中金碳中和系列一：碳捕捉与封存，千亿市场启航|二氧化碳_新浪财经

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原标题：中金碳中和系列一：碳捕捉与封存，千亿市场启航来源：中金点睛

2019年12月，“欧洲绿色协议”指出，到2050年欧洲将成为全球首个“碳中和”地区。2020年9月，总书记宣布中国努力争取2060年前实现碳中和。至今，全球多数碳排放大国已确认在2050-2060年实现碳中和。在本篇中，我们将回顾碳捕捉与封存技术的发展近况，并前瞻其技术与成本发展路径，从技术的维度来探讨化工行业在碳中和中扮演的重要角色。

摘要

对于我国煤炭主导下的能源体系来讲，在实现低碳排放目标的路径中，碳的捕集、利用与封存（CCUS，Carbon Capture, Utilization and Storage）具备技术上的可塑性、操作环节的灵活性、碳回收空间拓展的持续性，是构建我国兼具韧性和弹性的能源系统的关键。

据经济性、吸收效率等多因素选择CO2捕捉技术。根据二氧化碳浓度、气流压力与燃料类型（固体/液体）等因素的不同，可选择燃烧前脱碳技术、燃烧后脱碳技术以及富氧燃烧技术等路径。

CO2输送方法多样，适用场景有所不同。目前CO2输送主要有管道运输、汽车槽车运输、铁路运输和船舶运输等。学术研究认为超临界/密相管道运输或成为未来陆地运输方式主流。

大规模的存储与固定是CO2减排的主要途径。我们认为，短期来看，油气井/煤层封存有望成为主流技术路线，中长期来看，预计盐水层/海水封存将成为主流，远期看，CO2矿石碳化具有较好的商业化前景。我们认为具有油气田等封存资源的传统油气油服公司在 CO2存储方面具有一定优势。

CCS技术发展潜力巨大。我们依据中金各行业组测算的二氧化碳排放路径，测算了钢铁、化工、有色与水泥行业需要通过CCS技术解决的排放量与市场空间，到2060年，CCS技术将处理近10.4亿吨二氧化碳，市场空间有望达到2596.4亿元。考虑保留部分火电，合计市场空间约4743.2亿元。

我们看好碳捕捉与封存技术远期巨大的发展空间，一批优秀的公司将凭借其技术前瞻性或资源优势受益于全球碳中和的推进，我们看好具有封存资源禀赋的标的，建议关注有机胺等行业发展。

风险

碳中和宏观政策的调整，碳中和技术发展的不确定性，碳封存技术的风险。

正文

CCUS是实现碳中和目标的关键之一

2020年9月举行的第75届联合国大会期间，国家主席宣布我国将提高应对气候变化国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，CO2排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和[1]。该目标远远超出了《巴黎协定》“2℃温控目标”下全球2065-2070年左右实现碳中和的要求，有望使全球实现碳中和的时间提前5-10年，我们认为也将对全球气候治理起到关键性的推动作用。我们认为2030年碳达峰、2060年碳中和的目标必然要求对我国现有的能源体系和经济系统规划进行大规模重构，影响重大而深远。

我国达成碳中和时间紧迫，任务艰巨：大多数发达国家在20世纪90年代碳排放已经达到峰值，在2050年实现碳中和目标需要约60年；中国在2030年前努力争取二氧化碳排放达峰，要在2060年实现碳中和，即实现碳中和目标只有约30年时间，是发达国家的一半，而且这一阶段正是中国实现现代化的关键阶段。虽然我国近年来一直推进绿色低碳转型，但长期以来所形成的粗放型经济发展模式以及传统的消费理念、生活方式等，在未来一段时间依旧存在不小的惯性，具体来看，我国达成碳中和目标的难点主要集中在以下三方面。

1）制造业在国际产业价值链中仍处于中低端，产品能耗度较高，增加值率低，经济结构调整和产业升级的任务较重；

2）煤炭消费占比较高，2019年煤炭占一次能源消费比例达57.7%，单位GDP碳排放强度比世界平均水平高约30%，能源结构优化问题亟待解决；

3）单位GDP能耗较高，为世界平均水平的1.5倍，发达国家的2-3倍，建立绿色低碳的经济体系还有较长的一段路。

图表: 中国化学品出口金额仍远低于进口

资料来源：国家统计局，中金公司研究部

图表: 中国一次能源消费仍以煤炭为主

资料来源：国家统计局，中金公司研究部

图表: 美国一次能源消费中煤炭占比相对较低

资料来源：EIA，中金公司研究部

图表: 2018年全球单位能耗GDP产出对比

资料来源：世界能源统计年献，中金公司研究部

温室气体的减排主要有三大途径：1）提高能源利用效率；2）发展可再生资源；3）化石能源减排的清洁化。从化石能源的减排来看，目前人类活动产生的CO2中主要来源为燃煤发电，IEA报告显示电力仍是能源行业最大的排放来源，在全球能源相关排放量中占比近40%，而2018年煤炭占据了全球发电燃料的38%，IEA预计到2040年全球燃煤机组的碳排量将达到60亿吨/年。目前全球仍有大量燃煤发电机组在建，完全取消燃煤及天然气发电仍有较大难度，碳的捕集、利用与封存（CCUS，Carbon Capture, Utilization and Storage）[2]是实现长期气候目标的重要手段。对于我国煤炭主导下的能源体系来讲，在未来实现低碳排放目标的路径中，CCUS具备技术上的可塑性、操作环节的灵活性、碳回收空间拓展的持续性，是构建我国兼具韧性和弹性的能源系统的关键。

