0 引言
CCUS技术包含CO2的捕集、运输、利用和封存等多个环节。CO2捕集主要是指将天然气处理、化肥生产、发电厂等碳源排放的CO2进行捕集、分离提纯。CO2运输是指将捕集后的CO2压缩，利用管道、罐车等方式，运输到利用或封存场地。CO2利用是指生物利用、化工利用和地质利用，目前以提高油气采收率为主。CO2封存是指将CO2注入废弃枯竭油气藏、咸水层和深部煤层封存等[4]。提高油气采收率和地质封存等减少大气中CO2浓度的过程、活动或场地统称为碳汇。当前国内外CCUS项目以单一碳源和碳汇为主，即“点对点”式的单一发展模式。随着碳源类型和捕集量进一步增大，以及大规模管网的建设，多碳源碳汇协同下的CCUS产业集群模式逐步建立。CCUS集群由若干个CCUS项目组成，以管网形式，将从不同排放源捕集的CO2运输、封存到同一或不同地点。与单一发展模式不同的是，产业集群模式共享运输、封存场地和基础设施，通过统筹扩大规模、降低运行成本，解决区域性碳排放问题，具有关联性强、带动力大等特点。
1 全球CCUS项目概况
从20世纪50年代开始，CO2提高采收率技术（CO2-EOR）在美国和加拿大开始了室内实验和矿场测试。1972年初，雪佛龙石油公司（Chevron）在美国开展了全球首个商业化CO2-EOR项目（SACROC项目）。项目最初将Val Verde天然气处理厂捕集的CO2注入到德克萨斯州Scurry县Kelly-Snyder油田[7]，取得了显著效果，正式拉开了全球商业化CO2-EOR的序幕。为了进一步获得低成本碳源来增加石油产量，20世纪80年代McElmo Dome、Doe Canyon Deep和Sheep Mountain等高浓度天然CO2气藏得以开发[8-9]，加上CO2管道网络的陆续建成支撑了德克萨斯州二叠盆地CO2-EOR产业的快速发展，CO2-EOR产业由工业试验、商业推广阶段逐步转向产业集群，自此全球首个CO2-EOR产业集群初具雏形。历经70多年的发展，美国CO2驱油年产量达到1 500×104 t，提高了近10倍，成为世界上CO2-EOR技术应用最成功的地区之一[5]。
2006年，CO2-EOR纳入CCUS体系。自此中国开始了13年的CCUS项目先导试验，并在2020年进入了工业化发展阶段[4]。在此期间，巴西、加拿大和阿联酋等国家也陆续试验并建成了CCUS全流程项目[10]。截至2024年7月，全球正在运行的50项CCUS项目中，CO2-EOR占35项，年捕集和利用能力超4 739×104 t，约68%的碳源来自天然气处理项目，其他工业碳源主要来自发电、制氢和化肥生产等，主要分布在美国、加拿大、巴西和中国[10]。其中美国和加拿大的CO2-EOR技术积累丰富，发展模式逐渐向产业集群方向转变，处在世界领先地位，而巴西、阿联酋和中国的CCUS项目仍以“点对点”式的单一发展模式为主，且项目规模较小。
对于地质封存类项目，自1992年IPCC提出将“CO2分离和地质或海洋处置”作为中长期温室气体减排方案之一后，挪威国家石油公司在国家政策驱动下于1996年开展了世界首个商业化咸水层CO2封存项目（Sleipner CCS项目）[4]，随后20多年，全球仅有少数几个咸水层封存项目的实施。随着2015年联合国气候大会上《巴黎协定》的签署，CCUS产业步入双效驱动阶段，地质封存类项目逐步涌现。整体上全球的地质封存项目还处于示范和先导实验阶段，以“点对点”的单一发展模式为主。截至2024年底，全球正在运行的地质封存类项目共15项，年捕集和封存能力约1 142×104 t，其中来自天然气处理的碳源约占76%。在政策的有力推动下，全球在建和规划的578个CCUS项目中，地质封存类项目占比约95%，表明全球CCUS产业模式由CO2-EOR逐渐向规模化地质封存转变[10]，同时来自天然气处理的碳源占比显著减少，碳源逐步转向工业和发电等领域。
2 全球CCUS项目产业模式
2.1 单一发展模式
