研投入，积极参与CCUS项目的示范和构建，提升技术成熟度，降低经济成本；调动产、学、研等各方面力量共同开展和推进碳中和路径研究，通过多种减排路径的对比分析和协同发展，共同支撑中国“双碳”目标的实现。
符号注释：
fc（x）——CO2规模达到x时单位质量CO2捕集成本，元/t；fsu（x）——CO2规模达到x时单位质量CO2封存或利用成本，元/t；ft（x）——CO2规模达到x时单位质量CO2运输成本，元/t；Pc——单位质量CO2捕集成本，元/t；Psu——单位质量CO2的封存/利用成本，元/t；Pt——单位质量CO2的运输成本，元/t；Ptsu——单位质量CO2的运输+利用/封存成本，元/t；Ptotal——单位质量CO2的全流程成本，元/t；x——通过CCUS减排的CO2累计规模，108 t。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
[1]
IPCC. Climate change 2014: Synthesis report[R]. Geneva: IPCC, 2014.

[2]
IRENA. Global renewables outlook: Energy transformation 2050[R]. Abu Dhabi: International Renewable Energy Agency, 2020.

[3]
IEA. Transforming industry through CCUS[R]. Vienna: IEA, 2019.

[4]
科学技术部社会发展科技司, 中国21世纪议程管理中心. 中国碳捕集、利用与封存技术发展路线图研究[M]. 北京: 科学出版社, 2019: 1-2.

Social Development Technology Department of the Ministry of Science and Technology, China Agenda 21 Management Center. Roadmap for carbon capture, utilization and storage technology development in China[M]. Beijing: Science Press, 2019: 1-2.

[5]
中华人民共和国科学技术部. 科技部关于印发“十二五”国家碳捕集利用与封存科技发展专项规划的通知[EB/OL]. (2013-03-11) [2022-08-19]. https://www.most.gov.cn/xxgk/xinxifenlei/fdzdgknr/fgzc/gfxwj/gfxwj2013/201303/t20130315_100225.html.

Ministry of Science and Technology of the People’s Republic of China. Notice of the Ministry of Science and Technology on issuing the special plan for the development of national carbon capture, utilization, and storage technology during the 12th Five Year Plan Period[EB/OL]. (2013-03-11)[2022-08-19]. https://www.most.gov.cn/xxgk/xinxifenlei/fdzdgknr/fgzc/gfxwj/gfxwj2013/201303/t20130315_100225.html.

[6]
中华人民共和国国家发展和改革委员会. 国家发展改革委关于推动碳捕集、利用和封存试验示范的通知[EB/OL]. (2013-05-09) [2022-08-19]. http://www.gov.cn/zwgk/2013-05/09/content_2398995.htm.

National Development and Reform Commission. Notice of the National Development and Reform Commission on promoting experimental demonstration of carbon capture, utilization, and storage[EB/OL]. (2013-05-09)[2022-08-19]. http://www.gov.cn/zwgk/2013-05/09/content_2398995.htm.

[7]
中华人民共和国国家发展和改革委员会, 国家能源局. 能源技术革命创新行动计划(2016-2030年)[EB/OL]. (2016-06-01)[2022-08- 19]. http://www.nea.gov.cn/2016-06/01/c_135404377.htm.

National Development and Reform Commission, National Energy Administration. Energy technological revolution innovation action plan (2016-2030)[EB/OL]. (2016-06-01)[2022-08-19]. http://www.nea.gov.cn/2016-06/01/c_135404377.htm.

[8]
国家能源局, 中华人民共和国科学技术部. 关于印发《“十四五”能源领域科技创新规划》的通知[EB/OL]. (2021-11-29)[2022-08-19]. http://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/2022-04/03/content_5683361.htm.

National Energy Administration, Ministry of Science and Technology of the People’s Republic of China. Notice on issuing the “14th Five Year Plan for science and technology innovation in the energy field”[EB/OL]. (2021-11-29)[2022-08-19]. http://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/2022-04/03/content_5683361.htm.

