编者按：在全球碳中和目标下，CCUS正从“备选方案”跃升为诸多国家的关键减碳手段。从电力、钢铁等行业的刚需驱动，到国内外政策红利释放的投资热潮，CCUS产业加速扩张的势头已然显现。中国石油报本期将聚焦CCUS的发展图景，与您共探其如何重塑能源格局，共赴绿色未来之约。
马劲风 西北大学
美国政策导向凸显CCUS战略优先级
特朗普政府最新通过的“大而美”税收与支出法案，被视作油气与煤炭行业的重大利好。该法案将二氧化碳驱油及其他利用方式的45Q税收抵免额度提升至与永久封存同等的85美元/吨二氧化碳，大幅缩小了不同碳利用技术路径之间的政策激励差距。更关键的是，法案明确将碳捕集设施、运输管道、封存工程及相关CCUS投资的收入纳入公开交易合伙企业（PTPs）的合格收入范畴，为行业吸引社会资本扫清了制度障碍。
特朗普政府在能源政策上的调整颇具争议：其认为对太阳能、风能等间歇性技术的长期补贴扭曲了能源市场，削弱了电网可靠性，因此终止了相关补贴。支持者则称，经过10年的发展，风光能源已具备成本竞争力，理应接受市场检验。值得注意的是，为适配高比例新能源并网，煤电机组深度调峰需求激增，其能耗增幅与煤电碳捕集项目相当；而光伏、风电全生命周期（从矿物开采到设备处置）对化石燃料的依赖，也让特朗普政府更倾向于将CCUS作为主力脱碳技术——毕竟化石能源仍占全球能源消费的87%，其脱碳被视为保障能源安全的更优选择。
然而，45Q税收抵免的申领门槛并未降低。永久封存需提供符合ISO标准的监测、报告与验证（MRV）数据；二氧化碳驱油项目除基础MRV外，还需额外提交生产井口二氧化碳再捕集认证，以及泄漏量核算报告；二氧化碳转化利用项目则必须通过美国能源部与国税局认可的全生命周期评估（LCA），证明其实际减排效果。历史上，部分美国油气公司因MRV资料不全被追责，这为包括中国在内的全球CCUS项目敲响了合规警钟。
尽管特朗普政府取消了部分低效项目（如天然气发电低浓度二氧化碳捕集、高成本煤电吸附法捕集等），但整体对CCUS持积极态度——该技术能助力解决其关注的能源安全、可负担性与电网韧性问题。美国环保署（EPA）数据显示，截至2025年7月，第Ⅱ类和第Ⅵ类二氧化碳注入井审批量已突破230口，项目申报热度持续攀升。美国能源部《商业起飞的途径：碳管理》报告预测，到2030年，CCUS与碳移除（CDR）技术可实现5.7亿—12.2亿吨/年的减排量，为美国经济创造750亿—1100亿美元的增加值，带动20万—30万个就业岗位；2050年减排量有望达20亿吨/年，占全球市场份额的25%。这也解释了为何美国将CCUS作为其国内跨党派合作的重点领域。
油气公司主导全球CCUS规模化发展
欧盟委员会2025年5月通过的授权法规明确，油气生产商需按2020—2023年产量比例分担《净零工业法案》中2030年5000万吨/年的二氧化碳地质封存量指标。其中，年产量低于61万吨石油当量、占欧盟总产量5%以下的企业可豁免，其余44家企业须在2030年底前具备可操作的二氧化碳注入能力，这一强制分摊机制倒逼油气企业加速CCUS部署。
咨询公司GlobalData在其发布的《碳捕集与封存：战略情报》中指出，2025—2030年全球CCUS市场潜在复合年增长率达49%，独立封存能力增速更高至59%，反映出行业向永久封存转型的明确趋势；到2030年，全球474个CCUS项目总产能将达8.12亿吨/年，北美（主要是美国）将占据35%的市场份额；燃烧后捕集技术将主导市场，占比73%；发电行业将取代天然气净化行业成为主要应用领域，而Synergia能源、埃克森美孚、bp将成为全球领先的CCS运营商。
