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读懂CCUS
碳捕集、利用与封存（CCUS）
是目前实现化石能源低碳化利用的唯一技术选择，也是我国实现“双碳”目标所必须采用的关键技术。
本文系统介绍CCUS概况与现状，预测我国国内市场空间或达5600亿元，提出商业化发展仍需政策和资金支持，并分享目前相关布局公司，以飨读者。
•
CCUS是实现温控&碳中和目标的必要手段。
CCUS（carbon capture, utilization, and storage）是碳捕集利用与封存的简称；是指将二氧化碳从工业生产、能源利用或大气中分离出来，并加以利用或注入地层以实现永久减排的过程。联合国指出，现有减排措施未能满足《巴黎协定》温控目标，而CCUS是实现目标的必要技术手段。各国对CCUS重视程度不断提升，我国科技部赋予其战略储备技术定位；
23年11月中美《阳光之乡》声明中提到两个将至少推进5个CCUS合作项目。
•
各环节技术发展节奏不一，北美较为领先，我国仍处示范阶段&央企主导。
CCUS涵盖CO₂ 捕集、运输、利用及封存一系列技术，各环节技术发展水平参差。截至2022年底全球在运行的CCUS项目共有65个，CO2捕集规模约4100万吨/年。全球正在运行的CCUS项目中北美/欧洲占全球捕集能力的61%/14%，除大型油气企业外，CCUS参与方背景逐渐丰富。
截至2022年底，我国已投运和规划建设中的CCUS示范项目已接近百个，主要由政府&央企主导；
捕集能力约为400万吨/年，注入能力约200万吨/年，分别较2021年提升33%和65%左右。趋势上看，我国CCUS示范项目规模大幅增加，
覆盖行业逐渐由油气扩大到火电、钢铁、水泥等高排放&减排难行业，
且将于10年内大批量落地。
•
我国23亿吨年需求，5600亿元市场。据国际能源署预测，在可持续发展情景下2030年全球CCUS捕集需求或达到56.4亿吨，到2070年或达104亿吨。
到2070年，天然气、生物质、煤炭将成为CCUS技术的最大需求方，在捕集的二氧化碳中，约91.5%被封存，仅有少数得到利用。据《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告》预测，在碳中和目标下，
我国到2060年对CCUS的理论需求约为23.5亿吨/年，以239元的的保守碳价估算，即为5616亿元的市场规模。
成本方面，中国示范项目捕集成本整体处于全球中等偏低水平：煤&石油化工领域捕集成本相对较低，为105～250元/吨；电力和水泥捕集成本为200～600元/吨CO2和305～730元/吨CO2，但整体均低于国外约350～977元/吨CO2和686～1280元/吨CO2的捕集成本。对比目前约70元的吨碳价，我国CCUS技术成本离商业化应用仍待大幅下降。
•
CCUS技术仍处其发展早期，仍需国家政策&资金层面支持。
我国理论CO2地质封存容量约为1.21～4.13万亿吨，可充分满足我国巨大的封存需求；但目前我国源汇匹配不佳，需国家层面统筹细化汇源匹配。截至22年底，我国已发布70余项 CCUS 相关的政策文件，但具体针对非央企的资金支持仅有央行发行的碳减排贷款。相比之下，欧洲发放总额100亿欧元的Horizon2020基金&HorizonEurope基金，美国45Q法案以阶梯定价直接补贴先进控排技术企业，
我国对于CCUS的资金支持仍待提高。
CCUS可有效提高油气采收率，此外，发展CCUS技术将大幅降低企业减排成本，进一步促进我国碳市场发展的同时推进碳中和进程；同时CCUS有利于制氢、石化等行业提高作业效率。标的方面，建议关注积极布局CCUS技术的广汇能源、龙净环保等。
CCUS（carbon capture, utilization, and storage）是碳捕集利用与封存的简称。是指将二氧化碳从工业生产、能源利用或大气中分离出来，并加以利用或注入地层以实现永久减排的过程。
CCUS通过减少温室气体排放进入大气及捕捉空气中已有的温室气体推进碳中和进度，以缓解气候变化。
碳中和好比一座天平，两端分别是碳源（碳排放）和碳汇（碳去除），寻求正负抵消。通过清洁能源转型和节能技术等途径减少碳排放远远不够，CCUS可以通过捕集大量排放的二氧化碳从而减少排放量，同时负排放技术还可以移除已经存在于大气中的温室气体。
1.2
CCUS是实现《巴黎协定》温控目标
的
必要技术手段，我国赋予其
战略
储
备技术定位
现有减排措施未能满足《巴黎协定》全球温控目标。大量温室气体排放尤其是二氧化碳排放导致全球气温上升已成为各国共识。根据国际能源署公布的数据，截至2023年全球平均地表温度已经比工业化前水平高出约
1.2°C，
引发了热浪和其他极端天气事件，而温室气体排放尚未达到峰值，2022年全球温室气体排放量再创新高，达到
574亿吨
二氧化碳当量。为实现全球温控目标，采取有效措施降低碳排放已刻不容缓。联合国环境规划署最新发布的《排放差距报告》发现，
2
030年预计排放量必须下降28-42%，
才能走上《巴黎协定》中提出的升温2°C或1.5°C的路径。