[9]
蔡博峰, 李琦, 张贤, 等. 中国二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)年度报告(2021): 中国CCUS路径研究[R]. 北京: 生态环境部环境规划院, 2021.

CAI Bofeng, LI Qi, ZHANG Xian, et al. China carbon dioxide capture, utilization, and storage (CCUS) annual report (2021): China CCUS pathway research[R]. Beijing: Chinese Academy of Environmental Planning, 2021.

[10]
周静, 邹洪涛, 邢焰, 等. 磷石膏制备纳米氧化钙基二氧化碳吸附剂工艺的优化[J]. 无机盐工业, 2016, 48(10): 73-76.

ZHOU Jing, ZOU Hongtao, XING Yan, et al. Optimization of preparation of nano CaO based sorbents from phosphogypsum[J]. Inorganic Chemicals Industry, 2016, 48(10): 73-76.

[11]
柴彤, 赵瑞红, 栗明宏, 等. 氨基改性有序介孔氧化铝吸附二氧化碳性能研究[J]. 无机盐工业, 2016, 48(12): 14-18.

CHAI Tong, ZHAO Ruihong, LI Minghong, et al. Adsorption of CO2 with amino-modified ordered mesoporous alumina[J]. Inorganic Chemicals Industry, 2016, 48(12): 14-18.

[12]
宋菲菲, 王玉军, 骆广生. 拟薄水铝石负载PEI/AMP吸附CO2性能[J]. 化工学报, 2013, 64(2): 574-580.

DOI

SONG Feifei, WANG Yujun, LUO Guangsheng. CO2 adsorption capacity of PEI/AMP loaded on pseudoboehmite support[J]. CIESC Journal, 2013, 64(2): 574-580.

DOI

[13]
林海周, 罗海中, 裴爱国, 等. 燃煤电厂烟气MDEA/PZ混合胺法碳捕集工艺模拟分析[J]. 化工进展, 2019, 38(4): 2046-2055.

LIN Haizhou, LUO Haizhong, PEI Aiguo, et al. Simulation and analysis of carbon dioxide capture process using MDEA/PZ blend solution in a coal-fired power plant[J]. Chemical Industry and Engineering Progress, 2019, 38(4): 2046-2055.

[14]
张亚萍, 刘建周, 季芹芹, 等. 醇胺法捕集燃煤烟气CO2工艺模拟及优化[J]. 化工进展, 2013, 32(4): 930-935.

ZHANG Yaping, LIU Jianzhou, JI Qinqin, et al. Process simulation and optimization of flue gas CO2 capture by the alkanolamine solutions[J]. Chemical Industry and Engineering Progress, 2013, 32(4): 930-935.

[15]
李云, 陈雪, 康玉阳. 基于卡必醇醋酸酯的IGCC碳捕集流程模拟与分析[J]. 化学工程, 2018, 46(4): 6-10.

LI Yun, CHEN Xue, CHEN Xue. KANG Yuyang. Process simulation and assessment of CO2 capture from IGCC by carbitol acetate[J]. Chemical Engineering, 2018, 46(4): 6-10.

[16]
廖广志, 何东博, 王高峰, 等. 终极埋存情景下二氧化碳驱油极限采收率探讨[J]. 石油勘探与开发, 2022, 49(6): 1262-1268.

DOI

LIAO Guangzhi, HE Dongbo, WANG Gaofeng, et al. Discussion on the limit recovery factor of carbon dioxide flooding in a permanent sequestration scenario[J]. Petroleum Exploration and Development, 2022, 49(6): 1262-1268.

[17]
DING J C, YAN C H, WANG G H, et al. Competitive adsorption between CO2 and CH4 in tight sandstone and its influence on CO2-injection enhanced gas recovery (EGR)[J]. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2022, 113: 103530.