图表：2018年燃煤发电量在全球电力来源占比上升至38%

资料来源：IEA，中金公司研究部

中国中长期CCS产业路线图进展符合预期，2020年起 CO2封存等产业环节进入示范应用阶段。2005年12月，中国科技部签署CCS备忘录，将 CCS作为重点发展技术予以推广并对中国CCS中长期技术发展路线对CCS产业链均进行了详细的时间线规划。此外，中石化石油工程设计有限公司已经设计了多套CCS在建项目，我们建议关注具有项目设计优势的中石化油服公司。

图表：中国中长期CCS产业路线

资料来源：国家中长期科学和技术发展规划刚要（2006-2020），中金公司研究部

图表：中国部分CCS在建项目

资料来源：中石化石油工程设计有限公司，中金公司研究部

全球CCS的发展及启示

全球26套CCS装置处理0.4亿吨CO2，欧美走在前列

全球CO2理论处理能力重回增长通道。据CSLF（The Carbon Sequestration Leadership Forum）数据，2020年全球有65套商业CCS（碳捕集与封存）装置，其中有26套正在运行，这些装置每年可处理0.4亿吨CO2，若全部装置平稳运行则有近1.15亿吨CO2处理能力。我们看到，由于经济下行冲击的影响，2011年后全球CO2理论处理能力一直在下降，直至2018年出现重新上升的拐点，我们认为这主要是由于CO2处理意识加强及随着技术提升处理成本得到有效控制。另外，全球还有34套在运行或者在建的试点示范装置以及8套CCS技术测试中心，也能处理一定当量的CO2。

图表：全球商业CCS装置CO2处理能力

资料来源：《Global Status of CCS 2020》，中金公司研究部

图表：CCS装置国家/地区分布

资料来源：《Global Status of CCS 2020》，中金公司研究部

由简到难，CCS装置逐渐触及碳排放深水区—煤炭发电领域。从装置应用领域看，目前在运行装置中大部分集中于天然气利用过程中，约占43%；而未来深度规划有望建设成功的装置中主要集中于煤炭发电领域中，有两座500吨CO2处理能力量级与两座100吨CO2处理能力量级正在规划建设。

政策支持、技术革新、产业集群有效助推装置落地

►政策支持是最直接有效的推动动力。我们认为在碳中和的大背景下，当前CCUS装置投资还面临三点问题：1）当前CO2利用价值有限，EOR利用或者合成利用如PO与CO2反应对应的CO2需求相较于全球百万吨量级的排放量看仍较小，且捕捉、利用与封存成本仍高于收益；2）产业链依赖风险。大型CO2捕集装置资本开支较大，建成后依赖于碳源排放，万一因不可抗力导致碳源消失，损失较大；3）无限存储风险。在当前技术水平下很难保证CO2存储后没有泄露的风险，且长期的存储（达百年以上）给该风险带来一定不确定性。政府需要细致筹划，通过引入碳税、加强产业集群基础设施建设、债务转嫁等政策来解决，路长且阻。

► 技术革新是CCUS推进的关键。技术的进步直接导致成本的降低，使得装置可行性与盈利能力大大增强。根据《Global status of CCS 2019》报告，以煤炭燃烧胺吸收装置为例，仅三年时间碳捕捉成本已经从2015年的100美元/吨下降35%至65美元/吨，我们预计于2024-2028年建成的新一代装置成本进一步压缩至43美元/吨，若采用最新的实验室中试装置技术成本有望进一步下降至33美元/吨。

► 产业集群推动成本进一步下降。目前看现有的CCUS装置中，CO2压缩、运输、存储等装置等投资较大，规模效应明显，我们认为产业集群有利于：1）压缩装置资本开支；2）实现碳源与碳捕捉存储间的灵活匹配，提高装置使用效率。

图表：技术迭代下CCS装置CO2捕捉成本演变

资料来源：《Global status of CCS 2019》，中金公司研究部

综上，我们认为政策、技术与产业集群缺一不可，CCUS在中国的发展必须因地制宜，从以下几个方面来推进：1）明确CCUS技术发展方向与研究重点，2）提升成果转化，3）加强跨部门宏观协调，4）引入政府投资，引导社会资本投入，5）加强法律法规等“软实力”建设等。