CCUS重要性逐渐凸显，中美两国声明将至少推进5个合作项目。截至 2022 年 7 月，世界有 137 个国家或地区提出或正在研究提出净零排放目标，覆盖全球 83%的碳排放、91%的 GDP。各国普遍采取的减排措施主要有提高能效、发展可再生能源、拓展新型碳汇等。但仅采取这些措施，实现上述温控目标难度依然较大。在此背景下，CO2捕集利用与封存技术（CCUS）的作用和价值愈加凸显。IPCC 第六次评估报告显示，
CCUS技术是实现全球气候目标不可或缺的减排措施。
2021 年以来，国内能源企业积极部署 CCUS全产业链技术研发和产业示范；
2023年11月15日，中美两国发表了关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明，
声明提到，到2030年，两国争取各自推进至少5个工业和能源等领域碳捕集、利用和封存（CCUS）大规模合作项目。
CCUS通过利用二氧化碳提升经济效益。碳捕集与封存是种成本相对昂贵的工艺，这使得在碳定价足够高的地方进行碳捕集才具有经济上的意义，目前CCUS项目主要商业应用为地质封存和提高石油采收率两方面，碳利用让廉价的二氧化碳能用于生产高价值的化学品，以抵消捕集作业所花费的成本。
1.2.2 科技部定位CCUS为
“可实现
化
石能源大规模低碳利用的
战略储备技术”
科技部编写CCUS技术发展路线图将CCUS技术定位为“可实现化石能源大规模低碳利用的战略储备技术”。如今随着应用场景的拓展，CCUS技术已经成为中国碳中和技术体系的重要组成部分，
是化石能源近零排放的唯一技术选择、钢铁水泥等难减排行业深度脱碳的可行技术方案、未来支撑碳循环利用的主要技术手段。
我国CCUS政策工具类型愈加丰富。
据21世纪议程管理中心、全球碳捕集与封存研究院、清华大学联合发布的
《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2023）》
表示，随着碳达峰碳中和“1+N”政策体系的建立，我国CCUS 政策体系也初具雏形。据不完全统计，截至 2022 年底，我国已发布
70 余项 CCUS 相关的政策文件，
涉及规划、标准、路线图、技术目录等。2021年，CCUS技术被首次写入中国经济社会发展纲领性文件《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》。随后，《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》，以及各部委和地方政府出台的碳达峰碳中和相关政策文件，均对CCUS技术研发、标准和融资等方面做出了积极部署。
多数政策重点支持CCUS技术研发与示范，与此同时涉及技术标准、投融资方面的政策条款逐渐增多。
《气候投融资试点方案》《绿色债券支持项目目录（2021年版）》等投融资政策均包含了CCUS相关技术；《国家标准化发展纲要》《科技支撑碳达峰碳中和实施方案》《关于加快建立统一规范的碳排放统计核算体系实施方案》《碳达峰碳中和标准体系建设指南》均提出完善和推动CCUS技术标准体系和相关研究工作。
行业方面，CCUS支持性政策从电力、油气等行业扩展至更多难减排工业行业。
《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）》《工业领域碳达峰实施方案》《减污降碳协同增效实施方案》等均对钢铁、水泥等难减排工业行业提出了CCUS技术应用目标。
区域方面，地方政府陆续发布正常进行部署。
地方政府加强对CCUS技术发展支持，省级碳达峰碳中和政策文件强化CCUS技术部署。截至2022年底，已有十余个省、直辖市、自治区发布了碳达峰碳中和相关意见或工作方案，结合区域特点从不同角度对CCUS技术研发与推广进行了部署。
1.3
CCUS涵盖CO2捕集技术、运输技术、
利用技术以及地质封存技术
1.3.1 CCUS可细分为碳捕集与封存、碳捕集与利用
碳捕集与封存
（Carbon capture and storage， 简称
CCS
）指把工业产生（例如由燃烧化石燃料或是生物质所产生者）相对纯净的二氧化碳分离后，加以处理，再运输到某些地点长期封存。
碳捕集与利用
(Carbon capture and utilization，简称
CCU
) 和CCS有时被统称为CCUS。两者之间的区别在于后者把所捕集的碳提出"利用"的概念——例如用于提高原油采收率（简称EOR）、具有制造液体燃料的潜力，或制造有用的消费产品（例如塑料）。
1.3.2 CCUS技术体系总体仍待完善，降低捕集成本是产业化关键
CCUS技术体系涵盖CO2捕集技术、运输技术、利用技术以及地质封存技术。随着技术推陈出新，这一技术体系正在逐步完善和丰富。
CO2捕集技术：
CO2捕集指捕捉空气中的二氧化碳，包括燃烧前后的吸收技术、吸附技术等。CO2捕集技术正在由第一代向第二代过渡，第三代技术也开始崭露头角。第一代捕集技术是指现阶段已完成工程示范并投入商业运行的技术，如传统的燃烧后化学吸收技术、燃烧前物理吸收技术等。第二代捕集技术是指能够在2025年进行商业部署的捕集技术，如基于新型吸收剂的化学吸收技术、化学吸附技术等。第三代捕集技术又称变革性技术，是指能够在2035年开始投入商业运行的技术，如化学链燃烧技术等。
