我国 CCUS 技术的成本与效益

（一）CCUS 技术成本 本+文`内/容/来/自:中-国-碳-排-放-网-tan pai fang . com

已投运 CCUS 示范项目净减排成本统计显示，我国 CCUS 技术推广依然面临高能耗、高成本的挑战。CCUS 技术的能耗及成本因排放源类型及 CO2 浓度不同有明显差异，通常 CO2 浓度越高，捕集能耗和成本越低，CCUS 减排技术的 CO2 避免成本越低。在已投运的 CCUS 示范项目中（见图 4），水泥行业受到技术成熟度的影响具有最高的捕集能耗，达到 6.3 GJ/t CO2 ；电力行业捕集能耗为 1.6~3.2 GJ/t CO2 ；煤化工行业由于捕集源和捕集技术的差异性，能耗为 0.7~2.5 GJ/t CO2 ；石油化工行业的捕集能耗最低，约为 0.65 GJ/t CO2。

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图4 我国主要排放源已投运 CCUS 示范项目的捕集能耗

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注：资料来源于国内现行 39 个示范项目成本和能耗统计数据。

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电力、水泥是我国减排成本较高的行业，净减排成本分别为 300~600 元 /t CO2、180~730 元 /t CO2。煤化工和石油化工领域的一体化驱油示范项目净减排成本最低可达到 120 元 /t CO2（见图5）。结合项目成本来看，捕集能耗高的行业 CCUS 示范项目成本也较高，降低 CCUS 捕集能耗对降低我国 CCUS 示范项目成本十分重要。

图 5 我国主要排放源已投运 CCUS 示范项目净减排成本

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注：资料来源于国内现行 39 个示范项目成本和能耗统计数据。

就 CCUS 全链条技术而言，现阶段全球主要碳源（煤电厂、燃气电厂、煤化工厂、天然气加工厂、钢铁厂、水泥厂）的 CO2 避免成本约为 20~194 美元 /t，我国的 CCUS 成本整体处于世界较低水平（见图 6）。我国传统电厂、整体煤气化联合循环发电系统（IGCC）电厂的避免成本分别为 60 美元 /t CO2、81 美元 /t CO2，相比 60~121 美元 /t CO2、81~148 美元 /t CO2 的世界平均水平处于国际最低水平。我国钢铁、化肥生产的避免成本分别为 74 美元 /t CO2、28 美元 /t CO2，相比于 67~119 美元 /t CO2、23~33 美元 /t CO2 的世界平均水平接近国际最低水平。我国天然气循环联合发电（NGCC）、水泥行业的避免成本为 99 美元 /t CO2、129 美元 /t CO2，相比 80~160 美元 /t CO2、104~194 美元 /t CO2 的世界平均水平处于低位。我国天然气加工行业的避免成本为 24 美元 /t CO2，相比 20~27 美元 /t CO2 的世界平均水平处于中等位置。

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图 6 不同排放源的 CO2 避免成本 禸嫆@唻洎：狆國湠棑倣茭昜蛧 τāńｐāīｆāńɡ.ｃōｍ

（二）CCUS 技术效益

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联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）研究认为，如果不采用 CCUS 技术，大部分模式都无法实现到 21 世纪末 2℃的温升控制目标；即使可以实现，减排成本也会成倍增加，预计增幅平均高达 138%。长期以来，受高能耗、高成本、技术不成熟等因素的影响，在大部分情景下 CCUS 技术经济性尚不具备与其他低碳技术竞争的能力；但从实现碳中和目标的整体减排成本角度看，CCUS 与能效提升、终端节能、储能、氢能等的共同组合是实现碳中和最为经济可行的解决方案。未来 CCUS 技术将展现巨大的经济社会潜力，主要表现以下五方面。

一是 CCUS 技术具有负成本的早期机会，合理的碳定价机制可使 CCUS 技术具有更好的经济可行性。在特定条件下，依靠 CO2 化工、生物、地质利用带来的可观经济收益便能够抵消捕集、运输、封存环节的相关成本，实现 CCUS 技术的负成本应用。例如，CO2 的地质利用可在实现碳减排的同时，通过注入 CO2 驱替或置换油、气、水等产品带来收益。在源汇匹配条件适宜的情况下，我国部分 CCUS 项目成本低于强化采油（EOR）驱油收益，具有负成本减排潜力。在碳定价机制等外在收益存在的情况下， CCUS 也可以通过获得的额外减排收益抵消部分成本而实现经济性。在合理的碳价水平下，CCUS 技术同样存在实现盈利的可能性。