CO2捕捉：日新月异，效率与成本持续优化

CO2的捕捉路径

CO2的捕捉主要有三种路径：燃烧前脱碳技术、燃烧后脱碳技术以及富氧燃烧技术。根据二氧化碳浓度、气流压力与燃料类型（固体/液体）等因素的不同，可选择不同路径。以煤气化为例，采用燃烧前脱碳技术相对昂贵，但是其高浓度与压力二氧化碳也节省了分离成本。

图表：CO2的捕捉技术对比

资料来源：《CSLF Technology Roadmap 2013》，中金公司研究部

从应用情况来看，燃烧后脱碳技术由于捕捉效率高，成本相对较低，具有较好的经济性，因此得到了较为广泛的应用，目前已投入商业化运营的碳捕捉项目大多运用燃烧后脱碳技术。从具体吸收方法来看，化学吸收、物理吸收、生物吸收、膜处理等技术路线目前在研较多，其中化学吸收法应用最为广泛，其余处理方法受制成本/技术等难题大多仍处工艺优化等阶段。

图表：各类吸收方法优劣势比较

资料来源：CNKI，中金公司研究部

化学吸收：应用最广泛，具有较好商业化前景

化学吸收法是目前工业中应用最广泛的CO2捕集方法。化学吸收中，CO2与吸收剂在吸收塔内发生化学反应，使得CO2从原料气体中分离出来，技术成熟，吸收速率快，净化度高，具有较好的商业化前景，但是化学吸收法具有吸收后再生热耗大的缺陷。化学吸收法按照使用吸收剂不同，可分为氨吸收法、热钾碱法、有机胺法、离子液体吸收法等，其中有机胺法已广泛运用于我国的CO2捕集示范项目中。

► 氨吸收法：是指利用氨基化合物与CO2形成氨基甲酸盐的形式来进行碳捕集，最新的研究进展发现邻苯二甲酰亚胺钾和聚乙烯亚胺能够高效吸收CO2。氨法碳捕集技术在早期主要用于合成气脱碳生产碳酸氢铵化肥，后续也有年产能达10万吨的氨吸收装置相继于美国的Mountaineer电厂，挪威的Mongstad炼油厂等地投产。氨法脱碳技术具有吸收速率快，吸收容量大、易再生等优点，但其缺陷也相当明显，包括氨易挥发而造成的氨逃逸损失以及二次污染等问题。

► 热钾碱法：活化热钾碱法工艺已被广泛用于合成气、天然气、制氢等工业过程气体的脱碳，世界上各种类型的热钾碱脱碳装置已逾千套。其主要方法有砷碱法 (G-V) 、本菲尔德法(Benfield)等。砷碱法利用碳酸钾溶液与CO2反应生成碳酸氢钾，CO2再生是通过溶液的加热使得碳酸氢钾分解，通过逆反应释放CO2，同时再生后的碳酸钾溶液可循环使用。改良热钾碱法工艺成熟，应用相当广泛，在我国改良热钾碱法主要用于合成氨装置合成气中 CO2的脱除和回收。但由于热钾碱法脱除CO2的能耗较高和对设备腐蚀严重，因此近些年来，有机胺法在工业界的应用更加广泛。

► 有机胺法：是目前应用较为广泛的方法之一，通过有机胺醇类化合物中的氨基和羟基（促进水溶性）实现对CO2的吸收，主要包括乙醇胺 (MEA)和 N-甲基二乙醇胺法 (MDEA)。MEDA工艺一般采用 45%～50%的 MDEA水溶液，并添加适量的活化剂以提高二氧化碳的吸收速率。此方法具有吸收量大、分离效率高、经济性好的优势，也存在醇胺在吸收过程中能耗高（易挥发）、吸收到气流中的水需要额外的干燥步骤、装置易腐蚀等问题。

MDEA 工艺于上世纪 60 年代开始开发，1971年第一套活性 MDEA 工业装置在巴斯夫的一座德国工厂中投入生产应用。目前国内已基本掌握活化 MDEA 工艺技术，并成功研制出活化 MDEA 复合脱碳溶剂，目前中国在运的CCUS系统大多使用有机胺吸收法，以华能石洞口年产10万吨CO2项目为例，据华能集团估算运行成本约450元/吨，而产物食品级CO2售价在600-800元/吨以上，具有一定的经济性。

► 离子液体吸收法：离子液体优势突出，具有可调极性、非挥发性、高稳定性，作为吸收剂吸收效率高，且没有腐蚀性，被认为是有机胺的有力替代品。此法大多仍处实验室研发阶段，具体应用实例包括超强碱和聚乙二醇催化体系、聚乙二醇功能化非质子型离子液体等。但离子液体法成本相对较高，未来有待技术进一步改进。

