被寄予厚望的二氧化碳捕集、利用与封存技术作为应对气候平均状态随时间的变化的重要手段，在全世界内获得大量投资后，依旧面临资金困境。对此，国内外的能源企业纷纷拿出了更具商业思路的解决方案。

  作为应对气候平均状态随时间的变化最有效的技术之一，二氧化碳捕集与封存技术（CCS）被寄予厚望。

  韩国石油公司（KNOC）近期宣布，将从2025年起每年在即将关停的蔚山海域东海油气田封存40万吨二氧化碳。这一碳捕集封存项目将持续30年，是目前亚洲最大的封存项目。

  对于从事油气开采和煤化工的企业来说，CCS项目还能加上“U”成为“CCUS”项目，也就是多了一个二氧化碳资源化利用的环节。

  我国已经有多个省市开展了CCUS试点，作为我们国家发展CCUS项目的重点地区之一，陕西省正在酝酿一个百万吨级的CCUS示范项目。

  陕西省生态环境厅应对气候变化处有关负责人告诉21世纪经济报道记者，这一项目计划到2025年前实现投产运营，将建成中国第一个大规模、产业化CCUS示范项目。

  与各国雄心勃勃的CCS/CCUS计划相对的是，全世界内CCUS项目整体面临发展缓慢的实际问题。少则数亿多则十多亿的高昂建设成本、大约100美元每吨二氧化碳的技术成本、碳税政策甚至国际油价走低，都是扼住CCUS规模化发展的重要原因。

  但为实现“1.5℃”的全球温控目标，并且要通过一定量的化石能源消费保障能源安全，联合国政府间气候平均状态随时间的变化专门委员会IPCC关于全球变暖1.5℃的特别报告精确指出，CCS/CCUS技术对于实现2050年碳零排放意义重大。

  为进一步推动CCS/CCUS技术的发展和落地，各国政府与能源企业们正在进行在技术、应用、商业路径等进行一系列尝试，以期突破上述限制，扩大项目装机规模。

  国际能源机构（IEA）称，到2070年，全世界实现碳中和，仅CCS/CCUS技术就需要占全球CO2减排量的约19%，其余部分则是其他清洁能源技术。

  国内有关CCUS技术的政策则可以追溯至2006年，时至今日包括《中国应对气候平均状态随时间的变化国家方案》《中国应对气候平均状态随时间的变化科技专项行动》《中国应对气候平均状态随时间的变化的政策与行动》白皮书等政策文件都将CCUS技术作为重点研究的技术之一。

  但CCS/CCUS在全球的部署一直很缓慢。全球碳捕集与封存研究院此前发布的报告数据显示，CCS目前在全球的装机容量约为4000万吨/年。到2050年必须增加超过一百倍才能实现净零排放。到目前为止，全球只有大约20个CCUS设施在运营，缺口巨大。

  各国正在加大对CCUS项目的投入。2019年，二十国集团(G20)能源与环境部长级别的会议首次将CCUS技术纳入议题。自今年来，全球已经有30多个新的CCUS设施的计划相继宣布，各国政府和行业也在2020年承诺向CCUS项目提供超过45亿美元的资金。

  2018年，陕西延长石油集团提出百万吨级CCUS示范项目建设规划，至今未能真正落地。延长石油研究院采收率技术研究所所长江绍静告诉21世纪经济报道，目前可行性研究已完成，但在低油价下经济上就会出现缺口，需要国家在财税、补贴、技术标准等方面给予一定的政策扶持。

  在CCUS领域处于全球领头羊的美国，目前已经在降低技术成本方面看到很明显的成效。比如，美国壳牌已经有能力通过技术提升在费用方面至少降低30%的成本。也就是说，在费用有所降低的同时，能够在一定程度上促进这些CCUS项目相关的公司做产业化和商业化发展。

  降低成本的效果相当显著。据日本地球环境产业技术机构首席研究员薛自求介绍，2010年至今，美国主要的、大规模的CCUS项目已经增加了3倍，同时每年的完成量已从1000万吨增加到3500~4000万吨。

  利用捕集到的CO2驱油提高油气产量来提升公司收入，或许也能促进更多CCUS项目落地，与企业本身的开采活动形成良性循环。西北大学CCS技术国地联合工程研究中心执行主任马劲风告诉21世纪经济报道，目前我国新增原油储量有90%为低渗油藏，能够最终靠CO2驱油来大规模提高低渗油藏的原油采收率，从而将低效、无效油藏变成效益油藏。

  而在陕西延长石油的试点项目中，CCUS项目是业务线上提高采收率、提高效率的环节。其中位于榆林的CCUS项目最早建成，该项目主要是将煤化工产生的高浓度CO2捕集后，经过低温甲醇洗技术提纯加压液化，再就近注入油田地层。由此利用比水驱效率更加高的CO2驱油以降低原油粘度，提高原油采收率，并实现CO2永久封存。

  “现在国内成本最低的就是煤化工CCUS项目，通过直接在煤化工捕集地开展CO2利用与封存，还可大幅度减少管网建造等高额费用。”江绍静说道。

  延长石油从2010年开始在榆林开展CCUS试验，目前已经在陕北地区累计建成31口注气井，目前已形成15万吨/年的项目规模。通过“煤油共炼”、“碳氢互补”工艺，在生产过程减少65％的碳排放量，利用CO2驱油，最终可以比水驱采收率提高8%-12%。

  中国银保监会政策研究局一级巡视员叶燕斐在“国是论坛之能源中国”活动上曾强调，碳捕捉的成本比新能源成本更高。但他认为，“钱不是问题，问题是回报如何。现在需要发展出好的气候投融资示范项目，有了好的项目资金就会源源不断地进去，形成良性循环。”

  已经有一些大型传统能源企业正在尝试通过CCUS项目商业化，来解决叶燕斐提到的“投资回报率”问题，甚至已发展成了部分能源公司的新业务线。

  美国石油公司埃克森美孚（Exxon Mobil）和荷兰皇家壳牌集团等能源巨头，已于近期开始推进碳捕集与封存服务，以减少自身和客户的碳排放。

  埃克森美孚还在4月底公开宣布将计划成立一个将碳捕集和封存商业化的新业务子公司，并预计这块业务到2040年将成长为一个规模2万亿美元的市场。

  可持续的碳捕集、利用与封存技术商业路径也在国内有多年的探索历程。例如油田服务企业新疆敦华就从2015年起，分别为中石油克拉玛依石油公司甲醇厂、中石化塔河炼化提供10万吨级的二氧化碳捕集服务。截至4月20日，塔河炼化的回收装置已累计回收CO2超2.2万吨。

  此外，江绍静还提到，要摆脱CCUS项目资金困境，碳交易是非常有必要的扶持手段。“将减排CO2量换算为指标用来交易，就能提高CCUS项目效益，这就像扶持新能源车的方式一样。”

  但目前看来，将CCUS正式纳入碳交易范畴还有非常长一段路要走。江绍静介绍，目前在碳交易方面，方法学上还有很多不成熟的地方。“CO2用来交易的话，捕集量和封存量的计算、核算还没形成统一标准。企业不能又做运动员又做裁判员，这还牵涉第三方认证的问题。相关的规则急需上升到国家层面进行规范，也可以从市场的角度，由有关人员组成一个团体，对优势规则、管理办法、细则等进行编审。”