“雙碳”背景下，
CCUS作為一種大規(guī)模的溫室氣體減排技術(shù)被寄予了厚望。
聯(lián)合國政府間氣候變化專門委員會指出，如果沒有CCUS，幾乎所有氣候模式都不能實現(xiàn)《巴黎協(xié)定》目標(biāo)，且全球
碳減排成本將會成倍增加。包括中國在內(nèi)的許多國家以及眾多企業(yè)，已經(jīng)將CCUS定位為實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的關(guān)鍵技術(shù)，著重布局，著力發(fā)展。
CCUS大發(fā)展的機遇就在眼前。但是，現(xiàn)在還不得不潑一盆冷水。
澳大利亞Gorgon項目，最初計劃每年捕獲并向地下注入400萬噸CO2。盡管其擁有雪佛龍、?？松梨?、殼牌等強大的股東背景，項目2016年開始運營至今仍未能實現(xiàn)埋存目標(biāo)，表現(xiàn)比目標(biāo)低了約50%。
1技術(shù)挑戰(zhàn)
Gorgon項目包括液化天然氣工廠和
CCS設(shè)施。耗資31億美元的Gorgon工廠于2016年3月生產(chǎn)出了第一批LNG，但其
CCS設(shè)施到2019年8月才開始首次運行，比計劃晚了三年半。
究其原因是2017年末檢查發(fā)現(xiàn)，其液化天然氣廠和注水井之間的管道中存在過量水，造成了閥門和管道發(fā)生泄漏腐蝕。
事實上，Gorgon項目暴露的技術(shù)問題遠不止于此。例如，沙子堵塞了地下的注氣井，損害了壓力管理系統(tǒng)。雪佛龍澳大利亞公司運營總監(jiān)Kory Judd說：“我們還有很多路要走，才能實現(xiàn)我們設(shè)計的注入系統(tǒng)的承諾。”
在我國，技術(shù)上的挑戰(zhàn)同樣嚴(yán)峻。
長慶油田勘探開發(fā)研究院提高采收率研究所副所長范偉直言，相較于一些兄弟企業(yè)，長慶油田開展CCUS較晚，很多技術(shù)上的“雷點”已經(jīng)被蹚過了。
吸取經(jīng)驗教訓(xùn)，前期做了充足的準(zhǔn)備，長慶油田在CCUS先導(dǎo)試驗中避免了很多問題，實施過程較為順利。但隨著CO2的持續(xù)注入，其依然爆出了一些“雷點”，比如管道腐蝕。
“二氧化碳是酸性氣體，腐蝕性比較強。雖然驅(qū)油效果好，但腐蝕問題一直是國際國內(nèi)的一大困擾。”范偉說。
長慶油田CCUS的注采系統(tǒng)利用的是過去建的水驅(qū)系統(tǒng)。利用之前進行過詳細排查，對井筒完整性做過評估，對注采系統(tǒng)管線進行過防腐處理……預(yù)防了所有能預(yù)見的問題，但注氣兩年后，個別井還是出現(xiàn)了腐蝕問題。
“除了腐蝕外，今后要解決的重點難題還有氣竄。因為鄂爾多斯盆地低滲透油藏的混相條件比較好，我們現(xiàn)在沒有發(fā)生氣竄，但國外一些油田氣竄問題出現(xiàn)得比較多。發(fā)生氣竄，對采出系統(tǒng)影響比較大。”范偉說。
隨著我國CO2驅(qū)油的應(yīng)用領(lǐng)域不斷拓展，應(yīng)用對象已從低滲透油藏拓展到特高含水油藏、復(fù)雜斷塊油藏等。長期有效安全CO2封存場地選擇難度大、CO2安全監(jiān)測技術(shù)不成熟等方面的挑戰(zhàn)日益凸顯。
面臨挑戰(zhàn)的，遠不止單是驅(qū)油利用技術(shù)。