图表：化学吸收法方法比较

资料来源：CNKI，中金公司研究部

物理吸收：变压吸附具有较高应用潜力

物理吸附法是指在一定条件下，利用水、甲醇、碳酸丙烯酯等溶液或沸石，分子筛等材料作为吸附剂对烟气中的 CO2进行选择性吸附，然后通过改变某些条件（如温度、压力等）对吸附剂进行 CO2 解吸，从而达到 CO2分离的目的。物理吸收法可分为吸附精馏法、压缩冷凝法、膜分离法、催化燃烧法、变压吸附法（PSA）等，其中PSA操作简单、成本可控，应用潜力大。

变压吸附效果优良，工业应用广泛。随着在吸附塔结构、循环设计、吸附剂等方面不断改进，变压吸附捕获CO2技术在工业上得到广泛的投产运用，其在CO2回收率、纯度、能耗、成本投资等方面都得到了显著的提高。日本是最先利用变压吸附技术分离CO2的国家，相继研发出活塞驱动式超快速变压吸附装置，固定分离塔等技术用于CO2分离。日本经济产业省自2012年起，在于北海道苫小牧市投资建设二氧化碳减排技术的实证试验项目，该项目即采用大规模的变压吸附装置（年产能10万吨）对炼油厂制氢设备的废气进行分离富集CO2。

图表：CO2变压吸附法

资料来源：《Development of an Energy-Saving CO2-PSA Process Using Hydrophobic Adsorbent》，中金公司研究部

生物吸收：成本高，可持续性强

生物吸收法是原始而有效的CO2吸收方法。该法的主要原理就是光合作用，空气中游离态的CO2扩散进入植物细胞内部后，经过植物体内的生物化学反应被吸收转化为有机物。生物吸收法可持续性较强，可以以相对较低的成本对空气中现存的低浓度游离态CO2进行持续捕捉，但是其缺点也较为明显，即其吸收速度相对较慢，土地面积需求高，且对较高浓度的CO2处理效率相对较低。

除植物可进行CO2生物吸收外，蓝藻等水生光合微生物也是高效的CO2生物吸收载体，它们完成了地球上百分之五十以上的光合作用。相比植物，微生物在地球上的更加广泛，且抗逆性更强，在湖泊、河流、海洋、温泉等不同生态环境内均可生存，较为适合进行培育改造用于商业化CO2吸收。

目前国内已有部分微藻CO2生物吸收项目进行中试，以新奥内蒙古5000吨微藻生物柴油示范工程为例，其使用微藻对项目周边煤化工工厂的废气中的CO2生物吸收，吸收完成后通过提炼生物柴油获得收益。微藻进行CO2生物吸收初步解决了植物吸收效率相对较低的难点，但其成本相对较高，还处于探索阶段，仍需进一步降低成本提升其商业价值。

膜处理及其他：技术快速推进

膜分离法是利用不同气体组分对膜的渗透率差异来实现气体分离的技术，当膜两侧存在压力差时，气体将自动由高气压渗透入低气压方向，但是每种组分透过膜的渗透率不同，渗透率高的组分通过效率更高，而渗透率低的气体则富集于薄膜进气侧，从而实现多种组分气体分离。该方法简单便捷，但是分离精度低，通常将膜分离与化学吸收法相结合。

除此之外，新的CO2捕集技术正在不断研发中，如电化学法、化学链燃烧法、化学固定法、金属骨架法、固体胺法等。我们认为随着多种CO2的捕捉技术不断取得新的进展，将会更能满足全球多样化的CO2捕集需求，为实现碳中和助力。

CCUS示范项目碳捕捉技术应用情况

海外的CCUS技术普及时间较早，巴斯夫在20世纪70年代早期，就开发了以有机胺吸收为基础的OASE技术（aMEDA）碳捕捉技术来提升自身合成氨工厂生产效率，在成功运行十年后，巴斯夫以自有生产设备上的操作经验和优化为基础，将此项技术成功商业化。目前OASE技术已被应用在全世界超过400个碳捕捉项目中。而阿尔斯通在对氨法吸收进行大量的研发投入后，成功推出冷氨技术，相比其他碳捕捉技术，冷氨技术能在保证烟气二氧化碳高捕集率的基础上有效减少能量损失，以阿尔斯通位于美国的Mountaineer电厂项目为例，冷氨技术的烟气二氧化碳高捕集率可以达到90%以上，而能量损失仅有10％（其他燃烧后分离方法的能量损失在30%左右）。

2007年，中国第一套CCUS示范项目中石油吉林油田EOR研究与示范项目投入运营，产能达50万吨/年。目前中国有多套CCUS项目投入稳定运营：从捕集技术布局来看，以燃烧前捕捉技术和燃烧后捕捉技术为主，富氧燃烧技术仍处于验证阶段。从项目类型来看，示范项目以电厂项目为主，有少量化工项目。