在地质封存概念提出之前，油田开展的CCUS项目目标均为大幅度提高原油采收率。在地质封存概念提出之后，油田的CO2-EOR项目均附带了地质封存属性。然而从已开展的地质封存项目来看，碳汇通常为咸水层、玄武岩地层或枯竭油气藏等。因此，为了简化起见，本文中将油田开展的驱埋协同一体化项目统称为EOR模式。在该条件下，根据碳源和碳汇的不同，可以将目前正在运行或已停运的CCUS项目产业模式分为5大类：天然碳源+EOR模式、工业碳源+EOR模式、天然碳源+地质封存模式、工业碳源+地质封存模式和工业碳源+矿化、化学与生物利用模式，不同模式部分CCUS项目运行情况如表1 所示。
表1 国外不同产业模式CCUS项目运行概况 |
| 产业模式 | 项目 | 开始时间（年份） | 碳源 | 碳汇 | 运输 | 年处理规模/104 t |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 天然碳源+ EOR | 巴西Santos盆地盐下油田项目 | 2011 | 天然气处理 | 油藏 | 1 000.0 | |
| 匈牙利MOL Szank油田项目 | 1992 | 天然气处理 | 油藏 | 16.0 | ||
| 美国Occidental Terrell项目 | 1972 | 天然气处理 | 油藏 | 管道 | 50.0 | |
| 工业碳源+ EOR | 阿联酋钢铁公司项目 | 2016 | 钢铁厂 | 油藏 | 管道 | 80.0 |
| 美国Enid肥料厂项目 | 1982 | 肥料厂 | 油藏 | 管道 | 20.0 | |
| 加拿大Weyburn油田项目 | 2000 | 合成燃料厂 | 油藏 | 管道 | 300.0 | |
| 天然碳源+地质封存 | 挪威Sleipner项目 | 1996 | 天然气处理 | 咸水层 | ||
| 澳大利亚Gorgon项目 | 2019 | 天然气处理 | 咸水层 | 管道 | ||
| 工业碳源+地质封存 | 日本Tomakomai项目 | 2016 | 炼油厂 | 咸水层 | 管道 | 10.0 |
| 冰岛CarbFix二期项目 | 2014 | 地热发电厂 | 玄武岩 | 管道 | 1.0 | |
| 加拿大Quest项目 | 2015 | 油砂精炼厂 | 枯竭油气藏 | 管道 | 100.0 | |
| 工业碳源+矿化、 化学与生物利用 | 冰岛George Olah项目 | 2011 | 电厂 | 制甲醇 | 0.5 | |
| 美国Fairway 甲醇项目 | 2021 | 化工厂 | 制甲醇 | 18.0 | ||
| 美国Calgill乙醇项目 | 2016 | 制乙醇 | 10.0 |
第1类产业模式为天然碳源+EOR，即石油公司通过开采高浓度天然CO2气藏或捕集天然气伴生CO2，并将其注入油气藏以提高采收率。例如2011年巴西石油公司和巴西政府在Santos盆地盐下油藏建成CCUS项目，利用体积分数为8%~40%的天然气伴生CO2碳源，在浮式生产储油平台上利用膜分离工艺将CO2分离，然后将压缩后的CO2以水气交替的方式注入储层，以提高石油采收率。该项目是世界首个超深水CCUS项目，累计注入CO2超 4 080×104 t，其中2022年注入1 060×104 t，约占全球全年CO2总注入量的25%[11-12]。总体来看，第1类产业模式是目前全球CCUS项目的主流产业模式，通常规模较大。
第2类产业模式为工业碳源+EOR，即非石油公司从化肥生产、甲醇生产、乙醇生产等工业生产中捕集CO2，提供给石油公司用于提高采收率。2016年，阿联酋钢铁公司在阿布扎比建成全球首个钢铁行业大规模CCUS全流程项目，也是中东第1个商业化的CCUS-EOR项目[13]。阿联酋钢铁公司排放的CO2纯度高达98%，CO2捕集技术成熟、成本低。年捕集能力为80×104 t，扣除捕集、分离和运输等过程的排放，每年净减排量高达72×104 t。该项目每天将捕集的约1.16×1012 m3干燥CO2压缩成液态，通过43 km的管道运输到Rumaitha和BAB油田以提高原油采收率。与第1类产业模式相比，第2类产业模式不同点在于油气公司从非石油行业购买捕集的CO2，增加了更多的中间环节。对于不具备天然CO2气藏或者伴生CO2的油气公司来说，该模式可以作为首选，也是未来CCUS发展的方向。