CO2运输技术：
CO2运输包括罐车运输、船舶运输、陆地管道和海底管道。CO2运输技术正由传统的罐车和船舶运输向陆上管道和海底管道运输发展。中国CO2输送管道在输量、管径、距离等方面呈现规模化趋势，管输规模突破百万吨，管输压力迈入超临界范围，管输经济优势日渐明显。
CO2利用技术：
CO2利用包括化工与生物利用、地质利用。CO2利用技术正在由较早的CO2地质利用实现能源资源增采，如CO2强化石油开采（CO2-EOR）、强化煤层气开采（CO2-ECBM）等，向CO2化工利用和生物利用拓展，逐步实现高附加值化学品合成、生物产品转化等绿色碳源利用方式。
CO2封存技术：
CO2封存按照地质封存体的不同，可分为陆上咸水层封存、海上咸水层封存、枯竭油气田封存等。近年来，中国部分企业开始探索离岸封存的可行性，为未来沿海地区CO2大规模封存探路。除上述CCUS技术环节外，CCUS框架内的技术耦合集成形成了若干新兴的技术概念，如CO2捕集-转化一体化、CO2捕集-矿化一体化等。这些技术能够在不同尺度实现能量集约利用，进而降低CCUS技术的减排成本。
捕集技术突破是 CCUS 产业化的重点和难点。
捕集能耗约占 CCUS 全过程总能耗的 60%~70%，捕集成本约占总成本的70%-80%，因此如何降低捕集的能耗和成本是 CCUS 产业化的关键。常用的捕集技术分为
化学捕集和物理捕集两类。
化学吸收法、低温甲醇洗法、低温精馏法、变压吸附法的技术相对比较成熟，且已应用于天然气脱碳，以及煤化工、煤电、炼钢等行业不同浓度的 CO2捕集，但现阶段能耗和成本依然较高，无法支撑 CCUS 大规模发展。而化学吸附法、膜分离法技术则处于中试或示范阶段。
在传统CCUS之外，CCUS技术体系拓展出生物质能碳捕集与封存技术和直接空气捕集技术。
生物质能碳捕集（BECCS）技术
是指将生物质燃烧或转化过程中产生的CO2进行捕集、利用或封存的过程。
直接空气捕集（DAC）
技术是指从大气中直接捕集CO2，并将其利用或封存的过程。在新的应用场景与深度减排需求下，CCUS技术的内涵和外延不断丰富与拓展。捕集源由传统的能源/工业设施，逐步拓展至生物质和空气等中性碳源，由此形成的BECCS和DAC技术已经成为实现气候目标的必要手段和CCUS技术的重要组成，同时还可以移除已经存在于大气中的温室气体，为未来实现碳中和目标提供托底技术保障。
1.4
持续发展条件下
二氧化碳捕集需求逐步增加
1.4.1 2070年全球CCUS年捕集需求或达104亿吨
据国际能源署预测，在可持续发展情景下2030年全球CCUS捕集需求或达到56.4亿吨，到2070年或达104亿吨。
到2070年，天然气、生物质、煤炭将成为CCUS技术的最大需求方，在捕集的二氧化碳中，约91.5%被封存，仅有少数得到利用。在该假设下，能源部门的全球二氧化碳排放量将在2070年前净降至零，CCUS的贡献随着时间的推移而增长，并扩展到全球能源系统的几乎所有部分。联合国欧洲经济委员会的国家需要在
2050年前将对化石燃料的依赖从80%以上减少到50%左右，
并实现显著的负碳排放。在可持续发展情景中，CCUS的最初重点是
改造化石燃料发电厂和工业工厂。
到2030年，捕获的二氧化碳有一半以上来自改造后的已有设备。联合国欧洲经济委员会地区的国家需要在2050年前减少或捕获至少900亿吨的二氧化碳排放量，才能实现《巴黎协定》将排放量限制在与全球变暖不到2摄氏度的目标。
1.4.2 2060年我国CCUS年需求或达23.5亿吨
碳中和目标下，我国CCUS需求将随着时间推移大幅增加。据中国21世纪议程管理中心、全球碳捕集与封存研究院、清华大学共同撰写的《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告》，在综合分析CCUS技术在全行业的应用及其未来减排需求后，该报告预测
碳达峰碳中和目标下中国CCUS减排需求为：
2025年约为2400万吨/年
（1400～3100万吨/年），
2030年将增长到近1亿吨/年
（0.58~1.47亿吨/年），
2040年预计达到10亿吨/年左右
（8.85～11.96亿吨/年），
2050年将超过20亿吨/年
（18.7～22.45亿吨/年），
2060年约为23.5亿吨/年
（21.1～25.3亿吨/年）。
分行业看，火电行业将是CCUS的应用重点。
考虑到中国目前的发电装机容量和能源安全的硬约束，火电行业预计2060年可通过CCUS实现约10亿吨/年的CO2减排量；
钢铁、水泥、化工等行业
在提高生产效率和达到生产峰值后将仍有部分CO2需要通过CCUS实现减排；到碳中和前夕，国内仍将有一部分温室气体排放无法通过常规技术手段完成减排，BECCS、DAC技术预计将贡献5～8亿吨/年的CO2移除量。
2
现状：全球项目规模快速扩张，
我国仍处示范阶段
2.1
全球CCUS项目规模呈持续扩张态势，
北美暂时领先