在捕集技術(shù)上，比較成熟的化學(xué)吸收法存在能耗高、成本高的問題；在輸送技術(shù)上，長距離CO2管道運輸?shù)暮诵募夹g(shù)還有待突破；在封存技術(shù)上，國外已開展了大量的咸水層封存示范，我國僅開展了10萬噸級咸水層封存示范……
“整體來看，我國CCUS基礎(chǔ)研究工作較為薄弱，技術(shù)及產(chǎn)業(yè)發(fā)展還處于研發(fā)和小規(guī)模示范階段，缺乏大規(guī)模的工業(yè)化示范和應(yīng)用，存在捕集能耗高成本高、缺乏運輸管網(wǎng)、二氧化碳資源利用轉(zhuǎn)化效率低等問題。這些都有待技術(shù)創(chuàng)新去解決。”中國石化集團公司高級
專家陳軍指出。
2成本之困
技術(shù)挑戰(zhàn)，帶來的是成本的激增。
為解決管道腐蝕問題，長慶油田需要投入治理費用。新區(qū)CCUS建設(shè)注入、產(chǎn)出系統(tǒng)使用防腐管材，次的也要用內(nèi)防腐涂層管材。其比普通管材的
價格高幾十倍，導(dǎo)致項目成本陡升。
“目前長慶油田的注入規(guī)模比較小，但隨著規(guī)模的擴大，僅因此產(chǎn)生的成本就將是相當(dāng)大的壓力。”范偉說。
可以說，在CCUS實際操作的全流程中，運行成本的困擾縈繞在各個環(huán)節(jié)。
捕集端，在現(xiàn)有技術(shù)條件下，火電安裝
碳捕集裝置導(dǎo)致成本增加0.26~0.4元/kWh。在石化和化工行業(yè)中，CCUS運行成本主要來自捕集和壓縮環(huán)節(jié)。采用CCS和CCU工藝，煤氣化成本分別增加10%和38%。“尤其是低濃度煙氣CO2捕集成本居高不下，制約了碳利用封存工作的開展。”陳軍指出。
在延長石油CCUS綜合項目中，其CO2來自煤制氣中的預(yù)燃燒過程，具有較高的純度和濃度，成本得以下降?！吨袊趸疾都门c封存年度報告（2021）》的數(shù)據(jù)顯示，相較于其他CCUS項目，延長石油CCUS綜合項目的捕集和運行成本下降了約26.4%，僅為26.5美元/噸CO2。
輸送端，目前我國主要是用槽車運輸液態(tài)CO2。運輸成本高，噸公里運費1元甚至更高。而運輸過程需要消耗燃料，產(chǎn)生
碳排放，并不環(huán)保。同時，公路運輸?shù)姆€(wěn)定性、安全性受到氣候等多種因素的影響。
固定成本，比如設(shè)備安裝、占地投資等，同樣也是一筆巨額支出。
寶鋼（湛江）工廠啟動的一個CCUS項目，CO2年捕集能力為50萬噸。封存場地在北部灣盆地，距離工廠100公里以內(nèi)，需要投資5200萬美元。寶鋼（湛江）工廠進行的經(jīng)濟評估顯示，綜合固定成本和運行成本，總減排成本達65美元/噸CO2。
有研究測算，不包括運輸和封存成本，國外捕集CO2的成本約為11~57美元/噸，而我國當(dāng)前的低濃度CO2捕集成本為300~900元/噸。
另有一類成本，也應(yīng)當(dāng)注意——環(huán)境成本。
CO2在捕集、運輸、利用與封存等環(huán)節(jié)都可能發(fā)生泄漏，容易給附近的生態(tài)環(huán)境、人身安全等造成一定的影響。與此同時，大部分CCUS項目有額外增加能耗的特點。增加能耗就必然帶來污染物的排放問題，例如前述的槽車運輸。
目前，這種額外增加的能耗主要集中在捕集階段，對成本以及環(huán)境的影響十分顯著?；诖及肺談┑幕瘜W(xué)吸收法在商業(yè)大規(guī)模推廣應(yīng)用中存在明顯限制，最主要的原因之一就是運行能耗過高，達到了4.0~6.0MJ/kg CO2。