第3类产业模式为天然碳源+地质封存，即石油公司通过天然气处理等项目捕集CO2，并注入枯竭油气藏、咸水层或玄武岩等地层进行地质封存。例如全球首个商业化运营的CO2封存项目Sleipner[4]和目前全球单体规模最大的咸水层封存项目Gorgon[14]。Gorgon项目由Chevron、ExxonMobil和Royal Dutch三大石油公司合作开发，该项目碳源为海上天然气伴生CO2，每年产量高达400×104 t，捕集的CO2通过巴罗岛的LNG（液化天然气）处理厂分离后压缩成超临界态，通过7 km长的管道输送至注气井，将CO2注入2 000 m以深的Dupuy咸水层。同时为了防止地层压力过高，在注入井4 km外的另一井组开采地层水。Gorgon项目2019年8月开始正式注入CO2，5年内Gorgon项目封存了500×104 t油气田伴生CO2。
第4类产业模式为工业碳源+地质封存，即非石油公司从化肥生产、甲醇生产、乙醇生产、发电、制氢等工业设施捕集CO2，并注入枯竭油气藏、咸水层或玄武岩地层进行地质封存，如冰岛CarbFix项目和加拿大Quest项目。其中冰岛CarbFix二期项目开始于2014年1月，碳源来自地热发电厂，其排放的地热气体混合物中CO2、H2S、H2、其他气体的体积分数分别为63%，21%，14%，2%[15-16]。混合气体、水被注入气体捕集洗涤塔，部分CO2和H2S将溶解在水中，该混合流体通过1.5 km长的管道运输，注入玄武岩地层进行矿化封存。加拿大Quest项目是世界上第1个油砂行业的CCUS项目，在政府补贴+碳市场减排额资助方式下开展。该项目碳源来自油砂沥青提炼装置，使用壳牌公司（Shell）的胺法捕集系统（ADIP-X）进行捕集，CO2捕获率约为80%，年捕集能力约为100×104 t[17-18]。对捕获的CO2进行脱水和压缩后，以超临界态的形式通过一条长约65 km的管道输送到东北部的3座注入井场进行地质封存。在捕集、运输和封存过程中，CO2排放了约20×104 t，净封存率约为80%。项目于2015年8月开始正式注入，截至2022年底，3口井共注入CO2约770×104 t，预计25年间累计埋存量超过2 700×104 t。以上项目都证实了商业化CO2地质封存的可行性。
第5类产业模式为工业碳源+矿化、化学与生物利用，即相关企业以CO2为原料，借助CO2催化加氢等技术生产甲醇、烯烃等基础化工产品，或者利用生物固定并转化CO2。例如，碳循环国际公司（CRI）在冰岛建成全球首个利用CO2生产甲醇的规模化工厂——George Olah甲醇厂，该工厂采用CRI公司的Emissions- to-Liquids（ETL）技术捕集电厂排放烟气中的CO2并进行纯化，然后将CO2和氢气在Cu/ZnO/Al2O3催化剂作用下进行反应生成甲醇，最后使用地热蒸汽进行蒸馏，完成净化和除水，产出成品级甲醇[19]。但该类模式目前受到技术限制无法实现规模化应用。
2.2 产业集群模式
随着全球工业捕集和运输能力的提升，在政策驱动下，目前的重点是从多种来源捕集CO2，包括来自不同规模、不同行业的CO2，除天然气处理项目以外的工业碳源占比将进一步增大。同时，随着捕集量的扩大，运输和储存基础设施规模也将进一步扩容，进而形成管道运输网络，不同企业能共享基础设施，形成CCUS产业集群和中心（见图1 ）。规模化、区域化和统筹化是CCUS产业集群与此前单一发展模式的重要区别。
经过近70年的发展，目前美国CCUS产业体系已成熟，已经形成了大规模CO2捕集、长距离管道输送、管网优化和大规模驱油等方面的关键技术体系。美国CCUS产业体系由早期的单一发展模式逐步转向产业集群模式，形成或已提议的CCUS产业集群包括二叠盆地丹佛城集群、落基山脉集群、休斯顿集群和科罗拉多地区碳储存中心等[22]。二叠盆地的丹佛城集群是美国最大的CCUS产业集群，其本质是多个上述第1类和第2类产业模式的结合。在碳源方面，McElmo Dome、Doe Canyon，Bravo Dome和Sheep Mountain天然CO2气藏贡献了该集群超80%的CO2量，在集群发展早期，该占比更高，其中，McElmo Dome是美国最大的CO2气藏，于1983年开采，CO2体积分数为98%，目前活跃生产井约101口，由Kinder Morgan公司运营[23]。