国际可再生能源署3月28日发布的《2023 年世界能源转型展望预览版》中提到：“想要实现对全球升温不超过1.5摄氏度的控制计划，需要在2050年前减少160亿吨的二氧化碳排放，保守估算，到2050年仍需减少35.5亿吨二氧化碳排放。”
但对于中国来说，大型央企发电集团依然以燃煤发电为主，即便是清洁能源占比较高的国家电投集团，其清洁能源占比也只有65.87%，华电集团的清洁能源占比为47.2%；大唐集团的清洁能源占比为42%；华能集团清洁能源占比为41%；国家能源集团占比最低，只有31%。
国家能源集团定下的“十四五”的目标是清洁能源新增装机达到7000-8000万千瓦，占比达到40%，其余几家公司也差不多规划的新能源发电占比达到50%到60%之间。
由此可见，即使最乐观地判断，大型央企发电集团的火电业务占比也有4成左右。中国发电企业不可能放弃煤电业务。
正如国家能源集团新能源研究院主任徐东所讲：“‘双碳’目标下，煤电仍是极端条件下顶峰发电的重要支撑，在保障我国能源安全方面发挥基础和兜底作用，在未来较长时间内，煤电与清洁能源相互融合、共同发展。根据预测，到2060年，我国仍需保留8-10亿千瓦煤电装机，承担基荷、调峰和供暖保障的任务。”
要保证2060年实现“碳中和”目标，就必须在未来几年甚至几十年的时间里把CCUS项目建起来，成本降下来。据IEA预测，到2050年，CCUS将为全球贡献约14%的二氧化碳减排量。所以发电公司试点CCUS项目是关乎生死的自我救赎之举。
CCUS靠什么赚钱
CCUS翻译成中文就是“碳捕获及利用”，它属于对二氧化碳进行利用与封存以此应对气候变化的关键技术。它和CCS不同之处在于，这种技术是把生产过程中排放的二氧化碳进行提纯，继而投入到新的生产过程中，可以循环再利用，而不是简单地封存。
简而言之，就是封存二氧化碳不是公益活动，最终目的依然是要赚钱的。
有机构预估，到2027年，全球CCUS市场规模将以19.93％的复合年增长率增长，达到74.1462亿美元。
CCUS的市场规模在人们眼中是一片“蓝海”，但从20世纪70年代就已经出现的CCUS因何至今依然处在示范阶段？
国际能源网（微信公众号：inencom）了解到，早在1972年，美国就已经建成了一座二氧化碳捕集能力达40万-50万吨/年的Terrell项目；1996年，世界上第一个规模化的二氧化碳封存水层项目——挪威Sleipner项目诞生。
在CCUS项目部署方面，美国和欧盟一直处于领先地位。2021年，美国和欧盟新增CCUS项目约占全球2021年新增项目数量的四分之三，累计项目约占全球的63%。
那么CCUS的商业模式到底有哪些？中国目前在CCUS领域可以用何种方式盈利？
图片数据来源：北京航空航天大学能源与环境政策研究中心
CCUS作为一个极具市场前景的产业，但它具体可以应用于哪些领域？
国际能源网（微信公众号：inencom）了解到，当前对于CCUS捕集的二氧化碳主要应用在化工、油气开采等领域。其中二氧化碳制甲醇用于化工领域，以及利用二氧化碳进行油气压裂，开采石油后顺便将其封存地下是国内CCUS主要的商业模式。此外，参与碳交易也是另一种商业模式。
但因为国情不同，中国的碳交易价格与国外相比，存在很大差距，在欧洲，碳配额的价格可达每吨100欧元，但国内现存碳市场均价最高的广州碳交易市场每吨二氧化碳的交易价格只有八十多元人民币，从参与碳交易的主体看，也相对单一，首批纳入强制考核的仅涉及2225家发电行业的重点排放单位。而当年仅0.5%的企业未完成履约。
如果不将强制考核碳排放的行业进一步拓展，碳排放额度进一步缩减，国内CCUS想通过碳交易获利存在很大难度。比如下图所示的运营商模式，目前在中国国内很难推行。
伦敦大学学院（UCL）可持续金融与基础设施转型长聘教授、广东南方碳捕集与封存产业中心秘书长梁希接受采访时指出：“目前，国内CCUS项目主要采用垂直一体化的商业运行模式，即主要由单一企业投资运营，以国企为主，私企投资相对较少。未来CCUS项目的商业合作模式会进一步多元化。”
能源央企撑起CCUS试点
国内CCUS产业发展没有进入商用阶段，大部分示范项目依然是能源央企集团在推进。国际能源网（微信公众号：inencom）了解到，国内已经投运或建设中的CCUS示范项目约40个，碳源主要集中在石油、电力、煤化工、化肥和水泥生产等行业。目前国家能源集团、华能集团、中国石油、中国石化等多家能源央企布局了CCUS项目试点。