聯(lián)合國政府間氣候變化專門委員會的研究報告認為，只有當(dāng)捕集和封存CO2的總成本降到25~30美元/噸時，CCUS才可能大規(guī)模推廣。我國現(xiàn)在離這個目標(biāo)，目前無疑還很遙遠。
3尷尬的經(jīng)濟性
研究顯示，要實現(xiàn)將全球變暖控制在2℃以內(nèi)，到2050年需要將CO2的封存能力從4000萬噸/年增加到5.6億噸/年以上。這將需要6550億~12800億美元的投資。
如此巨額的投資，能獲得怎樣的經(jīng)濟回報呢？
從目前來看，答案還是一個大大的問號。“CCUS項目最大的痛點、難點，就在于經(jīng)濟性。”中國石油大學(xué)（
北京）碳捕集利用與封存研究中心執(zhí)行主任彭勃教授認為。
美國NRG能源公司和日本JX能源公司聯(lián)合投資的Petra Nova項目，投資總金額超過10億美元。該項目對煤電廠的煙氣流進行CO2回收，然后注入附近油田用于三次采油。
2017年1月開始運營至2020年1月，該項目已經(jīng)累計捕集近400萬噸CO2，通過三次采油實現(xiàn)原油增產(chǎn)超過420萬桶。盡管捕集和利用效果很好，但項目成本很高。其每噸CO2的捕集成本為40~80美元，輸送CO2和向地下注入還會產(chǎn)生巨額的開支。
該項目90%的收入來源為三次采油，因此油價直接影響了項目的收入水平。2017—2020年，國際油價整體處于低位，致使NRG能源公司僅在2019年就發(fā)生了約1.01億美元的項目資產(chǎn)減值損失。2020年5月，受新冠肺炎疫情和油價暴跌的雙重打擊，Petra Nova項目被迫停止運營。
事實上，2010—2017年間，美國能源部高級化石能源研究計劃資助了包括Petra Nova項目在內(nèi)的9個CCUS示范項目，總計花費約11.2億美元。而Petra Nova是唯一的運營到了2020年的項目，其他項目早已流產(chǎn)。對美國未來的CCUS項目，有關(guān)人士也認為沒有希望，原因就在于項目看起來沒有經(jīng)濟可行性。
在澳大利亞Gorgon項目，雪佛龍面臨著更加尷尬的處境。
由于未能實現(xiàn)承諾的埋存目標(biāo)，雪佛龍被迫購買
碳配額。今年1月，當(dāng)雪佛龍購買
碳補償時，澳大利亞
碳信用單位飆升至每噸57澳元的高點。按照這樣的價格，雪佛龍所要支付的補償費用將超過2.5億澳元。
經(jīng)濟性是任何項目可持續(xù)運行的保證。但恰恰是經(jīng)濟性的不明確，給CCUS項目帶來了巨大的風(fēng)險。
“就我國的情況來看，目前CCUS示范項目整體規(guī)模較小、成本較高，還談不上經(jīng)濟效益，更多的是出于探索研究、試驗示范的目的。但未來要進一步擴大規(guī)模，要工業(yè)化、產(chǎn)業(yè)化，沒有經(jīng)濟性是無法實現(xiàn)的。”彭勃指出。
之所以石油企業(yè)成為我國CCUS項目的主力軍，很重要的原因是CO2驅(qū)油提供了強大的驅(qū)動力。因為它可以通過采出的石油獲得直接的經(jīng)濟回報。
數(shù)據(jù)顯示，目前國內(nèi)EOR示范項目可實現(xiàn)0.1~0.4噸石油/噸CO2的換油率。這在當(dāng)前的高油價水平下，可以實現(xiàn)正向投資回報。