国际油气公司正全面推进CCUS/CCS全链条创新：斯伦贝谢6月推出Sequestri?碳封存解决方案，与旗下Capturi?模块化捕集系统形成完整的技术闭环，可覆盖从选址规划到运营监测的全流程，并已中标挪威北极光海上项目二期的海底注入系统工程。沙特阿美联合斯伦贝谢、林德集团建设的朱拜勒CCS集群，预计2027年投产后将实现900万吨/年的二氧化碳捕集、封存能力；阿布扎比国家石油公司（ADNOC）则通过旗下XRG低碳投资公司，联合西方石油公司在美国南得克萨斯州建设50万吨/年直接空气捕集枢纽，计划投资5亿美元。
资本市场对CCUS的青睐持续升温：高盛集团7月将斯伦贝谢旗下Aker碳捕集公司的持股比例从6.17%提升至7.97%；贝莱德（BlackRock）拟以12亿美元估值收购埃尼公司CCUS部门49.99%的股份，成为行业估值风向标。欧洲方面，英国政府6月批准98亿英镑支持HyNet与东海岸2个CCUS集群，其中东海岸项目由bp、Equinor、道达尔能源合资的北方耐力伙伴关系（NEP）主导，HyNet集群则以埃尼公司为核心建设方；挪威长船（Longship）CCS项目6月正式投运，由Equinor、壳牌、道达尔能源合资的北极光公司负责运营，首期年运输封存能力达150万吨，成为全球首个规模化跨国CCS项目。
我国CCUS产业需制度与技术双轮驱动
国际政策环境正倒逼中国CCUS加速发展。欧盟碳边境税（CBAM）将于2026年起逐步实施，2034年实现全品类覆盖，这将对我国钢铁、铝、电力、化工等行业的对欧出口带来挑战，而CCUS是降低产品碳足迹的核心技术选项。国际海事组织2025年4月通过的净零框架（2027年生效）及欧盟碳排放交易体系对航运、航空领域的严苛要求（如规定所有从欧洲经济区内机场起飞的航班，自2022年起须混合加注一定比例的可持续航空燃料，2030年达到6%，2050年则要达到70%），更凸显船载碳捕集与绿色燃料技术的战略价值。
目前，我国企业已在CCUS领域取得阶段性突破：中国石油大庆炼化产出符合国际标准的绿色甲醇，上海电气洮南绿色甲醇项目稳步推进，中船集团七一一所研发的全球首套全流程船舶碳捕集系统成功应用。此外，中国石油新疆油田燃煤电厂百万吨级CCUS项目，以及长庆油田、吉林油田、大庆油田相关项目的建设，推动产业链向低浓度煤电捕集、长距离管道运输延伸，引领传统油气行业绿色转型。
但我国CCUS发展仍面临三重核心挑战：一是项目结构失衡。新加坡国立大学能源研究所数据显示，截至2025年2月，美国352个CCUS项目中，封存及“捕集+封存”全流程项目占比为52%，而我国除胜利油田百万吨级全流程项目外，多数项目规模较小且缺乏完整的MRV体系，净减排贡献有限。二是政策激励有待加强。我国《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》仅覆盖基础设施建设补贴，缺乏欧盟碳价、美国45Q税收抵免等支撑项目持续运营的长效机制，商业化可持续性较弱。三是配套机制仍需完善。二氧化碳封存的土地审批、地下孔隙空间权属界定模糊，项目审批流程较复杂，制约规模化部署。