2.1.1 现有项目中，北美/欧洲占全球捕集能力的61%/14%
正在运行的项目整体呈现“一大多小”局面：
根据窦立荣等《全球二氧化碳捕集、利用与封存产业发展趋势及中国面临的挑战与对策》数据，截至2022年底，
北美
的项目数和捕集能力占比最大，分别为37%和61%，
欧洲
的项目数和捕集能力分别占14%和5%，
东亚
的项目数和捕集能力分别占22%和8%。正在建设和规划中的项目呈现北美和欧洲两强的局面：北美的项目数和捕集能力占比分别为39%和46%，欧洲的项目数和捕集能力占比分别为36%和34%，东亚的项目数和捕集能力占比均为6%。
截至22年底，全球现有CCUS项目65个，年二氧化碳捕集规模为4100万吨。
据睿咨得能源管理咨询公司（RystadEnergy）数据，截至2022年底全球在运行的CCUS项目共有65个，CO2捕集规模约4100万吨/年。截至2017年，全球来自工业碳源的CO2累计注入量约为2.2亿吨，排名前3的国家分别为美国、加拿大和挪威。
美国累计注入量约为1.53亿吨，
其中注入油藏用于提高采收率的CO2约为1.52亿吨，注入咸水层的约为0.01亿吨。
加拿大累计注入量约为0.38亿吨，
其中注入油藏用于提高采收率的CO2约为0.37亿吨，注入咸水层的约为0.01亿吨。
挪威累计注入量约为0.2亿吨，
全部注入咸水层。
美国政府相继出台多项法案，以促进CCUS产业化加速发展。
据孙海萍等《我国 CCUS 产业化发展前景分析与建议》研究表明，以美国45Q法案为例，采用递进式CO2补贴价格的设定方式为建造和运营CCUS项目的公司提供更大的税收抵免，有效刺激各方主体积极性，实施方式灵活多样，考核机制完善。2022年，美国政府在其《通胀削减法案》的框架内，对45Q法案进行了修改，CO2地质封存的补贴价格由50美元/吨调整为85美元/吨，CCUS-EOR的补贴价格由35美元/吨调整为60美元/吨。另外，美国能源部于2020年投入2.7亿美元支持CCUS项目，也极大地鼓励了各企业的积极性。
其他地区采取多样措施，推进CCUS建设。与美国不同，
欧洲对CCUS项目的支持体现在欧盟碳交易市场和各种基金。
欧洲Horizon2020基金，HorizonEurope基金以及总额为100亿欧元的欧洲创新基金为CCUS项目提供公共资金的支持。
澳大利亚于2011年通过清洁能源法案引入碳税机制，并于2012年生效。
在国际组织方面，油气行业气候倡议组织（OGCI）由全球12个能源公司组成，其气候投资基金管理价值超过10亿美元，旨在加速全球实施低碳解决方案，共同应对气候变化。目前成员公司参与了20多个潜在CCUS枢纽的建设，其中7个计划在2025年之前开始建设。
2.1.2 早期CCUS活动可追溯到20世纪，全球范围内已涌现多背景CCUS创业公司
美国&挪威早在20世纪便开始开展二氧化碳捕集活动。其中一些设施自20世纪70年代和80年代以来一直在运营，当时德克萨斯州瓦尔维德地区的天然气处理厂开始捕获CO2，并将其供应给当地石油生产商进行EOR操作。自这些早期项目以来，CCUS部署已扩展到更多地区和更多应用。
1996年，
挪威Sleipner海上气田委托实施了
第一个
具有专门二氧化碳储存和监测功能的大规模二氧化碳捕获和注入项目，
该项目目前已在深层含水层中储存了超过2000万吨二氧化碳。
出于技术和商业原因，在出售天然气之前，需要从天然气中去除二氧化碳；挪威政府于1991年对海上石油和天然气活动征收二氧化碳税，使该项目在商业上可行。
公司层面看，全球CCUS市场领先公司多为传统工业行业巨头。
360 Quadrants评估了110多家公司，其中排名前17的CCUS公司被归类为行业领导者。
CCUS公司
象限提供了对关键市场参与者、技术进步、产品创新和塑造行业的新兴趋势的详细评估。象限根据收入、地理分布、增长战略、投资和CCUS象限市场分布的销售战略等标准，有效地映射了CCUS公司。而
产品足迹评估
的首要标准包括
按服务（捕获、运输、利用、储存）、技术（化学循环、溶剂和吸附剂、膜）和最终用途行业划分的碳捕获、利用和储存市场。从市场占有率来看，
头部公司均为传统石油&工业巨头，
如美国福陆公司、荷兰皇家壳牌、三菱重工等。
2.1.3 CCUS参与方&投资方不断涌入，商业模式不断丰富
除油气公司以外，各环节参与方不断涌入，共同丰富CCUS价值链。
随着全球CCUS进入规模化、集群化发展阶段，CCUS价值链不断丰富，除石油和天然气公司外，CCUS各个环节的不同技术参与方和投资方在全球范围内涌现。例如，天然气开发商逐渐参与建设CO₂运输管道并将其作为投资组合的一部分；液化天然气运输公司和航运公司向CO₂运输领域扩张；化工企业利用其技术开发碳捕集专利技术，减少自身排放的同时提供技术服务；工程公司开发模块化碳捕集解决方案，服务于现有设施的CCUS改造。
从全技术环节来看，
行业已经出现了数家在单项技术环节先进、规模较为领先的创业公司，公司背景较为丰富：
首创玄武岩固碳技术，在建项目具备300万吨年封存能力。