但即便如此，目前CO2驅(qū)油的應(yīng)用規(guī)模還是相當(dāng)有限的。最直接的原因就是，目前水驅(qū)的成本更低、效益更好。一組最簡單不過的數(shù)字對比就能說明問題：商業(yè)用水6.15元/噸，而我國當(dāng)前僅低濃度CO2捕集的成本就達到了300~900元/噸。
“在‘雙碳’目標(biāo)和高油價下，石油企業(yè)推進CCUS有一定的動力。但是，如果相關(guān)成本沒有大規(guī)模下降，或者無法從
碳市場獲得回報，CCUS項目欠缺商業(yè)模式，缺乏穩(wěn)定的收入來源，企業(yè)就會缺乏長期運營的動力。從可持續(xù)發(fā)展來講，CCUS效益如何體現(xiàn)，不得不考慮。”彭勃說。
4產(chǎn)業(yè)化的阻礙
目前，我國的CCUS整體處于建設(shè)示范項目階段。走向商業(yè)化、規(guī)?；\行，是行業(yè)長久發(fā)展的必經(jīng)之路。但是，現(xiàn)在我國CCUS的商業(yè)模式尚未成熟，產(chǎn)業(yè)化發(fā)展面臨著多重阻礙。
全流程CCUS項目涉及電力、煤化工、鋼鐵、油氣等多個行業(yè)的不同企業(yè)。項目的實施，普遍面臨成本分?jǐn)?、收益分享、?zé)任分擔(dān)和風(fēng)險分擔(dān)等難題。
“例如，CCUS項目投資偏高，但目前不同行業(yè)之間的成本分?jǐn)傄?guī)則并不明確。各個行業(yè)都有減排的需要，但通過CCUS項目實現(xiàn)的二氧化碳減排量認定和歸屬不明確。”彭勃說。
除了需要進一步梳理與明確項目開發(fā)過程中的責(zé)任、權(quán)利與義務(wù)外，CCUS產(chǎn)業(yè)鏈條中的各環(huán)節(jié)還需要建立有效的協(xié)調(diào)機制或行業(yè)規(guī)范以及長期公平的合作模式，有效解決氣源供給、管網(wǎng)輸送、地企關(guān)系等難題，從而實現(xiàn)CCUS項目各環(huán)節(jié)的良好對接。
齊魯石化—勝利油田CCUS項目，似乎給出了可行的解決方案。
該項目由齊魯石化二氧化碳捕集、勝利油田二氧化碳驅(qū)油與封存兩部分組成。齊魯石化捕集的二氧化碳采用
綠色運輸方式，送至勝利油田進行驅(qū)油封存，從而實現(xiàn)了二氧化碳捕集、驅(qū)油與封存的一體化應(yīng)用。
齊魯石化、勝利油田同是中國石化旗下的子公司。該CCUS項目也是在中國石化集團公司的整體安排部署下實施的，所以某種程度上雙方更容易破除
碳源企業(yè)與
碳匯企業(yè)之間的壁壘。其成本分?jǐn)?、收益分享，以及?zé)任、風(fēng)險的分擔(dān)問題等，有內(nèi)部的解決機制，因此能夠形成比較穩(wěn)定的流程上的上下游對應(yīng)關(guān)系。
而實際上，我國更多的碳源企業(yè)與碳匯企業(yè)并不屬于同一行業(yè)，更不屬于同一母公司。
“如果都是一個集團內(nèi)的，項目在運營管理上就會相對暢通。但如果不是，碳源企業(yè)就會擔(dān)心捕集后的二氧化碳的出路，碳匯企業(yè)則擔(dān)心碳源供應(yīng)的穩(wěn)定可靠。雙方都會覺得不穩(wěn)定。”彭勃說。
因此，我國急需建立市場機制，建立產(chǎn)業(yè)集群，讓不同的排放源、不同的封存區(qū)塊，形成宏觀的穩(wěn)定狀態(tài)。
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