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二是 CCUS 技术可避免大量的基础设施搁浅成本。利用 CCUS 技术对能源、工业部门的基础设施改造，能够大规模降低现有设施的碳排放，避免碳约束下大量基础设施提前退役而产生的高额搁浅成本。我国是世界上最大的煤电、钢铁、水泥生产国，这些重点排放源的现有基础设施运行年限不长；考虑到基础设施的使用寿命一般为 40 年以上，若不采取减排措施，在碳中和目标下这些设施几乎不可能运行至寿命期结束。运用 CCUS 技术进行改造，不仅可以避免已经投产的设施提前退役，还能减少因建设其他低碳基础设施产生的额外投资，从而显著降低实现碳中和目标的经济成本。据估算，我国煤电搁浅资产规模可能高达 3.08~7.2 万亿元，相当于我国 2015 年国内生产总值的 4.1%~9.5% 。 本+文`内/容/来/自:中-国-碳-排-放-网-tan pai fang . com

三是在特定区域和条件下，火电厂加装 CCUS 的发电成本比燃气电厂、可再生能源发电技术更具竞争力。 本文`内-容-来-自；中_国_碳_交^易=网 tan pa i fa ng . c om

一方面，当 CCUS 技术与燃煤电厂耦合发电实现与燃气电厂相同的排放水平时，较低的捕集率、适宜的输送距离和方式可使燃煤发电成为比燃气发电更具经济性的发电技术。国家能源投资集团有限责任公司 36 家燃煤电厂的全流程 CCUS 改造总平准化发电成本（TLCOE）分析表明，以成本最低为目标对电厂与封存地进行源汇匹配后，在 50% 净捕集率条件下，75% 的燃煤电厂 TLCOE 低于我国 2018 年燃气电厂标杆上网电价的下限（77.5 美元 /MW·h），100% 的燃煤电厂 TLCOE 低于燃气电厂标杆上网电价的上限（110 美元 /MW·h）；燃煤电厂加装 CCUS 比燃气电厂更有成本竞争优势。考虑 CCUS 技术进步、激励政策效应之后，可能实现更高捕集率条件下的成本竞争优势。 内.容.来.自：中`国`碳#排*放*交*易^网 t a np ai f an g.com

另一方面，燃煤发电耦合 CCUS 技术目前处于示范阶段，不同煤炭价格下我国燃煤电厂 CCUS 的平准化度电成本（LCOE）为 0.4~1.2 元 /kW·h，整体上与太阳能、风能、生物质发电水平相当。当燃煤电厂耦合 CCUS 处在煤炭资源较为丰富、CO2 运输距离较短的理想条件下，燃煤电厂耦合 CCUS 与可再生能源发电技术存在比较竞争优势。国家能源投资集团有限责任公司燃煤电厂 CCUS 改造的成本经济性研究表明，与风电相比，在燃煤电厂净捕集率为 85% 的条件下，44% 的电厂改造后总减排电价低于最小风电价格，56% 的电厂改造后总减排电价低于最高风电价格。CCUS 技术成本会随着技术进步、基础设施完善、商业模式创新以及政策健全而逐渐降低，在可再生能源补贴力度持续退坡之后，未来燃煤电厂 CCUS 发电成本优于可再生能源发电技术的可能性将进一步提高。 本`文-内.容.来.自：中`国^碳`排*放*交^易^网 ta np ai fan g.com

四是生物能与 CCUS 耦合（BECCS）、直接空气捕集（DAC）可有效降低碳实现中和目标的边际减排成本。作为重要的负排放技术，BECCS、 DAC 技术在深度减排进程中可降低碳中和目标实现的总成本。BECCS 技术的成本为 100~ 200 美元 /t CO2，DAC 技术的成本约为 100~600 美元 /t CO2。英国研究案例表明，以 BECCS、DAC 技术实现电力部门的深度脱碳，要比以间歇性可再生能源、储能为主导的系统总投资成本减少 37%~48%；在更加严格的 CO2 减排目标下，负排放技术的部署可通过取代中远期更为昂贵的减排措施来实现 35%~80% 的成本降低。因此，部署以 BECCS 为主的负排放技术将是助力我国碳中和目标实现的重要保障。

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五是 CCUS 技术在实现碳减排的同时还具有良好的社会效益。CCUS 技术在降低气候变化损失、增加工业产值与就业机会、保障能源安全、提高生态环境综合治理能力、解决区域发展瓶颈等方面具有协同效益。油气行业气候倡议组织（OGCI）研究表明，到 2050 年，部署 CCUS 可以累计创造 4×106 ~1.2×107 个工作岗位。来源：我国碳捕集利用与封存技术发展研究[J].中国工程科学,2021,23(6):70-80. 本+文`内/容/来/自:中-国-碳-排-放-网-tan pai fang . com

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