总体而言，推动CCUS产业良性发展，需构建“技术创新+市场机制+制度保障”的三维体系：在技术层面，聚焦低成本捕集材料、高效封存监测等核心领域攻关，减少无效投入；在市场层面，借力“能耗双控”向“碳排放双控”转型机遇，为高耗能行业扩产提供减排服务，探索数据中心、零碳园区等场景的减排溢价机制（如“煤电+CCUS”绿电定价机制）；在制度层面，加快出台封存用地管理、地下空间确权等法规，借鉴国外相关成熟经验制定CCUS技术出口战略，推动金融机构支持国际项目竞标。唯有如此，才能推动我国CCUS产业从政策驱动转向市场驱动，在全球低碳竞争中占据更多主动。
石油公司动态
埃克森美孚
埃克森美孚的最新项目将天然气发电与碳封存结合，计划为美国数据中心提供低碳电力，同时实现超过90%的碳排放捕集与封存。该公司已签署涵盖钢铁、氢能与氨产业的碳封存协议，年封存规模达到670万吨。
2023年，该公司以49亿美元的价格收购了CCUS解决方案开发商Denbury公司，后者拥有全美最长的二氧化碳输送网络。埃克森美孚表示，未来10年内，低碳业务有望为公司带来上千亿美元营收。
艾奎诺
艾奎诺（Equinor）与壳牌和道达尔能源共同投资打造了挪威北极光CCS项目。该项目致力于构建一个开放的碳捕集、运输及存储体系，是全球首个大型商业CCS项目，象征着CCS发展的重要里程碑。今年3月初，该项目宣布，其位于挪威卑尔根附近的CCS设施已准备就绪，即将迎来首批二氧化碳注入。同时，该项目二期扩建已通过最终投资决定，投入运营后，二氧化碳运输和封存能力将从每年150万吨提高到每年500万吨。
沙特阿美
沙特阿美正携手斯伦贝谢和林德，在沙特朱拜勒工业区，建设全球规模最大的CCUS中心之一，致力于让工业排放企业共享二氧化碳运输与封存基础设施，从而在实现规模经济的同时降低风险和成本。自2027年起，该中心每年将捕集900万吨二氧化碳。同时，沙特阿美还联合合作伙伴，开发用于汽车和卡车的移动碳捕集与封存技术，目前可实现在车辆上捕集并封存尾气排放中25%的二氧化碳。（记者 马睿）
观点连线
本期对话嘉宾：高明 提高油气采收率全国重点实验室高级科学家
Q： 全球CCUS发展有何趋势？
我国在CCUS产业布局上有怎样的潜力？
全球碳捕集、利用与封存（CCUS）产业集群发展分为石油公司“碳源+油藏”碳汇、“工业碳源+油藏”碳汇、“工业碳源+咸水层”碳汇3种，分别在CCUS产业探索、政策驱动、双效驱动3个阶段发展起来。
全球CCUS产业集群项目具有碳源复杂、环节贯通、政策引导、模式创新等特点。截至2024年6月底，全球商业运行的CCUS/CCS项目共89个，二氧化碳捕集规模约为每年5600万吨。其中，石油公司运营的CCUS/CCS项目占主导，捕集规模占比达60%。
从碳源来看，从油气生产碳源向其他工业碳源转变趋势明显。在运营项目以油气生产、加工及处理等碳源为主，捕集规模占比65%；在建项目以发电、水泥、钢铁、化工等工业碳源为主，捕集规模占比66%；规划项目以工业碳源为主，捕集规模占比83%。
从碳汇来看，从二氧化碳驱油（CCUS-EOR）向地质封存转变趋势明显。其中，在运营项目CCUS-EOR的捕集规模占73%，地质封存项目占18%；在建项目CCUS-EOR捕集规模占27%，地质封存项目占68%；规划项目CCUS-EOR捕集规模占9%，地质封存项目占89%。随着碳源从油气生产行业向其他工业转变，碳汇从CCUS-EOR向地质封存转变，CCUS产业参与主体更加多元化，行业覆盖面逐步扩大，形成区域化和规模化的发展趋势，可有效发挥产业集群效应。CCUS/CCS逐渐成为朝阳产业。