华能集团自2008年开始已经建成了中国首个燃煤电厂碳捕集项目，地点在北京，每年捕集二氧化碳3000吨，2009年华能在上海建成了当时世界最大的燃烧后碳捕集项目，年捕集二氧化碳12万吨，2022年-2023年华能计划建设世界最大的碳捕集和碳封存项目，预计年捕集二氧化碳150万吨；国家能源集团在CCUS技术及实践方面也做出了诸多示范项目，早在2011年该公司就启动了鄂尔多斯CCS封存项目，布局燃烧前碳捕集。
2017年国家能源集团承担了国家重点研发计划，完成了锦界电厂1×105 t/a燃烧后捕集投运，也是国内运行中最大的项目。
2021年国家能源集团启动了泰州电厂50万吨溶剂法项目，2022年启动了宁海电厂1万吨的二氧化碳捕集项目，使用二代吸附捕集技术……中国石油宣布，在“十四五”期间，公司将开展吉林、大庆、长庆、新疆四家油田的二氧化碳驱油规模示范，启动辽河、冀东、大港、华北、吐哈、南方六家油田的二氧化碳驱油与埋存先导试验，力争“十四五”末年二氧化碳注入规模超过1000万吨。
齐鲁石化-胜利油田CCUS项目
中国石化的齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”2022年正式注气运行，标志着我国CCUS产业开始进入技术示范中后段――成熟的商业化运营。
全国政协委员中国石化董事长、党组书记马永生在今年两会期间提出建议，将CCUS项目尽快纳入我国自愿减排机制。一是重启并打造全国统一的CCER市场，二是研究并发布CCUS方法学，从国家层面组织开展CCUS方法学研究，三是参考国际经验出台支持政策，加快完善CCUS行业规范，探索制定面向碳中和目标的CCUS税收优惠和补贴激励等支持政策。
2021年8月28日，中国海油宣布恩平15-1油田群启动了我国首个海上碳封存工程，将永久封存二氧化碳超146万吨。中国海油“十四五”重大科研项目CCUS专项也已经正式启动，为了全面研发CCUS技术，中国海油在2022年4月成立了新能源公司。
能源央企在布局CCUS项目方面已经初步试水，但从整体的效果看，想要实现碳中和需要捕集和再利用的碳排放量来说，依然是杯水车薪。
业内专家预计，到2050年我国通过CCUS技术减少二氧化碳排放量约为10到30亿吨，但燃煤机组服役剩余碳排放总量高达1334.73亿吨。
CCUS产业当前的困境
国际能源网（微信公众号：inencom）了解到，按照当前国内地质封存条件看，国内封存能力最高可以封存24000吨二氧化碳，这是在CCUS技术广泛应用的前提下，业内专家作出的判断。
而发展CCUS的现实情况却处处充满难题。一方面是CCUS项目初始投资金额非常大，根据北京理工大学能源与环境政策研究中心的测算，5万吨、10万吨和15万吨的二氧化碳捕集项目，总投资分别需要5000多万元、9800万元和1.5亿元。项目运行成功后，每吨二氧化碳捕集成本基本在260-380元，成本较低的也需要200元/吨。
“在中国，如果CCUS能在2025年或2030年得到大规模推广，将分别需要约3290亿美元和5690亿美元的投资，如果时间推迟到2035年以后，总投资成本将飙升至6260亿美元”，北京理工大学副校长魏一鸣认为，CCUS部署得越晚，其投资成本就会越高。
另一方面是CCUS缺乏技术升级迭代和普及，就目前而言，很多CCUS新技术尚在实验室阶段。比如在利用二氧化碳进行油气开采过程中，国内始终难以解决的技术难题是二氧化碳这种酸性气体，腐蚀性比较强，虽然驱油效果好，但腐蚀问题一直困扰着CCUS技术在该领域的应用；更重要的一点，国内尚未形成关于CCUS有效的政策支持，项目没有补贴，也缺乏第三方参与进碳交易市场的体制机制，仅仅靠央企从社会责任角度出发，行业进展的速度自然快不起来。
最难的是捕集来的二氧化碳如何再利用，再利用的过程中如何不产生新的碳排放，也成为CCUS产业发展滞后的重要原因之一。
业内专家建议，一是要加强CCUS产业政策的顶层设计，从国家层面建立CCUS的发展战略，让CCUS从战略储备技术向战略新兴产业迈进；二是要多渠道、多措施对CCUS进行政策激励，以财政补贴、税收减免、贴息贷款、优惠电价等方式，让CCUS项目可以保本甚至能盈利；三是要建立项目审批和监管机制，对CCUS项目纳入全生命周期的监管，以此实现其规范化发展；四是建立CCUS参与碳交易市场的体制机制，许可第三方同过各种方式参与到CCUS产业中来；五是在CCUS技术升级迭代方面加大投资力度，给与相应的呈现一定周期性的资金投入，让CCUS技术不断升级拓展，以此降低成本。
总而言之，CCUS产业犹如二十年前的光伏产业一样，前景光明，奈何成本高企，商业模式单一，技术水平不高，不过中国的光伏产业在国家政策和国内企业的共同努力之下，如今已经成为世界第一，那么CCUS产业呢？中国能否领军世界？让我们拭目以待。
