全球新建CCS项目一半在中国，煤化工、驱油是热点

延长石油集团与全球碳捕集与封存研究院合作的“中澳碳捕集利用与封存一体化国际合作示范项目”，将成为中国首个大型碳捕集封存示范项目。

该项目主要从陕西榆林煤化工行业捕集二氧化碳，经提取纯化后注入延长石油部分油田进行驱油和封存。预计项目完成后，每年可以捕获41万吨二氧化碳。

这是中国正在计划之中的八个大型CCS(碳捕集封存)项目之一。据全球碳捕集与封存研究所统计，该项目已实现最终产能目标的12%，即每年捕获5万吨二氧化碳。中国正在运行的CCS项目有约95万吨的捕集能力。

为实现巴黎协议全球升温低于2摄氏度的目标，CCS技术将贡献约15%的全球减排量。

彭博新能源财经的数据显示，国际整体对CCS的投资仍然停滞，截至2016年保持在1844亿美元。

在北京大学举办的CCS路演现场，eo记者就中国CCS项目的进展近况与面临的挑战以及北美CCS项目的政策经验采访了国际能源署分析师萨曼莎?麦库洛奇。

麦库洛奇预计下一轮的CCS项目预期将发生在中国，约占整体CCS项目的一半以上。相比燃煤电厂，煤化工行业碳捕集与封存降低成本的机会较大。

她指出，利用CO2强化驱油(CCS-EOR)能抵消一部分CCS技术全环节成本。美国通过封存税抵免来鼓励CCS-EOR。CO2永久封存则每吨封存税抵免可达30美元，出于抵税激励，石油公司会使用CO2驱油。

麦库洛奇建议投资CO2运输和封存环节基础设施，后期的项目也能多重利用;可以大幅降低新项目成本。同时，建立不同的融资机制也有机会降低这项技术的成本。

以下是经过编辑的采访实录。

eo：中国的CCS项目在世界范围内处于怎样水平，规模和占比分别是怎样?

麦库洛奇：中国目前运行的都是小型示范项目，大规模的项目还没有展开推广。陕西榆林的延长油田CCS项目将是一个大规模的示范项目。该项目也是2015年中、美国联合气候变化声明成果的一部分。目前延长油田正在开展一系列小规模项目，之后会进一步扩大规模，预计完成后，每年可以捕集41万吨二氧化碳。

世界上正在运行的16个大规模CCS项目中有三分之二位于北美。5个正处于建设阶段的新项目中有也有4个位于美国及加拿大。 而下一轮的CCS项目预期将在中国发生，约占整体CCS项目的一半以上。到2020年，中国将有装机容量为330亿千瓦的燃煤电厂可以使用这项减排技术进行改造。

eo：CCS技术获得的政策及资本支持远不及对可再生能源，如何看待能源政策对于可再生能源与CCS的路径选择?

麦库洛奇：对于长期依赖煤炭的经济体来说，CCS提供了实际的解决方案以减少继续使用化石燃料所产生的碳排放。对于其他较少使用化石燃料的经济体来说，应用更多的可再生能源是合适的，具体哪条减排路径是适合的，取决于各地的能源结构和经济特征，因此政策制定者需要因地制宜的考量。

减缓气候变化需要一整套低碳技术组合，在多数情况下CCS的投资仍然很重要。这是因为如果要达到标准工业排放的CO2水平，只通过可再生能源和提高能源效率并不一定能达标。因此，现实选择中需要的是多样化的技术才能实现长期的减排目标。

eo：CO2-EOR驱油是全球范围内能够最大限度利用CO2的手段，在全球16个CCS大型项目中，美国和加拿大的10个项目都应用了EOR提高原油产量，而目前中国的油田应用驱油只是小规模且时间短，中国的石油企业能从北美的EOR项目中借鉴什么?

麦库洛奇：中国的CCS项目应用于油田驱油的CO2达30万吨，这一规模非常重要。因为这类项目有助于中国的一些石油公司建立起对区域地质特征和EOR的了解，从地质学的角度了解到CO2-EOR在中国有很大的利用机会，来扩大运用规模。

eo：但是在石油价格低迷的情况下，油企对CO2驱油来提高石油采收率缺少动力，对此问题有无应对措施?

麦库洛奇：CO2是油企的成本投资，油价的周期波动对于CCS确实是一个挑战。油价较低时，油企用于投资CO2的动机自然减少，但这是一个周期性的挑战。在低油价阶段，从CO2商业投资的角度来说，提供碳捕集服务的公司也并不愿意降低CO2的购销价格。

实际上，美国通过封存税抵免来鼓励EOR和CCS两方都能有所收益，例如CO2永久封存则每吨封存税抵免可达30美元，如果再度使用CO2每吨价格大约在15-20美元。出于抵税激励，石油公司会使用CO2驱油。

eo：从国际经验看，有哪些政策适合于中国推行CCS技术?

麦库洛奇：全世界不同地区的CCS项目，包括项目的各个环节都有不同的支持策略，与可再生能源的激励措施有很大不同。但是总体来看，这些都包含了针对CCS项目的财政和金融支持，比如设立专项资金，提供一定贷款担保和奖金补贴，征收碳税等。

同时在技术和环境法规方面提出规范，如设定环境影响评估要求及标准、碳捕集与封存及CO2强化驱油的技术标准。部分国家会直接向某一特定项目提供额外的技术支持，以促进CCS开发。这些政策对于CCS技术的研发、示范到最终大规模推广都起到了作用。

eo：CCS的能耗和成本都比较高，并不利于项目的大规模商业化利用，目前CCS的发展主要依赖于科技研发，而并非市场驱动，而目前欧洲和中国的碳市场价格低迷，如何应对这些挑战?

麦库洛奇：在项目早期仅仅依靠碳价拉动对CCS的投资远远不够，但是碳价为投资决策提供了非常重要的长期信号。举例来说，挪威政府对CCS的政策支持就包括对陆上石油和天然气征收碳税。

CCS成本高低实际上取决于应用这一技术的工业领域。在煤化工领域的CO2捕集与封存技术属于低成本的方案。因为煤化工生产工艺中的CO2通常是高浓度、高压的，这些CO2只需稍微提纯和压缩液化就能被运输封存，碳捕集与封存的成本都比较低，根据亚洲开发银行的报告，每吨CO2的成本可低于20美元。

但是对比来看，燃煤电厂捕集到的CO2浓度不高，提纯和压缩、储存的成本高，这时捕集CO2的增量投资和额外能耗相比其他工厂捕集和封存CO2的成本也过高。

因此，在制订政策时要考虑到CCS实际上是一系列的技术，其应用的场所的不同，成本也有高低差异。但我们相信随着技术的研发，以及煤化工行业对CO2运输以及封存的投资，高昂的成本最终会降低。

eo：未来5到10年间，IEA对于CCS成本降低有怎样的预期?

麦库洛奇：我脑海中没有具体的数字，但我们确实看到ccs有显著降低成本的潜力。早期的碳捕集与封存示范项目为下一代项目提供了有用的学习曲线，特别是CO2运输和封存环节基础设施的投资在未来也能被新的项目加以利用，大大降低新项目的成本。通过不同的融资机制也有机会降低这项技术的成本。