其他碳源主要来自Century天然气处理厂和Val verde天然气处理厂，其中Occidental Petroleum公司运营的Century天然气处理厂是北美最大单一CO2捕集工厂，气源为SandRidge能源公司生产的天然气，CO2体积分数超60%，通过物理吸收法捕集CO2，年捕集能力为800×104 t。2020年美国用于CO2-EOR的CO2量约为2 850×104 m3/d，其中高浓度天然CO2气藏供应量约为2 640×104 m3/d，工业碳源供应量约为210×104 m3/d[8]。在运输方面，20世纪70—80年代就已经开始建设CO2管道将几个天然CO2气藏与二叠盆地连接。经过50多年建设，目前几条主要管道包括Bravo、Central Basin、Cortez、Canyon Reef Carriers、Pecos和Centerline等，累计长度超过1 600 km[23]。已建管道中80%采用超临界态运输，管道设计压力在10~15 MPa[24]。广泛的管道基础设施极大地促进了该地区CCUS产业集群的发展。多条管线在得克萨斯州丹佛城交汇，再被分配到40多个油田开展CCUS项目。在利用方面，美国目前CCUS运营目标旨在最大限度地提高石油产量，该集群几乎所有CO2都被用于CO2-EOR，截至2020年底，已开展CO2-EOR项目80项[8]。
加拿大的阿尔伯塔碳干线（ACTL）项目是全球CCUS产业集群的另一个典范，该项目作为多方、开放的管道，旨在将多个CO2碳源和碳汇方联系起来，促进阿尔伯塔省和附近地区的低碳经济发展。根据该项目协议，CO2捕集设施和运输管道由Wolf Midstream公司建造和运营，未来的CO2供应商和用户都可以使用Wolf Midstream公司的捕集、压缩和运输服务[25]。该项目于2020年正式运行，碳源来自Sturgeon炼油厂和Nutrien肥料厂。Enhance Energy公司将所捕集的CO2压缩后，通过一条长240 km的管道注入阿尔伯塔省中部和南部的油气藏，主要用于提高原油采收率[26]。ACTL项目管道的设计运行压力高达17.93 MPa，并且为确保管道的安全运行，Wolf Midstream每隔16 km放置一个阀门以检测和控制压力。虽然现年捕集能力仅为160×104 t，但是系统最大年容量高达1 460×104 t，为未来产业集群发展预留了空间。2022年，Wolf Midstream公司与Whitecap Resources等当地多个公司和组织合作，共同开发阿尔伯塔省萨斯喀彻温堡附近的咸水层封存项目，发展势头强劲[27]。
2.3 产业模式对比分析
受源汇匹配、技术成本和基础设施的限制，目前全球CCUS项目以单一发展模式为主。从不同CCUS产业模式的效果来看，第1类和第2类产业模式是目前较为优势的产业模式，有利于促进大规模CCUS项目的开展。第3类和第4类产业模式因无法像CO2-EOR项目一样取得明显的经济效益，受碳价以及政府政策限制更加显著，因此目前较难实现规模化发展。第5类模式面临同样的问题，同时对利用技术的要求更高，限制了该模式的大规模产业化推广。
相较于单一发展模式，发展产业集群模式存在两点优势：①打破成本掣肘，降低准入门槛。排放源的CO2浓度显著影响CO2捕集成本。当前CCUS项目重点关注排放量较大、捕集成本较低的碳源，但部分中小规模的工业设施同样面临减碳压力。在美国，有近5 000个较小型排放源，每个设施的CO2年排放量低于20×104 t，年累计CO2排放占美国工业设施排放量的近16%[22]。由于单个设施体量较小，捕集CO2只能通过罐车或者船舶运输，缺乏长距离输送管道建设，无法做到类似大规模捕集、运输和利用项目的“点对点”式发展，高成本限制了其发展。但是，通过集群式发展，将中小型企业嵌入管道网络，共享运输和封存基础设施，不仅有利于摊薄早期投入成本，通过规模效应降低运行成本，还有利于推动项目的不同利益相关方建立战略合作伙伴关系，让各主体共同出资协同合作，从而形成有效的商业模式。