从我国来看，我国二氧化碳地质埋存的总潜力高达5000亿—7000亿吨，可满足我国未来数百年的碳减排需求。CCUS在我国具有可观的应用前景。2000年以来，我国新增石油探明储量80%以上分布在低渗透和非常规油藏，以水驱为代表的常规开发技术难以实现该类储量的有效动用，而陆相油藏二氧化碳驱油埋存技术有效、经济可行。目前，已开发油田适合二氧化碳驱油埋存的地质储量为189亿吨，规模化应用后有望增加可采储量28.2亿吨以上，可实现可采储量翻番，为保障国家能源安全作出更大的贡献。
在中国石油国内油田的已动用储量中，适宜二氧化碳驱提高采收率的低渗透油藏地质储量为67.3亿吨，预计新增可采储量11.1亿吨，在驱油阶段可有效封存二氧化碳29.5亿吨。松辽、鄂尔多斯、渤海湾、准噶尔等盆地二氧化碳驱油与封存潜力大，是重点实施地区。未来，可通过重点打造松辽盆地、陕甘宁蒙能源金三角、准噶尔盆地三大国家级二氧化碳驱油埋存基地，推进海南岛绿色零碳工程，支撑我国二氧化碳埋存能力阶梯式上升。
Q ：数智技术将如何推动CCUS技术迭代与产业发展？
数智技术作为一种强大的数据分析工具，正为CCUS的发展注入新动能，为二氧化碳捕集、运输、利用和封存全产业链的各环节带来了新的发展机遇。其中，数智技术的应用已为二氧化碳捕集和封存过程带来了技术变革。
在碳捕集方面，数智技术已经应用在了二氧化碳吸收、吸附和燃烧过程中。首先，在二氧化碳吸收中，数智技术主要集中应用于过程模拟与优化，有效处理输入与输出间的复杂非线性关系，预测二氧化碳捕集水平和吸收速率，同时，为二氧化碳在不同溶剂中的溶解度预测提供了新途径。通过构建定量结构-性质/活性关系（QSPR/QSAR）模型，指导溶剂的选择与设计。其次，在吸附技术中，机器学习可以加速吸附剂的发现与性能优化，预测过程性能指标和辅助工艺优化，并可以实现“吸附剂的微观性质—宏观过程性能结合”的大规模集成筛选与反向设计。最后，在燃烧技术中，机器学习可以预测不同燃料的热重曲线和污染物排放情况，结合火焰图像分析，还可以用于监控燃烧过程的稳定性，并可基于实验数据预测材料的反应活性、碳酸化转化率等，也能应用于评估CCUS技术的经济可行性。
未来发展的趋势是：基于数智技术的物性预测模型与流程模拟软件集成，进一步提升热力学和过程建模研究的准确性和效率；对材料数据库进行分类和模式识别，开发更通用的动态吸附过程模型，并将强化学习应用于过程控制；利用更大规模燃烧器的数据训练机器学习模型，将其应用于氧载体和钙基吸附剂的QSPR研究，加速技术的研发与应用。
在碳封存方面，机器学习已被用于研究不同捕集机制（结构地层捕集、溶解捕集、残余捕集和矿物捕集）对二氧化碳羽流扩散和运移的影响，评估封存安全性（如盖层完整性、泄漏风险等），以及预测二氧化碳在咸水层和油相中的溶解度等关键参数。
未来，构建更通用的工作流程，整合数据解读、封存效果建模、泄漏检测和优化等环节成为这一领域数智化发展的方向。同时，提高基于机器学习的代理模型的计算精度，更有效地利用现有数据库也是未来研究的重点。
Q：在CCUS技术领域，我国石油企业有哪些研究成果及创新工艺？
我国CCUS技术近年来取得了显著发展。