DOI

[18]
叶航, 刘琦, 彭勃. 基于二氧化碳驱油技术的碳封存潜力评估研究进展[J]. 洁净煤技术, 2021, 27(2): 107-116.

YE Hang, LIU Qi, PENG Bo. Research progress in evaluation of carbon storage potential based on CO2 flooding technology[J]. Clean Coal Technology, 2021, 27(2): 107-116.

[19]
杨晴, 孙云琪, 周荷雯, 等. 我国典型行业碳捕集利用与封存技术研究综述[J]. 华中科技大学学报(自然科学版), 2023, 51(1): 101-110.

YANG Qing, SUN Yunqi, ZHOU Hewen, et al. Research review of carbon capture, utilization and storage technology in China’s typical industries[J]. Journal of Huazhong University of Science and Technology (Natural Science Edition), 2023, 51(1): 101-110.

[20]
袁士义, 马德胜, 李军诗, 等. 二氧化碳捕集、驱油与埋存产业化进展及前景展望[J]. 石油勘探与开发, 2022, 49(4): 828-834.

DOI

YUAN Shiyi, MA Desheng, LI Junshi, et al. Progress and prospects of carbon dioxide capture, EOR-utilization and storage industrialization[J]. Petroleum Exploration and Development, 2022, 49(4): 828-834.

[21]
吴江, 任思源, 孙一景, 等. 基于“双碳”背景的CCUS技术研究与应用[J]. 华中科技大学学报(自然科学版), 2022, 50(7): 89-100.

WU Jiang, REN Siyuan, SUN Yijing, et al. Research and application of CCUS technology based on “double carbon” background[J]. Journal of Huazhong University of Science and Technology(Natural Science Edition), 2022, 50(7): 89-100.

[22]
全球能源互联网发展合作组织. 中国碳中和之路[M]. 北京: 中国电力出版社, 2021: 153-189.

Global Energy Internet Development Cooperation Organization. China’s carbon neutrality road[M]. Beijing: China Electric Power Press, 2021: 153-189.

[23]
郭建强, 文冬光, 张森琦, 等. 中国二氧化碳地质储存潜力评价与示范工程[J]. 中国地质调查, 2015, 2(4): 36-46.

GUO Jianqiang, WEN Dongguang, ZHANG Senqi, et al. Potential evaluation and demonstration project of CO2 geological storage in China[J]. Geological Survey of China, 2015, 2(4): 36-46.

[24]
自然资源部中国地质调查局地质环境监测院. 全国地质环境图系[M]. 北京: 地质出版社, 2019.

China Geological Environmental Monitoring Institute, China Geological Survey, Ministry of Natural Resources. Geo-environmental atlas of China[M]. Beijing: Geological Publishing House, 2019.

[25]
孙腾民, 刘世奇, 汪涛. 中国二氧化碳地质封存潜力评价研究进展[J]. 煤炭科学技术, 2021, 49(11): 10-20.

SUN Tengmin, LIU Shiqi, WANG Tao. Research advances on evaluation of CO2 geological storage potential in China[J]. Coal Science and Technology, 2021, 49(11): 10-20.

[26]
全球能源互联网发展合作组织. 用电技术发展与展望[M]. 北京: 中国电力出版社, 2021: 145-150.

Global Energy Internet Development Cooperation Organization. Development and prospects of electricity technology[M]. Beijing: China Electric Power Press, 2021: 145-150.

[27]
中商产业研究院. 2019-2025全球与中国乙烯醋酸乙烯树脂市场现状及未来发展趋势: QY 856483[R]. 深圳: 中商产业研究院, 2019.

China Commercial Industry Research Institute. Current status and future development trends of the global and Chinese ethylene acetate vinyl resin market from 2019 to 2025: QY 856483[R]. Shenzhen: China Commercial Industry Research Institute, 2019.

[28]
华经产业研究院. 2019-2025年中国尿素行业市场深度调研分析及投资前景研究预测报告: 356708[R]. 北京: 华经产业研究院, 2019.