2007年Carbfix于冰岛成立，是一家碳封存公司，创始人是四位来自能源公司&科学界的合伙人，2019年底Carbfix成为冰岛能源和公用事业公司Reykjavik Energy (Orkuveita Reykjavíkur) 子公司，并于2020年开始独立运营。公司专门从事碳捕集和储存，首创了一种安全、永久的二氧化碳储存解决方案即玄武岩固碳技术：将二氧化碳溶解在水中，然后将所得溶液注入玄武岩地层，溶解的二氧化碳与活性岩层相互作用，产生稳定的碳酸盐矿物。公司位于冰岛SW港口的Coda Terminal项目是全球第一个二氧化碳运输&矿物封存基地，该项目将储存当地工业排放的二氧化碳&使用直接空气捕获（DAC）技术从大气中捕获二氧化碳；该项目建成后预计将具备每年永久矿物封存300万吨二氧化碳的能力。Carbfix公司的远景目标是为地球永久性封存10亿吨二氧化碳，以对减缓气候变化做出贡献。
植根美国德州，
世界首个工业级别碳矿化设备提供商。
CarbonFree于2016年在美国德州成立，其投资方包括富帝星Fortistar、英国石油风投BP Ventures在内的多家知名能源资本。同年，公司旗下的SkyMine设备开始在德州运营，这是世界上第一个也是规模最大的工业规模碳矿化设备。CarbonFree使用专利技术从固定点源排放器中捕获二氧化碳，并将其转化为有用的化学物质，如碳酸氢钠、沉淀碳酸钙和盐酸。单体SkyMine项目可每年能够从水泥烟气中捕获5万吨二氧化碳，并将其转化为碳酸氢钠（小苏打）。CarbonFree的第二代技术SkyCycle提供了完整的CCUS解决方案，无需昂贵的基础设施来运输和储存捕获的二氧化碳，解决了运输储存设施的高成本问题。据CarbonFree官网披露，其目标捕获世界10%的工业二氧化碳，帮助所有工业制造厂减少碳排放，创造可持续、环保的产品，助力实现全球净零排放。
Quest Carbon Capture & Storage
加拿大壳牌SHELL下属项目，
每年碳捕获量高达120万吨。
Quest碳捕获和储存是壳牌加拿大公司开发和运营的一个项目，该项目涉及捕获和储存加拿大阿尔伯塔省沥青升级厂排放的二氧化碳。该项目于2015年完成，
是世界上最大的碳捕获和储存（CCS）项目之一。
Quest项目使用一种称为燃烧后捕获的工艺，每年从Scotford Upgrader捕获最高120万吨的二氧化碳排放，该设施处理油砂中的沥青；捕获的二氧化碳通过管道输送，并储存在地下深处的盐水库中并滞留数千年。
空气直接捕获（DAC)技术的先行者。
碳工程（CE）是哈佛大学DavidKeith教授于2009年在加拿大创立的，2017年CE与哈佛大学研究人员合作，研制出一种工业生产方法可将CO2从空气中直接捕获并用于生产液态燃料，即“直接空气捕获(DAC)”。CE与OxyLowCarbonVentures在OXY油田附近启动100万t空气碳捕集和封存项目，并与PaleBlueDotEnergy合作在英国部署商业化的DAC项目。2022年，CE与1PointFive合作，完成了
全球首个百万吨大型商业DAC项目
的过程设计。
CCUS模块化解决方案提供商，
已于2020年在奥斯陆证券市场上市。Aker Carbon Capture是
碳捕集行业的领先企业，
总部位于挪威，通过阿克集团在全球范围内开展业务。该公司于2020年上市在奥斯陆证券交易所上市，投资者亦可通过纳斯达克场外交易购买股票（OTCMKTS: AKCCF）。截至23年11月29日，公司市值为5.76亿美元，合约42亿元人民币。2023年前三季度公司实现营业收入2.94亿元人民币，同比增加115.88%；净利润2666.2万元人民币，同比减亏22.75%。
超20年开发经验造就其行业地位。Aker Carbon Capture曾是Aker Solutions的下属部门之一，拥有Aker Solutions超过 20年的CCUS技术研发经验、专家人才、和项目经验；公司在美国、德国、苏格兰和挪威拥有超过60000小时的运营经验。
其解决方案、服务和技术涵盖了整个CCUS价值链，
从捕获、运输、利用到CO2存储和提高石油采收率，为一系列碳排放行业提供服务包括水泥、废物转化能源、石油天然气和钢铁，利用其专有的碳捕获技术从炼油厂和水泥厂等各种行业产生的废气中捕获二氧化碳。截至2023年第三季度，公司潜在订单量达已到900万吨二氧化碳/年的捕集规模，公司力争于2025年达到年捕获1000万吨二氧化碳的体量。
与沙特阿美签订千万吨级合作项目。
据油气新闻网报道，Aker Carbon Capture已与沙特石油巨头阿美石油公司(Saudi Aramco)携手合作，探索在沙特阿拉伯部署CCUS和工业模块化的合作机会。谅解备忘录预计将通过提供模块化碳捕获厂和售后服务，专注于通过CCUS减少和消除工业和能源解决方案中的碳排放，且评估发展本地供应链和模块制造的潜力。沙特阿拉伯的CCUS目标是从2027年起每年900万吨二氧化碳，到2035年扩大到每年4400万吨二氧化碳。
目前主流CCUS商业模式仍为垂直一体化模式，即仍为大型油气公司主导。
