碳中和背景下中國碳捕集、利用與封存項目經(jīng)濟效益和風險評估研究

劉牧心，梁 希，林千果

（1.華南理工大學廣州學院經(jīng)濟學院，廣東 廣州 510800；2.中英（廣東）CCUS 中心，廣東 廣州 510440；3.英國愛丁堡大學商學院，英國 愛丁堡 EH89JS；4.上海交通大學中英國際低碳學院，上海 201306）

2020年9月22日，中國國家主席習近平在第七十五屆聯(lián)合國大會上首次明確了中國將努力爭取到2060年實現(xiàn)碳中和的氣候目標。煤基工業(yè)行業(yè)開展二氧化碳（CO2）減排是未來推動實現(xiàn)碳中和的重要領(lǐng)域，而碳捕集、利用與封存技術(shù)（CCUS）是目前公認的唯一能夠在該領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)大規(guī)模減排的技術(shù)手段。中國早在2000年就開始了對CCUS技術(shù)的探索，然而目前所有已建成CCUS 項目均仍處于試點示范階段，缺少合理的商業(yè)模式是阻礙其大規(guī)模商業(yè)化的主要原因之一。過去許多學者針對CCUS 項目的商業(yè)模式展開了研究，但關(guān)注重點都是CCUS 技術(shù)的成本和利潤的估算，如Rubin 等人[1]研究分析了在燃煤電廠采用不同碳捕集技術(shù)時的成本；Simon 等人[2]評估了不同CO2運輸方式的成本；魏世杰等[3]利用學習曲線模型比較了CCUS 和可再生能源的平準化度電成本分析CCUS 項目的競爭力；鐘林發(fā)等[4]建立了基于煤化工廠的CCUS 項目整體經(jīng)濟性評價模型；王立健等[5]通過建立成本分析模型和技術(shù)經(jīng)濟評價模型評估燃煤電廠開展碳捕集對發(fā)電成本影響。隨著研究的深入，逐漸有學者意識到CCUS 項目和普通商業(yè)項目的區(qū)別，尤其是其重要的減排意義是無法直接用傳統(tǒng)投資評估方法進行衡量的，部分學者開始研究如何利用多種政策工具或金融工具衡量減排意義并支持CCUS項目的發(fā)展。林澤夫等[6]推算了碳稅政策對CCUS項目投資決策的影響；王許等[7]通過對CCUS 融資機制進行梳理，提過未來CCUS 融資的政策建議；張九天等[8]提出了CCUS 項目商業(yè)模式的考慮范圍應(yīng)當擴大到CCUS 的集群效應(yīng)和與其他能源行業(yè)的銜接。碳中和目標的提出，促進了碳排放外部成本實現(xiàn)內(nèi)部化，極大地提高了CCUS 技術(shù)的應(yīng)用前景，因此應(yīng)結(jié)合國外發(fā)展經(jīng)驗和中國CCUS 項目發(fā)展現(xiàn)狀，對CCUS 商業(yè)模式開展進一步的研究。尤其是應(yīng)當跳出傳統(tǒng)商業(yè)項目的局限，對傳統(tǒng)商業(yè)模式的概念進行一定的延伸，除了考慮成本、利潤、政策支持、金融支持外，還應(yīng)當關(guān)注CCUS 項目潛在的社會效益、環(huán)境效益和與其他市場或行業(yè)的相互作用，探索實現(xiàn)其大規(guī)模部署的正確道路。

1 CCUS 的意義和發(fā)展現(xiàn)狀

政府間氣候變化專門委員會（IPCC）第5 次評估報告認為[9]，假如不使用CCUS 技術(shù)，幾乎沒有任何氣候模式能夠?qū)崿F(xiàn)深度碳減排目標，且減排成本增加幅度預(yù)估將高達138%。國家應(yīng)對氣候變化戰(zhàn)略及國際合作中心和清華大學的研究顯示[10]，中國在深度減排情景下，在2050年累計需要捕集270 億t CO2，目前中國CCUS 項目年捕集總量約170 萬t，未來急需擴大CCUS 項目部署。