一是创建了陆相油藏二氧化碳驱油埋存实验系统及理论方法体系。研制了流体相态、全组分传质混相、驱油渗流、埋存机制等实验评价系统；揭示了陆相油藏二氧化碳驱油埋存机理，发现了陆相原油C7—C15组分对混相的贡献，提升了可实现二氧化碳混相驱的储量；建立了二氧化碳驱三相相渗评价方法，首次获得水驱后油藏二氧化碳驱三相相渗曲线；建立了驱油埋存潜力定量评价方法与标准，完成了潜力评价。
二是创建了陆相油藏二氧化碳驱油埋存油藏工程关键技术。研制出多场耦合多相多组分数学模型和软件；研发出以扩大混相区域和波及体积为核心的关键技术；创新形成以“锥形水气交替、化学强化调控”为核心的调控技术。
三是研发出二氧化碳驱油埋存配套工程关键技术与国产化装备。形成不同浓度二氧化碳捕集和超临界态高效输送技术；研发了连续油管注气、井筒携气举升、二氧化碳驱伴生气循环回注等工程技术；揭示了有水环境下“二氧化碳-水-硫酸盐还原菌多离子协同腐蚀机理”，创新形成全流程二氧化碳防腐技术；构建了“土壤碳通量+碳同位素+井筒监测”二氧化碳埋存泄漏监测技术装备体系。
Q：二氧化碳封存存在哪些技术难点？
中国石油在二氧化碳封存项目实践中积累了哪些独特经验？
地质封存和海洋封存是二氧化碳封存的两种主要方式。在地质封存方面面临的挑战有以下几点：一是我国陆相沉积油藏以黑油为主，含蜡量较高，水驱后再注气相态变化复杂，传统机理难以准确表征其渗流规律；二是储层多层发育，平面与纵向连续性均较差，注二氧化碳容易发生气窜，油藏工程方案设计难度大；三是受油藏前期注水开发影响，有水条件下井筒腐蚀速率高；四是工程及配套工艺面临高气液比举升难、埋存泄漏风险点多等难题。同时，我国陆相沉积地质体类型多样，实现二氧化碳驱油埋存规模化产业化难度大。
在海洋封存方面，由于受海上油田平台环境、储层特征、开发需求等影响，海上油田CCUS注入工艺具有以下技术难点：一是开发成本高，为实现少井高产，一般采用多层系开发；二是海上油田采用多层系精细化开发，对注入精度要求高，井下二氧化碳流量需测量准确且调配精度高；三是海上油田修井作业成本高，注入管柱需性能稳定，避免动管柱修井作业；四是海上平台作业空间有限，随着二氧化碳注入量的增加，注入调配施工作业量急剧增加，注入管柱需高时效调配。
中国石油在碳封存领域积累了一些独特经验。首先，国外海相沉积油藏单井产量高，通常采用高合金钢材防腐，我国二氧化碳驱油埋存技术应用区块多为水驱后油藏，防腐蚀难度较大。在此情况下，中国石油利用三重交互腐蚀加速机理，创新研发了防垢杀菌缓蚀多功能缓蚀剂，使腐蚀速率由1.02mm/a降到0.06mm/a；创新构建了“碳钢+多功能缓蚀剂”防腐模式，自主研发控压生产与加药一体化装置，使碳钢油套管满足现场应用需求，与高合金钢材料防腐相比，单井全生命周期综合防腐成本下降60%以上。
其次，海相油藏具有沉积稳定、断层少、井数少、泄漏风险小的特点，陆相沉积则为地质体断层发育，具有井数多、潜在泄漏途径多等特点。为保障二氧化碳长期稳定封存亟须研发准确全面的监测技术。在此情况下，中国石油创新滚轮式超声信号接触式收发传导方式，研发了气体环境下井筒完整性评价技术与装置；建立了全井筒区域完整性识别方法，模拟井验证井筒破坏识别符合率在96%以上。同时，还创新了二氧化碳驱油埋存全地层地质模型构建及数值模拟方法，揭示了吉林油田二氧化碳驱油埋存地质体潜在泄漏路径，构建了“土壤碳通量+碳同位素+井筒监测”长效监测技术，现场连续监测近20年，未发现泄漏。
（记者 马睿）