CCUS的商业模式指的是把CCUS开发、建设和运营等内外要素整合起来，形成一个完整、高效且具有独特竞争力的运行模式，从而为CCUS投资者创造价值。最为常见的商业模式为垂直一体化模式，即由单一企业（通常为大型油气公司）投资捕集、运输和封存服务，这种模式能降低各方合作不畅的风险，但在一定程度上限制了企业间、行业间的协作。随着CCUS技术成本降低&商业化程度加强，我们预计CCUS商业模式将趋于丰富。
2.2
国内CCUS各技术环节仍处示范阶段，
项目主要由政府&央企主导
2.2.1 各环节技术发展进展显著，但总体离商业化应用仍存在差距
国内CCUS各环节技术进展显著，部分已具备产业化应用基础。《CO2捕集、利用和封存在能源行业的应用：全球案例分析和启示》中指出，中国CCUS产业的发展可划分为
探索研究、先导试验、工业化发展
3个阶段，
当前整体处于矿场试验向产业化发展的关键期，项目以驱油提高采收率为主，正在探索咸水层封存项目，并积极筹备全流程CCUS产业集群。
近年来，中国CCUS各环节技术取得显著进展，具备了CO2大规模捕集、管道输送、利用与封存系统设计能力和近期实现规模化应用的基础。
我国CCUS各环节技术发展与规模化商业应用仍存在不同程度的差距。
浙江大学和上海交通大学在DAC领域高性能吸附剂、吸收材料制备等关键技术研发方面取得了一定成果。中国CO2化学和生物利用技术与国际发展水平基本同步，整体上处于工业示范阶段。中国科学院大连化学物理研究所和中国中煤能源集团有限公司在内蒙古鄂尔多斯立项开展10万吨/年CO2加氢制甲醇工业化项目。
在空气直接捕集方面，中国的科研进展尚处于早期阶段。
由于空气中CO2的浓度较低，捕集难度较大，成本较高，导致该领域研究进展缓慢，工业化应用案例较少。
2.2.2 中国正积极建设CCUS产业集群，规划项目多由政府&央企主导
中国已具备大规模捕集封存与利用CO2的工程能力，正积极筹建全流程CCUS产业集群。
根据《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告（2023）》，
截至2022年底，中国已投运和规划建设中的CCUS示范项目已接近百个，
其中已投运项目超过半数，捕集能力约为400万吨/年，注入能力约200万吨/年，分别较2021年提升33%和65%左右。2022年底，全国累计注入CO2约780万吨。目前中国CCUS示范项目的碳汇以油气藏提高采收率为主，近期陕西煤业化工建设（集团）有限公司开始建设咸水层CO2封存项目。
中国CCUS示范项目将于10年内大批量落地，多由大型央企&政府主导。
据《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告（2023）》，2022年8月，
中国首个百万吨级CCUS项目―齐鲁石化-胜利油田项目正式建成投产。
华能集团正在建设煤电百万吨级CCUS全流程示范工程，预计建成后，每年可捕集并封存CO2超过150万吨。中石油集团正在建设包括大庆油田140万吨/年和吉林油田100万吨/年示范工程在内的多个CCUS示范项目，其与油气行业气候倡议组织（OGCI）共同策划的新疆CCUS产业集群也在积极筹备中，预计2030年驱油利用与封存规模可达千万吨。陕西延长石油集团规划建设500万吨/年CCUS项目。广东省发展改革委、中国海油、壳牌集团和埃克森美孚于2022年6月共同签署大亚湾区CCUS集群项目谅解备忘录，预计年捕集和封存CO2规模将达到千万吨级以上。2022年11月，中国石化与壳牌、中国宝武、巴斯夫签署合作备忘录，将在华东地区共同启动中国首个开放式千万吨级CCUS项目。该项目将收集来自长江沿线工业企业的CO2，通过槽船集中运输至CO2接收站，再通过管线输送至陆上或海上封存点，为临近工业企业提供第三方一体化CO2减排方案。
从投资规模来看，CCUS单体项目投资规模在数十亿甚至百亿人民币级别，只有资金实力雄厚的大型企业能够开展。
各行业项目成本有较大差距，但总的来说，碳处理规模越大、涉及技术环节越完善，投资成本越高。
全国规模最大煤电CCUS一体化项目
克拉玛依中国石油新疆油田分公司2×66万千瓦煤电+可再生能源+百万吨级CCUS一体化示范项目2023年8月获批，其中200万吨/年CCUS项目二氧化碳捕集系统依托煤电项目建设，
总投资14.64亿元。
“宁夏300万吨CCUS示范项目”
由“宁东基地碳源捕集工程”和“长庆油区（宁夏）驱油封存工程”两部分组成，将全球单体规模最大的现代煤化工400万吨/年煤炭间接液化项目排放的二氧化碳气体捕集后，由国内最大的油气生产基地长庆油田进行驱油封存，项目分三期，
总投资约102亿元：
一期项目2023年5月开工，主要建设50万吨/年CO2捕集液化工程、40万吨/年CO2驱油封存工程和10万吨/年CO2煤矿井下综合利用工程，总投资约13.7亿元，计划2024年建成投运。
二期项目2024年开工，主要建设50万吨/年CO2捕集及驱油封存工程，CCUS规模达到100万吨/年，配套建设300万吨/年CO2长输管道，总投资约28.6亿元，2025年底建成投运。
三期项目“十五五”期间开工，主要建设150万吨/年CO2捕集及驱油封存、50万吨/年CCS工程，末端减排CO2总规模达到300万吨/年，总投资约60亿元。