作為一項新興的減排技術(shù)，在發(fā)展初期必然離不開政府的支持與指導(dǎo)。早在2006年發(fā)布的《國家中長期科學和技術(shù)發(fā)展規(guī)劃綱要（2006—2020年）》中，中國就已將CCUS 列為中長期技術(shù)發(fā)展規(guī)劃的前沿技術(shù)，并得到國家科研資金的大力支持。根據(jù)公開資料整理，截至2020年10月，國家層面就發(fā)布了31 項明確推動CCUS 項目發(fā)展的規(guī)劃和方針，同時帶動了地方層面（省級、自治區(qū)和直轄市）也發(fā)布了41 項相關(guān)政策和方針（表1）。

表1 中國明確推動CCUS 項目發(fā)展的規(guī)劃與方針統(tǒng)計（截至2020年6月）Tab.1 The released plans and policies for promoting CCUS project development in China(up to June 2020)

中國CCUS 項目信息匯總見表2。中國目前已建成且在運行的CCUS 項目達21 個，年封存量約170 萬t。目前除中石油吉林油田-長嶺天然氣廠項目外，其他項目的設(shè)計捕集規(guī)模都小于40 萬t/a，且大部分小于10 萬t/a。所有項目都仍屬于試點階段，距離商業(yè)化仍有一定距離。

表2 中國CCUS 項目信息匯總①Tab.2 The CCUS projects in China

所有項目的主要資金來源均為企業(yè)自有資金投資，除個別項目爭取到了地方政府的政策或資金支持或國內(nèi)外研發(fā)贈款外，所有項目都沒有撬動金融機構(gòu)參與CCUS 項目。

同時，項目利用CO2產(chǎn)生經(jīng)濟回報的手段單一：1）除8 個油氣行業(yè)投資建設(shè)的項目將CO2用于氣驅(qū)強化采油（CO2-EOR），其他項目均無法利用CO2產(chǎn)生較高收益；2）有4 個項目選擇將CO2進行咸水層封存的示范，沒有產(chǎn)生任何收益；3）有7 個項目選擇直接將捕集到的CO2拿到市場進行銷售，但由于CO2銷售價格較低、銷售價格波動較大、市場規(guī)模較小等原因，該方式無法為CCUS 項目提供較高的穩(wěn)定收益，也無法成為未來大規(guī)模利用CO2的方式；4）有2 個項目將捕集到的CO2提供給企業(yè)集團下屬的其他產(chǎn)業(yè)加以利用，收益不定。

2 CCUS 的商業(yè)模式

2.1 CCUS 商業(yè)模式的特點

傳統(tǒng)的商業(yè)模式最基本的意義可以概括為一種能為企業(yè)帶來利潤的模式，即企業(yè)為了盈利，通過確定目標市場、明確價值鏈、優(yōu)化成本和收入結(jié)構(gòu)，為客戶提供價值的過程。

現(xiàn)代社會的發(fā)展對企業(yè)商業(yè)模式提出了更高的要求，企業(yè)需要通過不斷優(yōu)化核心資源配置、提高自身核心競爭力、準確把握市場動態(tài)、制定合理的競爭策略等方式進行商業(yè)模式的動態(tài)調(diào)整才能實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。然而，商業(yè)模式的概念雖然不斷豐富，但本質(zhì)上仍是企業(yè)追求利潤的邏輯支撐。

CCUS 項目最大的價值就在于其無可替代的減排能力。由于目前我國沒有明確的碳稅政策，全國碳市場也處于起步階段，無法從經(jīng)濟上合理衡量該部分減排能力，也導(dǎo)致了CCUS 項目難以迎合商業(yè)模式概念的本質(zhì)，許多企業(yè)和潛在的投資者對其望而卻步。然而，上述問題并不是CCUS 項目所特有，可再生能源項目在發(fā)展初期同樣遇到了這些問題。在政府不斷增強的政策支持下，中國可再生能源在能源消費中的比例逐年上升，逐漸克服了上述困難并呈現(xiàn)了良好的發(fā)展態(tài)勢。