图表：国内部分CCUS示范项目

资料来源：科学技术部，GlobalCCSInstitute，中金公司研究部

二氧化碳浓度越高，捕集成本越低。从成本看，二氧化碳捕集与二氧化碳的浓度息息相关，不仅仅是低浓度二氧化碳带来了更大的处理量，装置资本开支加大，同时低浓度二氧化碳捕集中富集的成本也有所提升。从不同场景看，生物乙醇生产过程中排放的气体中二氧化碳体积分数近100%，其捕捉成本相应较小，约为1-3美元/吨，而天然气联合循环发电（NGCC）过程中排放的气体中二氧化碳体积分数约为4%，则捕集成本提升至68-76美元/吨。

图表：二氧化碳浓度越高，捕集成本越低

资料来源：《circular carbon economy》，published studies by the European Zero Emission Technology and Innovation Platform, the National Petroleum Council, and GCCSI process simulation for a 30 year asset life，中金公司研究部

CO2运输：技术成熟，管道运输有望成主流

CO2输送方法多样，适用场景有所不同：受益天然气运输行业的蓬勃发展，且CO2物理化学安全性较好，部分天然气输运技术可直接移植至CO2输送，CO2输送技术较为成熟。目前CO2输送主要有管道运输、汽车槽车运输、铁路运输和船舶运输四种方式，其适用场景各不相同。管道运输较为适用于输量大，距离相对长的场合；汽车槽车运输比较灵活，适合于输量小的场合；火车运输运量大，适合在有铁路线路两地间运输；船舶运输运量大，适合无法铺设管道的洲际间运输，以及近海碳封存运输。

四种运输方法各有优劣，管道成本相对较低。管道运输优点在于成本较低，据APEC分析，如果每年管道的运输量大于1000万吨，运输费用为2-6美元/(100 km·t)，但管道运输中存在腐蚀和泄漏问题，且初始投资较大；而汽车槽车运输成本最高，运输费用可达17美元/(100km·t)，但其比较灵活；铁路运输成本低于汽车槽车，且运输量比汽车槽车大，但必须依托现成的火车设施，否则初始投资比较大；船舶运输的运输量和火车运输基本相当，但必须借助海洋或河流，此外，船舶运输存储CO2的设备必须要承受高压或低温条件。

总而言之，这四种运输方式优缺点均十分明显，运输方案的选择必须综合考虑运输量、运输设备的压力和温度条件、运输距离、市场需求和市场价格、沿线交通载体(海洋、河流、铁路、公路)布局等因素。我们认为未来四种运输方式有望结合使用，例如先利用集输管线把含CO2的天然气运输到处理厂，用管道干线将纯CO2运输到EOR矿区附近，再用汽车或小口径管线把CO2气体送到各个注CO2井场，实现最佳成本优化。

图表：CO2输运方式优劣比较

资料来源：CNKI，中金公司研究部

学术研究认为超临界/密相管道运输或成为未来陆地运输方式主流：管道输运CO2运量较大，投运后运维成本低，中石化石油工程设计公司等研究机构发表的《二氧化碳长输管道经济性分析》认为其将成为未来的主流的陆地CO2运输方式。目前CO2管道运输方式主要有四种，即气态CO2管道运输，液态CO2管道运输，超临界CO2管道运输和密相CO2管道运输。由于CO2物性比较复杂，相态易受到温度和压力影响。只有当CO2处于超临界/密相状态时，其状态比较稳定，而且拥有气体低黏度、液体高密度的特点，更加利于输送。从模拟数据来看，随着输量和输送长度增加，管道输送总投资不断增加，单位长度单位输量二氧化碳输送成本逐渐降低。此外，通过计算分析可知，长距离输送时，超临界输送投资和成本最低，输量和输送长度增加时，超临界输送优势更为明显。

CO2存储：空间巨大，但传统存储相关风险尚未明确

大规模的存储与固定是CO2减排的主要途径。目前CO2存储主要以地质存储为主，特别是EOR项目产生额外的原油收益，提高了CO2存储的经济效益，是主流存储方式。据GCCSI统计，全球主要油气田CO2的存储能力约为3108亿吨，远能满足零净碳排放的需求，但是其地理位置相对有限，CO2运输成本较高。

据GCCSI统计，全球有98%的CO2存储资源是在矿石盐层(saline formation)，另外2%的存储资源在油气田(oil and gas fields)。一般来说，CO2的存储主要包括地质存储、海洋存储和矿石碳化等方式。

图表：全球主要油气田的CO2储存资源分布（百万吨）

资料来源：《Global Status of CCS 2020》，中金公司研究部

注：仅为示意图，不代表实际地理情况或实际国家领土情况

地质存储：经济性相对较佳，监控至关重要

从原理上看，CO2的地质封存原理与石油、天然气和其他碳氢化合物被困在地球地下几百万年的原理相同。只要存在不可渗透的岩层阻止CO2逸出，任何足够大的深度（大于800m）且具有足够的孔隙率和渗透性的地层都是潜在的储藏地点。