2022年，碳解决方案峰会（Summit Carbon Solutions）提议建造世界上最大的碳捕集和封存项目，届时将建成长3 200 km的CO2运输管道，将32个不同工业碳源相连，其中最小的捕集工厂每年只有9×104 t排放量，显著降低了参与CCS/CCUS项目的准入门槛[28]。②避免潜在风险，实现平稳运行。在CCUS项目的早期阶段，通常需要花费大量的投资和时间来建设基础设施，对目标碳汇进行评估，面临巨大的不确定性。传统“点对点”单一发展模式中的任一环节出现问题，将导致CCUS项目的搁置。例如，澳大利亚Gorgon CCS项目，由于封存区接连出现采水层出砂、水敏、设备腐蚀、成本增加等多种问题，使得CO2注入量不达预期，大约950×104 t捕集到的CO2直接排放至大气中，导致澳大利亚2021年第一季度碳排放量显著增加[29]。从长远来看，当目标碳汇区达到最大容量时，如果附近没有其他足够的备选地，则需要开发另一个完整的独立运输和存储基础设施，既昂贵又有风险。特别是未来几十年随着CO2捕集能力的进一步增加，碳汇的容量和数量也应随之提升。通过集群式发展，结合碳源和碳汇的实际运行情况进行CO2调配，无论单个碳源或者碳汇出现任何问题，CO2都能持续供应，进而降低风险，运行更加稳定。
3 中国CCUS项目产业模式
目前中国CCUS产业逐渐从驱油封存向咸水层地质封存和化学利用领域拓展，应用领域也开始向火电、炼化、钢铁、水泥等脱碳困难的行业拓展，项目数量和规模都在快速增加，各环节都取得了显著进展，但目前处在关键的转换期，发展状况极为不均衡。在CO2捕集技术上，基本与国际先进水平同步，其中燃烧前-物理吸收法较为成熟，处于商业应用阶段。在运输方面，由于现有示范项目大多规模较小，多采用公路罐车和内河船舶运输，而在管道输送方面发展较为落后，目前仅开展了部分工程实践，具有巨大的发展潜力。在地质利用与封存方面，中国CO2-EOR已达到商业应用初期，略落后于国际水平。在驱替煤层气方面处在领先水平。然而在CCUS集群建设方面，中国显著落后于国际水平，在管网优化、集群枢纽和安全监测等集成优化方面经验不足，仅处在示范阶段[30]。
总体来说，中国CCUS产业发展迅速，部分技术已与国际先进水平无异，甚至处于领先，具备了一定规模应用的基础。然而CCUS集群建设需要各个环节统筹安排，不均衡的发展不利于集群建设，特别是管网建设和集成优化是集群化建设的关键环节，目前仍面临巨大的挑战。
3.1 单一发展模式
表2 中国不同产业模式CCUS项目概况 |
| 产业模式 | 项目 | 开始时间（年份） | 碳源 | 碳汇 | 运输 | 年处理规模/104 t |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 天然碳源+EOR | 吉林油田 | 2009 | 天然气处理 | 油藏 | 罐车+管道 | 60.0 |
| 辽河油田 | 2022 | 天然气处理 | 油藏 | |||
| 工业碳源+EOR | 齐鲁石化 | 2022 | 化肥厂 | 油藏 | 管道 | 100.0 |
| 延长延安 | 2021 | 煤化工 | 油藏 | 10.0 | ||
| 天然碳源+地质封存 | 恩平15-1油田群项目 | 2021 | 天然气处理 | 咸水层 | 管道 | 30.0 |
| 工业碳源+地质封存 | 国家能源集团锦界电厂 | 2021 | 烟气 | 咸水层 | 15.0 | |
| 国家能源集团鄂尔多斯盆地封存项目 | 2011 | 煤化工 | 咸水层 | 罐车 | 0.6 | |
| 工业碳源+矿化、 化学和生物利用 | 宁波钢铁 | 2022 | 烟气/尾气 | 养护混凝土 | 2.0 | |
| 上海电力长兴岛电厂 | 2022 | 低浓度烟气 | 造船和港机企业 | 10.0 |