CCUS 項目大規(guī)模部署的重要價值就是潛在的社會效益。CCUS 項目涉及產(chǎn)業(yè)鏈廣，對各產(chǎn)業(yè)的發(fā)展也具有帶動作用，如開采業(yè)、能源基礎(chǔ)設(shè)施制造業(yè)、金屬制造業(yè)、其他服務(wù)業(yè)、機械工業(yè)、交通運輸業(yè)等部門，項目投資可以通過直接和間接方式創(chuàng)造就業(yè)崗位，對緩解就業(yè)壓力發(fā)揮著重要作用。

2.2 CCUS 商業(yè)模式的探討

全球來看，大型一體化CCUS 項目（捕集規(guī)模超過50 萬t/a）總計19 個（表3），僅包括中石油吉林油田-長嶺天然氣廠1 個中國項目。

表3 全球大型一體化CCUS 項目[12]Tab.3 The global large-scale CCUS projects[12]

從商業(yè)模式的角度分析，國外項目與中國的試點項目相比，除3 個建成較早的項目依靠能源企業(yè)自身投資外，這些大型一體化項目的成功運行還包括以下特點：1）多家企業(yè)聯(lián)合投資或成立合資公司，有利于增加投資規(guī)模，分攤風險；2）CO2-EOR技術(shù)利用更為普遍，19 個項目中有16 個項目都開展了CO2-EOR，該技術(shù)被認為是目前可以為CCUS項目提供經(jīng)濟回報的最好CO2利用方式；3）激勵政策多樣，有7 個美國的項目通過45Q 政策提供稅收獎勵，有4 個項目通過碳市場/碳稅提供配額/碳稅減免的獎勵；4）有16 個項目的CO2來源為高濃度碳排源（天然氣廠、煉化廠等），該類排放源初始煙氣中的CO2濃度較高，捕集成本較低，僅有3 個項目CO2來源為燃煤電廠和鋼鐵廠的低濃度排放源；5）有13 個大型CCUS 項目在落地的進程中都得到了政府的資金支持。

從表3 可以看出，國外CCUS 項目的投資方式呈現(xiàn)了由企業(yè)自籌到政府資助、企業(yè)聯(lián)合投資或成立合資公司投資的趨勢，并有個別項目開始嘗試采取更多的金融方式進行融資，如銀行貸款。投資方式的演變體現(xiàn)了CCUS 項目組織架構(gòu)調(diào)整帶來的風險降低，有利于吸引更多投資者進入。與此同時，CO2-EOR 技術(shù)的愈發(fā)成熟和政府配套的激勵政策對CCUS 項目提供了效益保障，也增強了投資者的信心。綜合來看，國外CCUS 項目的發(fā)展已經(jīng)初步建立了合理的商業(yè)模式，雖然尚不能完全脫離政府的干預(yù)和支持，但已經(jīng)可以為未來CCUS 項目的商業(yè)模式建立提供指導(dǎo)方向。

對中國而言，碳中和目標的提出對煤基行業(yè)的低碳能源轉(zhuǎn)型提出了更高的要求，也為CCUS 的發(fā)展開拓了更廣闊的空間。為實現(xiàn)2060年碳中和的目標，應(yīng)借鑒國外CCUS 項目的建設(shè)經(jīng)驗，以“技術(shù)創(chuàng)新帶動商業(yè)模式發(fā)展”的形式逐步有序地開展CCUS 項目部署。

首先，應(yīng)大力發(fā)展新型碳捕集技術(shù)，積極推動CCUS 項目成本下降。在CCUS 產(chǎn)業(yè)鏈中，碳捕集環(huán)節(jié)的成本約占總成本的70%以上，而在不同行業(yè)開展碳捕集項目的成本因技術(shù)流程、捕集技術(shù)成熟度、初始煙氣中CO2濃度等參數(shù)的不同而有所差異。短期內(nèi)應(yīng)聚焦天然氣加工廠、乙醇廠、煉化廠等高濃度排放源，但由于該類排放源碳排放總量較小，中長期來看還是應(yīng)當積極促進燃煤電廠、鋼鐵廠、水泥廠的碳捕集成本下降。