从地质存储的分类来看，CO2的地质封存主要包括废弃油气田存储、咸水层存储和强压煤床甲烷回收（ECBM）。终端处理厂的高纯度CO2气体，经过脱水、多级压缩、换热后，制成液态CO2，然后通过船/管道运输至目标封存地，经注入井注入目标地层。地质存储应用较为广泛，截至2017年，全球已有6个超大型CO2地质存储项目投入使用，GCCSI共确定了38个大型CO2存储项目，其中大多数是强化采油项目。

图表：CO2地质存储技术路径

资料来源：《Opportunities for underground geological storage of CO2 in New Zealand》，中金公司研究部

图表：2019年全球二氧化碳地质储量

资料来源：CNKI，中金公司研究部

废弃油田井：油气藏地质构造复杂，气密性良好，是储存二氧化碳的有效场所，此外，通过向油井中注入CO2气体可以增加石油回收率并封存CO2。CO2 -EOR（强化石油开采）项目能持续提高石油产量，甚至可以达到原有石油总产量的 5-20%，使得平均总采收率达到 50%，因此具有较好的经济性。自20世纪50年代，首次有CO2的回注采油的专利权注册以来，人们进行了大量的室内和现场实验来研究它的驱油机理，并相继提出了许多注入方案，包括连续注CO2气体，注碳酸水法，CO2气体或液体段塞后交替注水和 CO2气体（WAG），同时注CO2气体和水等方法。油气田CO2储存技术成熟，已经有多套装置投入商业化使用。

油气田存储项目的经济性主要取决于油价及捕捉系统。从典型的油气田CO2存储系统投资来看，油气田CO2存储系统前期投资主要包括CO2捕捉，运输及封存设备。而在实际运行期，油气田CO2存储系统的单吨成本在50-60美元之间，其中安装于燃煤电厂的CO2捕捉系统运营成本占成本比例最高，占比达到约60%，而运输和封存系统成本占比均在20%左右。从收益的角度来看，油气田CO2存储收益主要来源于减排量交易和增产原油收益，结合文献我们推测其中额外的原油收益占比将达到90%。因此总体来看，油气田CO2存储系统的推广具有一定局限性，这主要是由于目前符合条件的衰竭油气田数量相对有限，不能满足目前所有的CO2储存需求，此外碳捕捉系统成本投资成本降低相对较慢。

图表:典型油田CCS-EOR系统CO2封存成本比例（2018年）

资料来源：CNKI，中金公司研究部

图表:典型CCS-EOR系统收益来源（2018年）

资料来源：CNKI，中金公司研究部注：原油价格按65美元/桶计算

煤层：无商业开采价值的深层煤层也是储存 CO2的有效场所，这是因为煤层对CO2的吸附能力优于甲烷，通过向煤层中注入CO2气体可以促使甲烷从煤层中解吸。CO2注入工艺不仅可以大幅度提高煤层甲烷的生产潜力，而且注入的CO2气体能维持孔隙压力从而有利于开发深部低渗透性煤层中的煤层气。但目前煤层气储存 CO2进展一直较慢，这主要是因为其对煤层选址要求相对较高，此外还需要考虑气体运输路线的经济有效性，因此合适进行储存 CO2的煤层相对较少。

咸水蓄水层：CO2蓄水层储存是通过钻孔人为地把CO2注入到地下蓄水层中，利用地质结构的气密性来储存二氧化碳。地层深处的压力和温度条件使得CO2处于超临界状态，此时其密度小于地下咸水，因此具有良好的封闭性，采用地震波层析技术监测结果显示，CO2在储存地层中状态稳定，无泄漏情况出现。此外，由于CO2注入地下较深，且目标储层远离饮用水区域，对环境产生的影响也比较小。地下咸水中含有的无机金属及非金属离子也可以和CO2反应形成碳酸盐，实现CO2永久封存，封存成本较低。1996 年，挪威的 Statoil 石油公司在北海的Sleipner West天然气田建立了世界上第一个商业规模的咸水蓄水层储存工程，每年向位于海底下1000m的 Utsira砂岩层注入100万吨的二氧化碳。

相比于油气田和煤层封存，咸水层封存拥有最大规模的封存储量和广泛的资源分部，且由于注入量大，规模效应更加明显，因此单吨封存成本低于油气田和煤层封存，是未来CO2封存系统的首选方案。但是咸水层封存的问题也非常明显，即其收入来源相对单薄，商业化前景不甚明朗。目前咸水层封存仅能依赖碳交易获得一定收益，难以实现成本覆盖。当下已建成的咸水层封存商业运营项目相对较少，只有澳大利亚，挪威等少数几个项目正在进行商业运营，因此对其分析和研究相对较少，也需要更多的理论及实验进展以推动其商业化进程。