Huajing Industrial Research Institute. 2019-2025 China urea industry market deep research and analysis and investment prospect research forecast report: 356708[R]. Beijing: Huajing Industrial Research Institute, 2019.

[29]
方向晨, 张志智, 张喜文. CO2的化工利用技术展望[J]. 当代化工, 2011, 40(3): 221-231.

FANG Xiangchen, ZHANG Zhizhi, ZHANG Xiwen. Technology prospects of chemical utilization of CO2[J]. Contemporary Chemical Industry, 2011, 40(3): 221-231.

[30]
United Nations Department of Economic and Social Affairs, Population Division. World population prospects 2022: Summary of results:UN DESA/POP/2021/TR/NO. 3[R]. New York: United Nations, 2022.

[31]
佚名. 从CCS到CCUS: 二氧化碳资源化利用破题[J]. 中国石油企业, 2021(6): 49-51.

Anon. From CCS to CCUS: Solving the problem of carbon dioxide resource utilization[J]. China Petroleum Enterprise, 2021(6): 49-51.

[32]
王维超, 辛寒晓, 范学明, 等. 二氧化碳气肥在大棚黄瓜生产中的应用效果[J]. 中国农业信息, 2016(11): 98-100.

WANG Weichao, XIN Hanxiao, FAN Xueming, et al. Application effect of carbon dioxide gas fertilizer in greenhouse cucumber production[J]. China Agricultural Information, 2016(11): 98-100.

[33]
EIA. International energy outlook 2021 with projections to 2050[R]. Washington, D.C.: U.S. Energy Information Administration, 2021.

[34]
宋新民, 王峰, 马德胜, 等. 中国石油二氧化碳捕集、驱油与埋存技术进展及展望[J]. 石油勘探与开发, 2023, 50(1): 206-218.

DOI

SONG Xinmin, WANG Feng, MA Desheng, et al. Progress and prospect of carbon dioxide capture, utilization and storage in CNPC oilfields[J]. Petroleum Exploration and Development, 2023, 50(1): 206-218.

[35]
孙洋洲, 郭雪飞, 丁一, 等. 二氧化碳海上封存与驱油方案的研究及经济性分析[J]. 现代化工, 2019, 39(S1): 21-24.

SUN Yangzhou, GUO Xuefei, DING Yi, et al. Research and economic analysis of CO2 offshore storage and EOR schemes[J]. Modern Chemical Industry, 2019, 39(S1): 21-24.

[36]
郭雪飞, 孙洋洲, 张敏吉, 等. 油气行业二氧化碳资源化利用技术途径探讨[J]. 国际石油经济, 2022, 30(1): 59-66.

GUO Xuefei, SUN Yangzhou, ZHANG Minji, et al. Discussion on technical approaches of carbon dioxide resource utilization in oil and gas industry[J]. International Petroleum Economics, 2022, 30(1): 59-66.

[37]
水电水利规划设计总院. 中国可再生能源发展报告2021[R]. 北京: 水电水利规划设计总院, 2022.

Hydropower and Water Resources Planning and Design Institute. China renewable energy development report 2021[R]. Beijing: Hydropower and Water Resources Planning and Design Institute, 2022.

[38]
IEA. Opportunities for hydrogen production with CCUS in China[R]. Paris: IEA, 2022.

[39]
中华人民共和国国家发展和改革委员会, 国家能源局. 电力发展 “十三五”规划(2016-2020年)[EB/OL]. (2016-12-22)[2022-08-19]. https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/ghwb/201612/P020190905497888172833.pdf.

National Development and Reform Commission, National Energy Administration. 13th Five Year Plan for electric power development (2016-2020)[EB/OL]. (2016-12-22)[2022-08-19]. https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/ghwb/201612/P020190905497888172833.pdf.

Options
文章导航

/

〈 〉

版权所有：《石油勘探与开发》编辑部；《石油勘探与开发（英文）》编辑部
地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院数据中心605室　

京ICP备15044687号    技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司