其次，應(yīng)積極發(fā)展CO2利用技術(shù)。目前較為成熟的利用技術(shù)是CO2-EOR。據(jù)研究，中國已開展的CO2-EOR 項目平均可以提高10%～20%的采收率，且中國的封存潛力巨大，未來大規(guī)模開展CO2-EOR技術(shù)可在實現(xiàn)較大收益的前提下實現(xiàn)CO2永久封存，同時還需積極探索并發(fā)展CO2封存監(jiān)測技術(shù)，為CO2長期封存提供可靠的保障。

最后，在技術(shù)創(chuàng)新帶來的低成本、低風險和高回報的基礎(chǔ)上，鼓勵產(chǎn)學研金合作，帶動更多企業(yè)和人才參與CCUS 項目，推動CCUS 市場的形成，逐步完善CCUS 項目的商業(yè)模式。

對企業(yè)而言，雖然目前多家大型能源企業(yè)已經(jīng)自籌資金開展了對CCUS 項目的探索，但更多的企業(yè)對CCUS 仍持觀望態(tài)度，主要認為CCUS 項目高成本、高風險和收益不穩(wěn)定的特點無法保障企業(yè)的根本利益。因此，本文將以廣東省沿海某市的某超超臨界燃煤電廠為例，探究當前經(jīng)濟環(huán)境下開展百萬噸級CCUS 項目可行性。燃煤電廠屬于低濃度排放源，捕集難度大，成本相對較高，該案例具有代表性，可以為相關(guān)企業(yè)開展CCUS 項目提供參考。

3 CCUS 項目經(jīng)濟效益分析—以廣東某燃煤電廠為例

為了助力實現(xiàn)碳中和目標，加快CCUS 項目建設(shè)，針對目前國內(nèi)CCUS 項目商業(yè)模式發(fā)展現(xiàn)狀，即在項目投資單一、缺少碳稅政策和碳價支撐的情況下，能源企業(yè)是否可以展開大規(guī)模CCUS 項目研究，以廣東省沿海某市的某超超臨界燃煤電廠為例，利用傳統(tǒng)項目評估方法——凈現(xiàn)值法探究CCUS 項目建設(shè)的可行性，揭示影響其發(fā)展的主要因素。

廣東省2019年生產(chǎn)總值達10.76 萬億，是中國首個10 萬億大省，占全國經(jīng)濟總量的10.8%。與此同時，廣東省也是碳排放大省，年均排放量占全國總排放量的10%以上。廣東省具有良好的工業(yè)產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)，同時形成了以大亞灣為代表的工業(yè)產(chǎn)業(yè)集群，具有良好的開展碳捕集項目的條件；同時，廣東省毗鄰珠江口盆地，擁有極大的CO2驅(qū)油和封存潛力。

該電廠有2 臺1 000 MW 燃煤機組，年碳排放量約為300 萬～400 萬t。擬在該電廠開展年捕集量為100 萬t 的碳捕集項目。根據(jù)前期研究[13]，在距該電廠200 km 處的珠江口盆地有一海上注水開發(fā)后期的油田，該油田目前已無法通過常規(guī)注水開發(fā)方式進行石油開采，但具有良好CO2-EOR 潛力，所有油井所在的油氣平臺及相關(guān)管道具有改造再利用潛力。該油田井網(wǎng)布局為一口注入井向四口生產(chǎn)井，其中采出井20 口，注入井5 口。根據(jù)公開資料顯示，目標油田總地質(zhì)儲量超過6 000 萬t，截至2010年，采出比約為0.38，CO2封存能力超過2 280 萬t，符合項目封存需求。聯(lián)合上述燃煤電廠的碳捕集項目與該油田的CO2-EOR 項目，開展CCUS 一體化項目的經(jīng)濟效益分析，為未來大規(guī)模部署CCUS 示范項目提供借鑒。