图表: 咸水层封存成本和CCS-EOR成本对比（2018年）

资料来源：CNKI，中金公司研究部

图表: 咸水层封存成本拆分（2018年）

资料来源：CNKI，中金公司研究部

总而言之，CO2地质存储具有存储量大、存储时间长、成熟技术可迁移、可与CO2利用相结合的优点，但监控泄露是难题。CO2的地质存储量大、可存储时间长、技术成熟可控，但是也面临着长时间存储下传统地质储存泄露的风险，甚至会破坏贮藏带的矿物质、改变地层结构，因此，监控至关重要。CSLF提出，要使用全新的、更准确的监控技术，并对现有监控技术成本优化，以实现对CO2地质储存的风险管理。要对降低陆地和海洋监控设备成本的项目投入资金，提高监控设备异常检测、事故溯源、泄露量化的能力。

海水碳固定（海洋储存）：海洋酸化风险难辨

海洋存储：海洋是全球最大的CO2贮库，工业革命以来释放到大气中的CO2有一半左右被海洋吸收，目前大气中CO2的输入已显著改变世界范围内表层海水化学性质，因此海洋在全球碳循环中扮演了重要角色，CO2海洋封存也成为近年来的研究热点之一。目前CO2海洋封存主要有两种技术路径，1）与可燃冰开采相结合，2）将CO2注入深海。

1）与可燃冰开采相结合，将CO2溶解在海水中：其基本原理是CO2可与水分子形成CO2水合物，由于CO2水合物结构和天然气水合物结构类似，但CO2分子亲水性高于甲烷分子，结构更加稳定，因此可以置换出甲烷分子。目前可燃冰开采所使用的置换法即是利用CO2分子置换可燃冰中被水分子包裹的甲烷分子，在开采甲烷的同时即在海洋中封存了CO2。

2）深海注入：将CO2直接注入到深海区域(一般为海平面 3km 以下)，从而达到CO2与大气的长时间隔绝也是一种在海洋中封存CO2的方法。在深层海洋储存CO2的过程中，CO2注入后也将会形成CO2水合物，由于海水的密度低于CO2的密度，因此CO2水合物最终将沉积于海洋底部，达到储存的目的。海洋系统在过去吸收了人类排放的许多CO2，目前仍然以一定的速度不断吸收CO2，这也是温室效应造成海水酸化的主要原因。

为改善深海注入带来的海水酸化问题，有科研人员提出通过外加碱源的方法对PH进行调节，即使用富含Mg2+/Ca2+的水溶液对酸化的海水进行矿化，这种方法它不仅可以实现CO2的永久固定，还可以产生大量的碳酸盐副产物。1立方米的天然海水可以固定标况下约1.34立方米（约2.65kg）CO2。

CO2的海洋封存风险难辨，仍处于实验阶段。CO2大规模注入海洋之后会对海体性质产生不同程度的影响，尤其是会导致海水的酸性增大，从而对海洋生物等海洋生态系统造成不同程度的伤害。此外海水碳固定方法在制备碱源的步骤需要大量耗能，合适的碱源决定了能否真正实现经济固碳。因而即便利用海洋来储存CO2具有很大的潜力，但由于海洋生态系统较为复杂且测试方法受到限制，目前科研人员还无法对CO2大量注入对海洋造成的影响进行深入研究和准确评估。因此目前CO2海洋储存技术的研究还处在试验阶段，并没有付诸实践。

CO2矿石碳化（矿物碳酸化固定）：储用结合

CO2矿石碳化：指利用存在于天然硅酸盐矿石中的碱性氧化物（如碳酸镁和碳酸钙等）将CO2转化为稳定的无机碳酸盐，该方法模仿自然界中钙/镁硅酸盐矿物的风化过程，既实现了CO2固定，也开发了有价值的副产品。但是由于现有技术存在CO2矿化反应速率低、反应条件苛刻、产物附加值低等问题，目前来说此技术难以工业化实施。

存储能力大，附加值较高。据Carbon dioxide storage through mineral carbonation指出：矿物碳化潜在空间大，洋中脊的理论封存能力约为100～250万亿吨CO2，远超过所有化石燃料燃烧所产生的CO2。提高产品附加值是该技术可行的方法之一，另外也可以将人类所需天然矿物或工业废料与CO2反应，将CO2封存为碳酸钙或碳酸镁等固体碳酸盐，将减排工业废料与联产高附加值的化工产品耦合，未来商业化进程值得期待。

图表：CO2矿石碳化技术路径

资料来源：搜狐网，中金公司研究部

CO2储存展望

封存场地选择多样，全球CCS存储资源丰富：选择封存场地是实施封存技术的第一步，合适的封存场地对于封存项目的安全性，经济性起着重要的作用。以地质储存为例，理想的封存场地需要不仅需要储层上具备不透水的盖岩 (也称为封层或盖层)，也需要距离碳排放源（如电厂，化工厂）距离适中，保证项目的经济性。总体来看，全球CO2存储能力足够丰富，其中美国，加拿大，挪威等的储存潜力处于较高水平，中国，澳大利亚等国次之。