中国在第3类和第4类CCUS产业模式上还处于示范研究阶段，2023年国内的地质封存类项目仅3项，亟待深入研究[30]。例如国家能源集团（原神华集团）鄂尔多斯盆地封存项目首次实现煤化工高浓度CO2排放源捕集工艺与低孔、低渗深部咸水层CO2封存工艺的结合，是中国第1个全流程咸水层封存示范项目。气源为百万吨级煤液化工厂排放尾气，通过化学吸收法，以罐车运输至110 km外的鄂尔多斯盆地伊盟隆起封存[33]。该项目于2011年1月正式开始注入，至2015年4月完成CO2注入30.3×104 t。2021年8月30日，恩平15-1油田群项目在南海珠江口盆地正式启动，为中国首个海上CO2封存示范工程。项目将海上油田开发的伴生CO2封存于海底咸水层中。该示范工程年CO2封存量约30×104 t，预计总封存量超146×104 t，填补了中国海上CO2封存技术的空白。
2023年中国第5类产业模式规模和数量较2020年有显著提升，共计32项。例如上海电力长兴岛电厂建成了全国首套10×104 t级燃机低浓度烟气碳捕集装置，捕集的CO2直供附近现代造船与港机企业用于气体保护焊，是目前国内较大的非CO2-EOR全流程CCUS项目[30]。
3.2 产业集群模式
2023年3月，中国石油南方勘探开发有限责任公司与bp（中国）投资有限公司签署了一份海南低碳合作协议[36]，并在海南自由贸易港建设总体方案[37]和国家生态文明试验区（海南）实施方案[38]的共同推动下，积极探索高效建设和运行管理模式，筹建全流程CCUS产业集群。海南岛及其周边地区在碳源和碳汇方面拥有得天独厚的优势，碳源主要集中于海南岛西部工业走廊石化、火电、水泥、纸业等重点行业，2023年碳排放量接近3 000×104 t；碳汇主要集中于海南岛北部的北部湾盆地油气藏、咸水层和玄武岩地层，源汇匹配性好。中国石油南方勘探开发有限责任公司作为海南省唯一的陆域油气勘探开发企业，立足北部湾盆地唯一的陆上凹陷——福山凹陷，结合探区内高含CO2气藏、凝析油气藏、低渗油藏同时发育的特点，自2011年起开始探索以高含CO2气藏为碳源、多利用模式协同的CCUS发展模式。历经10余年的攻关与探索，创新形成一套多藏多模式一体化开发的CCUS技术系列。例如中国石油南方勘探开发有限责任公司针对海南气候、地质及政策特点，在海南省政府的倡导下，建立了海南省主要碳排放企业共同参与的交流对话机制，形成了油气分离、脱水除杂、变压吸附脱碳等碳处理技术体系，研发了集大功率压缩机、防腐管道、高效举升工艺为一体的低成本工艺体系，创新了丛式井注采、风光电融合的土地集约型绿色应用模式，为多利用模式协同的CCUS发展模式的规模化应用奠定了良好基础。近年来，福山凹陷CCUS项目取得重大进展，在莲4区块开展的注高浓度CO2提高凝析气藏采收率试验，提高凝析油采收率31.9个百分点，提高天然气采收率43.1个百分点，使濒临废弃的凝析气藏重获新生；在朝6低渗透油藏开展的注CO2重力稳定驱提高采收率试验，方案预测提高采收率20个百分点以上。此外，2024年7月12日，中国石油天然气集团有限公司首个咸水层CCS试注试验在福山凹陷金凤井区正式开始试注，分薄层试注和厚层试注两个阶段，CO2总注入量为1.0×104 t。该项目的成功实施标志着该区域已然成为中国CO2利用埋存方式最丰富的区域之一。
总体来说，结合海南岛政府的强劲政策支持和其独特的地理位置，叠加中国石油南方勘探开发有限责任公司的长期技术攻关与实践，海南CCUS区域中心有望成为中国首个涵盖多种发展模式的大型CCUS产业集群。这一工程建成后将为其他油田和行业的低碳发展提供宝贵的经验和借鉴，推动中国CCUS产业模式的转型和升级。
3.3 中外产业集群模式对比分析
结合目前CCUS产业集群规模最大、体系最为成熟的美国丹佛城集群和发展早期的阿尔伯塔碳干线，对比分析认为有以下4条成功经验，可为中国CCUS集群发展提供切实借鉴。
①利用得天独厚的源汇匹配关系。美国二叠盆地资源丰富、产油层多且厚、基础设施完善、地理位置优越，产能高、成本低，并且盆地拥有世界上最大的CO2气藏，其他工业设施较为集中，有北美最大单一CO2捕集工厂，在碳源和碳汇方面极具优势，是该集群建设的重要基础[8]。阿尔伯塔碳干线碳源由全球最大的钾肥生产商和第3大氮肥生产商Nutrien公司提供，附近拥有较大的油田和咸水层，源汇关系同样较好。