从商业模式上看，我国CCUS专业企业较少，全流程项目主均为大型石油企业。
目前国内CCUS各环节的专业企业数量较少，且全产业链CCUS项目商业模式单一。超过50%的CCUS全流程项目为中国石油、中国石化、中海油、延长石油等大型石油企业自行投资建设的垂直一体化模式。
从单体规模上来看，中国CCUS示范项目单体规模大幅增加。
碳中和目标提出以来，中国已投运和规划建设中的CCUS示范项目规模明显扩大。10万吨级及以上项目超过40个，其中50万吨级及以上项目超过10个，多个百万吨级以上项目正在规划中。
从覆盖行业上来看，我国CCUS示范项目逐渐由油气扩大到火电、钢铁等多个排放水平高&减排难度大的行业。
目前中国CCUS示范项目的CO2捕集源涵盖电力、油气、化工、水泥、钢铁等多个行业。其中，电力行业示范项目超过20个。继锦界电厂15万吨/年燃烧后CO2捕集示范项目后，国家能源集团建成并投运了泰州电厂CCUS项目，每年可捕集50万吨CO2，成为目前亚洲最大的煤电厂CCUS项目。
2022年以来，水泥与钢铁等难减排行业的CCUS示范项目数量明显增多。
包钢集团正在建设200万吨（一期50万吨）CCUS示范项目，预计建成后将成为国内最大的钢铁行业CCUS全产业链示范工程。2022年10月，中建材（合肥）新能源光伏电池封装材料二期暨CO2捕集提纯项目正式建成投产，成为世界首套玻璃熔窑CO2捕集示范项目，年产5万吨液态CO2。2022年12月，国内印染行业首个CCUS项目，由中国矿业大学提供技术支持的佛山佳利达万吨级CO2捕集与碳铵固碳项目正式建成投产，年捕集CO2一万吨。此外，超过40个规划和投运中的示范项目来自油气、煤化工、石油化工、乙醇制备和化肥生产等行业。目前中国CCUS示范项目的CO2利用方式以地质利用为主，但化学与生物利用项目也在逐年增加。超过30个项目进行CO2-EOR，少数项目进行强化开采煤层气，仅有个别项目最终将收集到的CO2进行地质封存。
2.2.3 中国碳捕集成本在全球范围内处中等偏低水平，但离商业化应用仍待降低
中国示范项目捕集成本整体处于全球中等偏低水平。
从已投运示范项目捕集成本来看，
CCUS技术示范成本仍然偏高，
但与国外相比，中国具有一定成本优势，
并在“干中学”过程中逐年下降。
中国煤化工和石油化工领域的一体化驱油示范项目捕集成本相对较低，为105～250元/吨CO2。电力、水泥仍是国内捕集成本较高的行业，捕集成本分别为200～600元/吨CO2和305～730元/吨CO2，但整体均低于国外约350～977元/吨CO2和686～1280元/吨CO2的捕集成本。
相较目前70元/吨的碳市场配额价格，我国CCUS技术成本离商业化应用仍待大幅下降。
截至23年11月28日，我国碳市场配额价格为72元/吨，远低于目前我国CCUS的105至600元的捕集成本；加上运输、封存或利用，CCUS技术吨碳综合处理成本将更高。这意味着企业将没有动机使用价格高昂的CCUS技术，开展商业化应用意味着CCUS成本仍待大幅降低。
3
展望：国内市场空间或达
5600亿元，
商业化发展仍需
政策&资金支持
3.1
中国CCUS需求及发展潜力巨大
3.1.1 我国CCUS保守市场理论空间约为5600亿元，“双碳”目标成为发展原动力
我国化石能源中期内将仍为主要能源来源，碳中和目标下对CCUS需求巨大。
据《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告》预测，在碳中和目标下，我国到2060年对CCUS的理论需求约为23.5亿吨/年（21.1～25.3亿吨/年），该技术发展前景广阔。
以250元/吨碳价保守计算，2026年CCUS市场规模将达到5616亿元。
世界银行集团下属机构国际金融公司ICF发布的《2022年中国碳价调查报告》显示，受访者预计全国碳市场的碳价将会稳步上涨。到2050年，受访者预期平均值碳价将达到239元/吨；考虑到今年年内2023年碳价涨幅已超过30%，截至23年11月28日欧洲碳价已达到73欧元/吨（合约572元人民币/吨），结合我国碳市场会逐渐与国际水平接轨，我们认为该调查预期碳价较为保守。即使以239元的保守碳价估算，乘上2060年23.5亿吨/年的对CCUS的理论需求，即为5616亿元的市场规模。
电力行业技术需求紧迫，2030年后大量电力相关CCUS技改将增加。
现役燃煤电、水泥厂、钢铁等高排放行业设备服役时间较短，强制退役将引起大量资产搁浅，金额可达3.1万亿-7.2 万亿元。为避免巨额资产搁浅和保证足够的资本回收时间，2030年后大量电力与工业基础设施的 CCUS技术改造需求将迅速增加。为避免技术锁定，需加快技术研发和迭代升级，保证成本能耗较低的新一代CO2捕集技术能够在窗口期广泛部署应用，发挥减排效益。
3.1.2 中国封存潜力巨大，汇源匹配仍待细化
中国理论CO2地质封存容量约为1.21～4.13万亿吨，可充分满足封存需求。
我国地质封存主要包括咸水层、油气田等地质构造；
中国油田主要集中