3.1 成本分析

可將該項目分為2 部分：一是燃煤電廠的碳捕集項目，另一個是油氣田的CO2-EOR 項目。碳捕集項目不產(chǎn)生任何收益，因此可將捕集成本放入CO2-EOR 項目的運行成本中進行考慮。根據(jù)文獻[11]的研究結(jié)果，目前中國燃煤電廠CO2捕集成本約為300～450 元/t，短期內(nèi)開展碳捕集項目的成本應(yīng)仍處于高位，因此選擇450 元/t 作為該項目的捕集成本。

將該項目的成本分為2 部分：一是CO2-EOR 項目的資本成本，包括現(xiàn)有油氣注入和采出設(shè)備新建/改造成本、運輸管道建設(shè)成本；二是運行成本，包括CO2捕集成本、CO2-EOR年運行成本、監(jiān)測成本及油氣生產(chǎn)和銷售的納稅。項目收入也可分為2 部分：一是原油銷售，二是CO2減排作為國家核證自愿減排量（CCER）在碳市場中的交易。

需要說明的是，本案例將捕集到的CO2視為CO2-EOR 項目的外購資源，因此在資本成本中不單獨列出碳捕集項目的資本成本。CO2捕集項目的資本成本和運行成本換算成單位CO2的捕集成本，均攤到CO2-EOR 運行成本中的捕集成本。該計算方式也符合未來高排放企業(yè)和油氣企業(yè)共同開發(fā)CCUS 項目的模式，即相當于油氣企業(yè)向碳捕集企業(yè)購買CO2。

3.2 參數(shù)設(shè)定

3.2.1 項目參數(shù)

項目設(shè)計運行年限25年，建設(shè)期1年，前期可行性研究成本為1 000 萬元，石油銷售價格根據(jù)2020年前三季度的國際油價均價定為49.59 美元/桶（324.81 元/桶），碳價格根據(jù)2020年上半年廣東省碳市場交易均價定為21.7 元/t（前三季度成交量389.64 萬t，成交額8 455.40 萬元）。

3.2.2 原油產(chǎn)量

Algharaib 等人[14]認為在美國進行CO2-EOR 項目時，每注入0.3 t CO2可驅(qū)替1 桶原油；文獻[4]針對陜西延長油田的CO2-EOR 項目進行研究，認為每注入0.58 t CO2可驅(qū)替1 桶原油?？紤]到CO2-EOR 技術(shù)在美國的成熟度要高于中國，因此本研究采用0.58 t CO2/桶的驅(qū)油比。則總的年原油產(chǎn)量約為172.41 萬桶，項目現(xiàn)有可利用生產(chǎn)井16 口，單井年產(chǎn)量8.62 萬桶。

3.2.3 設(shè)備改造成本

美國能源部的研究[15]認為CO2-EOR 項目的單井改造成本約為1 200 萬美元，延長石油CO2-EOR項目成果顯示陸上的單井改造成本約為500 萬元。美國和中國單井改造成本的差異較大，主要原因是中國具有較低的人力成本和設(shè)備制造成本?？紤]本項目為離岸封存設(shè)備改造，難度比陸上封存項目更高，因此采用1 500 萬元為單井改造費用。目標油田共有25 口油井需要改造，共計花費37 500 萬元。

3.2.4 管道建設(shè)成本

根據(jù)Serpa 等人的研究[16]，100 萬t年捕集規(guī)模的CCUS 項目的管道運輸建設(shè)成本約為每t CO20.28 元/km，因此總建設(shè)成本約為5 600 萬元。

3.2.5 監(jiān)測成本

目前對于監(jiān)測成本的計算未有定論，Benson 等人[17]認為陸上CO2-EOR 項目的監(jiān)測成本約0.1 美元/t（以CO2計，下同）；而Vidas 等人[18]認為監(jiān)測成本不確定性太高，在未進行大規(guī)模CCUS 項目部署時，監(jiān)測成本約為4.06 美元/t。綜合考慮海上CO2-EOR 項目的監(jiān)測難度和中國人力成本的優(yōu)勢，本研究采用0.8 美元/t（5.24 元/t）作為監(jiān)測成本的計算參數(shù)，總監(jiān)測成本約為524 萬元。