②抓住时代机遇和有利的能源政策。20世纪50年代后，美国油气产量增长迅速，促使政府出台了规范天然气管道建设和运营的相关法案，促进了管道建设和气体驱油技术的发展，明确了管输过程的利益分配。在石油危机期间也出台了相应的能源政策，对CO2-EOR项目进行减税，使得CO2-EOR项目数量大幅上升。CO2-EOR的成功应用和高油价带动了石油公司和民间资本的积极性，进一步推动了CO2管道的建设，形成良性循环。2002年后原油价格突破100美元/桶，美国的CO2-EOR项目规模进一步扩大，发展已基本成熟。阿尔伯塔碳干线同样获得了大量资金支持，Wolf Midstream公司和加拿大投资委员会投资额度高达3.05×108美元，加拿大政府另额外提供6 300×104美元和2.23×108美元的建设资金法案[25]。
③统筹合作建设产业集群。CCUS集群的产业链更长、体系更复杂，涵盖了上游的原材料和设备供应，中游的碳捕集封存利用与相关服务，下游的产品和碳市场等，单方面难以实现CCUS全流程运行。例如阿尔伯塔碳干线由Wolf、Sturgeon、Nutrien、Enhance Energy、Whitecap Resources等多个公司和组织合作建设[27]。虽然更多的合作有利于增加CCUS项目规模，但同时也对管理和协调能力提出了更高的要求。
④攻克全流程关键技术难题，开展核心技术创新。美国CO2-EOR发展较早，形成了扩大气驱波及体积技术、智能CO2监测和注采调整技术、产出气处理及CO2循环注入等关键技术，降低了运行成本，提高了驱油效率；同时在CCUS集群的关键环节，如管网优化和集群枢纽方面处于领先地位，美国丹佛城集群已建成累计超过1 600 km的管线，建成两大碳存储分配中心，拥有丰富的经验。再如冰岛CarbFix项目通过溶解捕获水溶性气体，不涉及分离和干燥环节，使全流程现场成本仅24.8美元/t[16]。然而，澳大利亚Gorgon项目在运营过程中接连出现采水层出砂、水敏、设备腐蚀、汇源匹配等多种问题，关键技术和管理的缺失导致该项目不达预期。上述成功和失败案例都说明前期研究和关键技术至关重要。
4 中国CCUS产业集群发展挑战与对策
4.1 中国CCUS产业集群发展面临的挑战
通过以上中外产业集群模式的对比以及国际成功经验的分析，目前中国CCUS规模化和集群化发展在管理、政策和技术设施等方面仍然面临巨大挑战。
4.1.1 CCUS产业集群建设缺乏商业模式和政策保障
大规模CCUS集群产业链长、体系极为复杂，不同的碳源方、捕集方、运输方、利用与封存方都有着不同的利益诉求和技术特点，每个环节都可能存在风险。统筹安排、建立全面的风险管理体系、划分权责较为困难，主要表现为：①目前中国CCUS产业刚进入产业化发展初期，还未形成完善的商业模式，全产业链相关企业积极性不高、合作意愿不强，缺乏针对CCUS产业集群建设的激励政策；②CCUS产业面临巨大的经济成本，并且封存项目无法获得直接的经济利益，缺乏国家的财政资金引导、税费优惠等政策的支持，难以促进技术创新和产业规模化发展；③CCUS项目均缺乏超前规划布局运输、封存等基础设施建设，特别是中国华东大部分地区和华南地区CO2排放量大，而西北地区能源资源丰富，汇源匹配较差，在没有区域性管网系统支撑的情况下，很难建成大规模CCUS产业集群。这些都需要国家层面的统筹规划和政策支持，以确保CCUS产业集群能够健康、有序地发展。
4.1.2 CCUS产业集群建设缺乏关键技术
通过国际成功案例分析可知，在技术层面发展大规模CCUS产业集群的关键在于大规模、低成本捕集CO2，建设长距离运输管道、优化区域性管网系统，以及提高CO2利用和封存能力。中国在这3个方面均面临巨大挑战：①捕集技术方面，大部分技术仅处于工业示范阶段，且中国中—低浓度CO2源占总量的90%以上，而中—低浓度CO2低成本大规模捕集技术尚存难题[12]。②运输方面，虽然罐车和船舶运输技术已达到商业应用水平，但中国在大规模超临界CO2长距离管道输送方面缺乏经验，远距离碳源商业化应用难度大，直接抑制了CCUS产业集群的发展。③利用和封存方面，不同于国外储层，中国油气田地质条件复杂、油气开发难度较大，CO2提高采收率仅处于工业示范阶段，规模尚待扩大。捕集、运输、利用和封存以及后续的监测调控各环节的集成、耦合与优化也是一个重要难题，这一方面中国尤为薄弱，远远落后于国际先进水平。