短期来看，油气井/煤层封存有望成为主流技术路线：我们预计具有资源（石油，煤层气，天然气）采集优势的地质存储仍将是主流路线，这是因为其具有较好的经济效益相对较好，且经过人类多年开采，目前有较多油气田处于衰退期，CO2存储能力充裕。以中国为例，我国拥有较多低渗、特低渗透油气田，例如吐哈、长庆、吉林、玉门等油田，这些巨型低渗透油田以及衰竭油气田为我国CCS项目工程的实施提供了契机，联合开展CO2地质封存和提高油气采收率的研究对我国的节能减排和石油开采均具有重要的意义。因此，具有封存资源禀赋的传统油气油服公司具有一定优势，看好中国石化与中石化油服等公司。

中长期来看，预计盐水层/海水封存将成为主流：由于二氧化碳驱油技术的经济效益，短期看油田封存是最好的选择，据全球碳捕集与封存研究院估计中国油气田容量约为80亿吨二氧化碳，考虑合适封存容量下不能完全满足长期需求，中长期看还是盐水层具有更大的封存潜力，虽然学界目前对中国地质封存潜力具体数值尚有争议，但均远超当前预测至2060年碳排放数值。此外，深部盐水层的分布与的分布相比更为广泛，更易与燃煤电厂等碳排放源匹配，根据环境保护部环境规划院和中国科学院武汉岩土力学研究所发表的论文看，中国较为适合封存二氧化碳的地点约62.08万平方公里，集中在西部及北部地区。而海洋存储也具有较大容量，并且可与可燃冰开采相结合提升存储经济性。因此中期来看，我们认为盐水层/海洋存储无疑将是重要的地质封存方案。

远期看，CO2矿石碳化具有较好的商业化前景：无论是何种CO2的地质封存方式，其仍只是“存”，具有一定泄露风险，且CO2暂时无法作为一种经济资源带入产业链实现利用，创造经济价值，因此我们认为长期来看，若能有低成本CO2利用技术取得突破，未来可将存储的CO2矿石转化为高附加值化工品/燃料，实现资源转化利用，商业化前景可期。

CCS成本与制造业空间远瞻：潜力巨大

我们看到不同的文献对于CO2捕集与封存成本（包括运输等成本）描述差异较大，主要由于当下CCS装置应用尚不普遍，与特定地点要素息息相关，包括化工厂/发电厂设施投资、电力资源与成本、燃料使用、气流排放二氧化碳浓度与压力、碳源与封存地距离、运送CO2的类型与规模、封存地的特质等，当前CCS技术成本仍具有不确定性。

综合部分文献，我们估算当前国内化工行业CCS技术平均成本约为403元/吨，其中碳捕捉/封存/运输成本占比分别为56%/24%/19%。结合Global status of CCS 2019预测，我们认为当下CCS技术处于快速迭代提升期，平均碳捕捉成本有望达到325元/吨，化工行业由于二氧化碳排放浓度偏高，成本可至227.5元/吨；结合European Zero Emission Technology and Innovation Platform等预测，碳封存当下主要以油气田封存以及深层咸水层为主，封存（包括监测）平均成本有望达到97.5元/吨；碳运输由于目前中国管路建设以及封存地建设尚不完备，运输距离可假设为300km及单吨运输成本假设为0.26元/吨/公里，运输成本约为78元/吨，合计为403元/吨。

图表: 不同类型电厂碳捕捉费用情况

资料来源：CNKI，中金公司研究部

图表: 化工行业CCS成本演变

资料来源：《Global status of CCS 2019》，European Zero Emission Technology and Innovation Platform, the National Petroleum Council, GCCSI process simulation for a 30 year asset life，中金公司研究部

我们依据中金各行业组测算的二氧化碳排放路径，测算了通过CCS技术可解决的排放量与市场空间，到2060年，CCS技术将处理近10.4亿吨二氧化碳，市场空间有望达到2596.4亿元。（除化工以外，2060年其他行业CCS技术成本按照平均成本261.8元/吨进行计算）

同时，这里仅计算了钢铁、化工、有色与水泥四大制造业通过节能减排等手段后，从经济角度出发需要CCS技术实现碳中和的空间（具体可参看研究部《碳中和经济学》报告），我们认为未来难以完全依靠光伏风电等清洁电力替代，火电调峰等需求有望继续保留，CCS空间有望继续扩大。根据CEADs（中国碳排放数据库），2017年，全国二氧化碳排放量为93.39亿吨，电力占比44%（大部分为火电），假设2060年需要保留20%的火电需求，那么需要通过CCS技术处理8.2亿吨二氧化碳，市场空间为2146.8亿元，合计市场空间约4743.2亿元。

另外，我们需要注意的是碳捕捉封存技术仅仅是延迟了二氧化碳的释放，并没有构建有效的碳循环，且其风险性因素当下难以辨明，因此其最佳角色是实现碳中和有效的辅助手段，实现二氧化碳捕捉后的利用（CCUS）才是全生命周期循环的碳中和技术，化工手段大有可为。

图表: 中国制造业CCS可解决的碳排放