3.2.6 運行成本

根據(jù)Kemp 的研究[19]，CO2-EOR 項目的運行成本為

式中：Coperating為運行成本；CCAPEX為資本成本；Csite為可行性研究成本；Cretrofit為油氣設(shè)備改造成本；Cpipeline為運輸管道建設(shè)成本。

3.2.7 稅率

從事石油生產(chǎn)應(yīng)繳納資源稅、石油特別收益金以及增值稅。資源稅稅率為6%；中國石油特別收益金起征點已調(diào)整為65 美元/桶（425.75 元/桶），按照目前油價并不適用，但未來油價趨勢仍有不確定性；增值稅稅率為17%。為簡化計算，將該項目的稅率折合為25%。

3.2.8 實際減排量

注入地層中的CO2并不能全部永久封存于地層中。根據(jù)NETL 研究[20]，注入的CO2約21%會隨石油開采重新返回地面。由于這部分CO2濃度低，不符合直接再次注入要求，因此不采用回收裝置進行回收，實際總封存量為注入總量的79%。

同時，由于項目新建了碳捕集、壓縮、運輸、注入等技術(shù)環(huán)節(jié)相關(guān)的設(shè)備，產(chǎn)生了額外的能耗（如電、熱），這部分能耗所產(chǎn)生的CO2排放應(yīng)從總減排量中予以扣除。根據(jù)Liang 等人[21]的研究，額外能耗產(chǎn)生的CO2排放約為總捕集量的20%。因此，實際年減排量應(yīng)為

式中：Cstored為實際封存量；Cpenalty為新建設(shè)備能耗產(chǎn)生的額外CO2排放。

結(jié)合目前廣東省碳交易市場的碳價21.7 元/t，該項目CO2減排收益約為1 371.44 萬元/a。

根據(jù)上述參數(shù)，建立CCUS 項目經(jīng)濟評估模型，見表4。

表4 廣東某燃煤電廠開展CCUS 項目經(jīng)濟收益分析Tab.4 Economic analysis of CCUS project in a coal-fired power plant in Guangdong

3.3 敏感性分析

該項目總投資 44 100 萬元，年運行成本49 934 萬元，年收益57 956.59 萬元，項目經(jīng)過1年建設(shè)期后持續(xù)運營25年，最終內(nèi)部收益率（IRR）為13.01%，凈現(xiàn)值（NPV）為3 091.72 萬元，可以實現(xiàn)盈利。在該項目中，CO2捕集成本占總運行成本的90.11%，但捕集成本的降低需要更多CCUS 示范項目的不斷落地以促進技術(shù)革新和成本下降，具有極強的不可預(yù)見性，因此不對此參數(shù)進行敏感性分析。收益的主要來源是原油銷售和CO2減排價值，因此可以針對這2 個參數(shù)進行敏感性分析。考慮CCUS 項目的整體發(fā)展仍處于示范期，整體風險較高，本研究采用的貼現(xiàn)率也較高。未來隨著CCUS項目的大規(guī)模部署，投資風險會逐漸降低，對不同貼現(xiàn)率下項目收益情況也有一定的研究意義。

保持其他參數(shù)不變，利用@risk 軟件對上述3 個參數(shù)的敏感性進行分析。

隨著原油價格上漲，項目凈現(xiàn)值呈較快增長水平（圖1），項目可實現(xiàn)盈利的臨界油價約為48.8 美元/桶（319.64 元/桶）。假設(shè)原油價格恢復(fù)到2018年70 美元/桶水平，項目凈現(xiàn)值可達140 052.54 萬元，內(nèi)部收益率53.25%。

圖1 原油價格與項目凈現(xiàn)值的關(guān)系Fig.1 The relationship between oil price and NPV

隨著碳市場的發(fā)展和碳價的提升，項目凈現(xiàn)值呈現(xiàn)較快增長水平（圖2），項目可實現(xiàn)盈利的臨界碳價為13.38 元/t。

圖2 碳價與項目凈現(xiàn)值的關(guān)系Fig.2 The relationship between carbon price and NPV

假設(shè)未來全國碳市場建設(shè)和碳定價機制更加完善，碳價達到100 元/t 時，項目凈現(xiàn)值可達32 200.9 萬元，內(nèi)部收益率21.90%。