4.2 中国CCUS产业集群发展的对策
中国实现碳达峰、碳中和时间短、压力大，对CCUS发展提出了更高的要求。针对CCUS产业集群发展面临的困难，中国需要构建更高效CCUS全产业链原创技术体系，完善政策支持体系和碳交易市场，为CCUS产业集群发展注入新动能、提供新路径。
4.2.1 完善政策支持体系，提升全产业链相关企业合作积极性
目前全产业链相关企业合作不充分，积极性不高，产业集群建设较为困难。需加速推动CCUS商业化步伐，给予足够的财政支持。建立相关激励政策体系、税收优惠和补贴政策，打通金融融资渠道，为规模化示范CCUS项目优先授信和提供优惠贷款，以此提升相关企业参与CCUS全产业链的积极性。完善优化法律法规体系，成立由政府主导、多方参与的协调管理机构，制定科学合理的建设、运营、监管、终止等标准体系，明确相关交叉产业边界，以此完善市场机制，保障各方利益。
4.2.2 加强顶层设计和中长期规划，推动全流程集群示范项目建设
首先要明确CCUS产业集群建设的发展路径，以及“双碳”目标背景下不同阶段的重点任务、产业布局及政策等，有针对性地制定涵盖捕集、压缩、运输、注入、封存全流程的中长期规划。例如需尽快开展全国范围内的碳源与碳汇资源调查，明确各地的封存潜力和碳排放量，分析不同区域的产业特点、能源结构和源汇匹配关系。基于封存潜力和碳排放评价结果，形成CO2输送管道初步规划，尽快推动全流程CCUS产业集群示范项目的建设。
4.2.3 攻关全产业链技术体系，降低运行成本
厘清能推动产业集群化发展的关键技术路径，深入总结技术现状及短板，突破捕集、压缩、运输、注入、封存等全链条技术瓶颈。首先加强中—低浓度碳源低成本捕集技术，逐步改造相关工业基础设施，把握2030—2035年燃煤电厂CCUS技术改造的最佳窗口期。重点突破长距离大规模CO2管道运输核心技术，逐步开展管道运输工程实践，从中获取管网优化、集群枢纽等集成优化经验。立足于中国地质特征，有针对性地开展CO2-EOR和封存研究，形成适合不同地质体的CO2驱油技术、采出流体处理及CO2循环注入技术等，加强CO2利用能力。同时提升地质体精细描述技术、CO2监测技术和CO2腐蚀防护技术，提升安全防控，实现大规模超长期安全封存。探索新的捕集技术例如直接空气捕集（DAC）等负排放技术、矿物固化技术、CO2与氢能协同发展等技术，超前部署新一代低成本、低能耗CCUS技术示范项目，进一步加强捕集和利用能力[39-40]。
4.2.4 加强人才培养，强化校企科研合作
结合CCUS产业集群的特点，加强多学科交叉融合。加强高校碳中和学科和CCUS重点实验室建设，强化校企科研合作，深化CCUS领域国际合作与交流，重点学习集成优化相关经验，让更多科技成果尽快转化为现实生产力，为CCUS产业集群化发展储备人才力量。
5 结语
全球CCUS产业已明显呈现出规模化和集群化发展趋势，北美地区在大规模CO2捕集、长距离管道输送、管网优化和大规模驱油等方面已形成关键技术体系，集群建设较为成熟，并且产业模式逐渐由CO2-EOR向地质封存转变。
中国CCUS产业各环节发展迅速，为产业集群的发展奠定了坚实基础，目前处于集群化发展初期。然而通过中外对比分析认为，中国CCUS产业集群化发展面临着商业模式缺失、政策保障不足、关键技术相对落后等挑战。在集群化发展初期，缺乏针对CCUS集群建设的协调机制与激励政策，全产业链相关企业积极性不足。推动产业集群化发展的关键技术尚待提高，如大规模低成本捕集CO2、建设长距离运输管道、优化区域性管网系统、提高CO2利用和封存能力以及全流程耦合优化等技术。
为实现中国CCUS产业集群化，未来应完善政策支持体系，建立更多的税收优惠和补贴政策等，刺激全产业链相关企业积极性；加强顶层设计，明确不同阶段的重点任务，有针对性地制定中长期计划，有序推进全流程发展；攻关全产业链技术体系，特别是加强低成本捕集技术、驱油和埋存技术研究，开展管道建设工程实践，总结管网优化、集群枢纽等集成优化经验；加强人才培养，强化学科建设和校企科研合作等。