隨著CCUS 相關(guān)技術(shù)更加成熟、更多的投資者加入、監(jiān)管政策和相關(guān)法律法規(guī)更加完善，CCUS 項目的風險能不斷降低，并適用于更低的貼現(xiàn)率（圖3），隨著貼現(xiàn)率的降低，凈現(xiàn)值呈現(xiàn)較快增長。假設(shè)按照一般大型能源工程類項目的貼現(xiàn)率8%計算，項目凈現(xiàn)值可達20 129.5 萬元。

圖3 貼現(xiàn)率與項目凈現(xiàn)值的關(guān)系Fig.3 The relationship between discount rate and NPV

4 結(jié)論與建議

根據(jù)科技部CCUS 路線圖研究，中國在2030年前的碳減排將主要依靠大力發(fā)展節(jié)能增效和可再生能源技術(shù)，尤其是可再生能源在發(fā)展初期得到了國家政策的大力支持。相較于可再生能源，CCUS 技術(shù)的適用性存在一定前提，即主要針對依賴化石能源的工業(yè)行業(yè)，有觀點認為未來可再生能源技術(shù)的發(fā)展推動其成本下降，將比CCUS 技術(shù)更具競爭力。然而，在碳中和目標的驅(qū)動下，CCUS 技術(shù)與可再生能源技術(shù)應(yīng)該是合作關(guān)系，而不是單純的競爭關(guān)系。在中國短期內(nèi)無法脫離化石能源和可再生能源技術(shù)無法滿足到2060年前實現(xiàn)全行業(yè)碳中和目標的前提下，CCUS 技術(shù)已然成為未來中國實現(xiàn)氣候經(jīng)濟社會轉(zhuǎn)型的必要技術(shù)。

目前中國CCUS 項目的商業(yè)模式尚未完全建立。根據(jù)對全球在運行的大型一體化CCUS 項目商業(yè)模式進行分析，建議未來中國CCUS 項目商業(yè)模式的建立應(yīng)考慮：

1）完善激勵政策，加快CO2-EOR 項目發(fā)展，同時積極支持可永久減排且具有高附加值的新型CO2利用技術(shù)研發(fā)；

2）加快全國碳市場建設(shè)，將CCUS 納入CCER機制，利用碳價對CCUS 項目提供支持；

3）積極引導(dǎo)能源相關(guān)企業(yè)及低碳投融資機構(gòu)參與CCUS 項目，加強合作，降低項目風險；

4）鼓勵產(chǎn)學研金合作，企業(yè)聯(lián)合投資或成立合資公司共同運營，分攤項目風險；

5）加強人才培養(yǎng)，促進技術(shù)進步，提高創(chuàng)新能力。

對廣東省某燃煤電廠的CCUS 項目經(jīng)濟評估結(jié)果顯示，即使在CCUS 項目仍被認為存在較高風險的情況下，當前較低的原油售價和碳市場交易價格仍能支持百萬噸級的CCUS 項目實現(xiàn)盈利。在假定捕集成本固定的情況下，油價和碳價將對項目收益產(chǎn)生極大影響。

展望未來，CCUS 項目的收益有望穩(wěn)步提升，主要得益于3 個方面：

1）在碳中和目標的影響下，中國必將開展更多CCUS 項目的部署，一定會推動碳捕集技術(shù)的創(chuàng)新發(fā)展和捕集成本的下降；

2）全國碳市場的建設(shè)進入第2 階段，更多的行業(yè)被納入，碳價有望持續(xù)上漲；

3）后疫情時代全球經(jīng)濟實現(xiàn)復(fù)蘇，原油價格有望增長。中國已經(jīng)迎來CCUS 技術(shù)發(fā)展的關(guān)鍵時間節(jié)點，因此應(yīng)盡快完善CCUS 項目商業(yè)模式，加快具有高附加值CCUS 項目部署，助力碳中和目標的實現(xiàn)。