于松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地，已探明油田可封存约200亿吨CO2，其中适宜封存的油藏容量约50亿吨CO2。
中国气藏主要分布
于鄂尔多斯盆地、四川盆地、渤海湾盆地和塔里木盆地，中国已探明气藏最终可封存约150亿吨CO2。深部咸水层的封存容量为0.16～2.42万亿吨，塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、珠江口盆地等大中型沉积盆地，封存容量较大，封存条件相对较好。
从分布情况看，
中国新疆、陕西、内蒙古等西北地区化石能源资源丰富，与塔里木盆地、鄂尔多斯盆地等陆上封存地匹配度较高。东北、华北和川渝地区碳源与渤海湾盆地、松辽盆地、四川盆地和苏北盆地等大中型沉积盆地空间匹配相对较好。华东大部分地区和华南地区能源消费密集，二氧化碳大量集中排放，陆上适合封存的盆地少、封存容量小，且受人口密集分布等影响，封存选址较为困难；近海盆地具有分布广、封存容量大、安全与稳定性高等优势，可根据源汇匹配情况考虑实施海上地质封存的可行性。据相关研究，我国海上封存潜力为 2200 亿~5000 亿吨，巨大的封存潜力可充分满足未来封存需求。
目前我国源汇匹配不佳，需国家层面统筹细化汇源匹配。
中国 21 世纪议程管理中心研究员张贤表示，我国大规模排放源主要位于东部沿海地区，化石能源资源主要分布在中西部，而适合封存的盆地主要分布在东北和西北地区。在没有全国性管网系统支撑的情况下,这种分布空间差异造成的源汇不匹配问题，极大限制了中国潜在CO,封存容量的实际利用。而全国性管网系统的构建又面临政策、管理、经济性等多方面约束，从国家层面统筹推进将有利于破解源汇匹配不佳的难题。未来有关部门及机构需要做好封存潜力评估工作，掌握国内整体碳排放源排放特征，做好源汇匹配的统筹规划，探索匹配高效的商业化发展模式，促进 CCUS 设施低成本高效运行。
3.1.3 中国CCUS各个技术发展程度不同，中期内仍需政策&资金支持
各代际技术发展水平不同，与世界先进水平存在差距。
捕集技术方面，目前CO2在油气藏和咸水层中的封存和利用依旧是CCUS技术应用的主流。相较于欧美等其他发达国家，中国的地质结构较为复杂，面临更多不确定性。在第一代捕集技术中，燃烧前物理吸收技术发展比较成熟，已经处于商业应用阶段，我国与国际先进水平同步。而燃烧后化学吸收技术，国际上已经处于商业应用阶段，我国还处于工业示范阶段。此外，我国的第二代和第三代捕集技术发展相对滞后，增压富氧燃烧和化学链燃烧技术在国内外均处于中试及以下阶段 。
直接空气捕集等新兴技术或存在弯道超车机会。
我国在生物能源与碳捕获和储存（BECCS）及直接空气捕集（DAC）等负排放技术领域积极开展有益探索，或有机会实现弯道超车。在进一步完善当前较为成熟的碳捕集技术的同时大力发展空气直接捕集技术，可推动中国CCUS实现弯道超车。据联合国《排放差距报告》指出，截至2023年，通过新型二氧化碳清除方法，如生物质能碳捕集与封存、生物炭、直接空气碳捕集与封存以及增强风化，直接清除的二氧化碳量微乎其微，每年仅为200万吨，未来发展潜力巨大。
封存技术方面，可考虑妙利用油气田已建成的地面和地下设施，继续大力发展CO2在咸水层和油气藏的封存和提高采收率技术。
包括逐渐完善适用于中国地质条件的CCUS技术，在增加CO2的封存潜力和提高油气采收率的同时，监测CO2封存的运移，建立环境评估技术指南，推动CCUS项目的可持续运营。在此基础上，CCUS技术也应当开展增强CO2开发地热、CO2强化开发煤层气和页岩气、CO2玄武岩矿化封存、CO2水合物封存等方面的研究。
目前CCUS技术亟待成熟，商业化前仍需政府主导给予政策&资金支持。
我们曾总结国家对于CCUS支持政策，可见国家十分重视CCUS并鼓励开展关键技术攻关和全流程项目示范等，但除了人民银行初步给出了支持措施外，其他政策尚未出台具体的资金激励措施。随着对 CCUS 认识程度的加深，未来支持政策及激励措施也会逐渐明确。
3.2
CCUS技术发展将有效提高油气采收
率
&降低减排成本，对碳市场&控排
行业
产生影响积极
3.2.1 CCUS将进一步降低减排成本，推动我国碳市场发展
据《通过CCUS 技术改造实现中国煤电碳减排》分析，
为实现 CCUS 部署目标碳价或需要达到200 元/吨。
目前我国碳市场存在责罚较轻&资产主体模糊等不足，立法需进一步完善；随着纳入行业增加&总量缩紧&引入配额分配有偿拍卖，市场价格发现机制将渐强。
3.2.2 CCUS可直接提升石油采收率，驱油埋碳一箭双雕
现有CCUS项目多由大型油气企业主导，主因其可直接利用二氧化碳提升生产效率。
CCUS-EOR指二氧化碳捕集、驱油与埋存，该技术可有效支撑化石能源企业绿色低碳发展，为企业能源转型和国家实现“双碳”目标作出重大贡献。
二氧化碳驱油是CCUS中二氧化碳利用的一种直接表现形式。
通常情况下，原油开采初期依靠地层自身能量作用，让原油从油井喷出来。当无法自喷时，需要注水或注气，将原油从地层驱替出来。二氧化碳与原油的互溶性较好，用二氧化碳驱动原油开采，将形成混相驱，使原油具有更好的流动性，更多更快地流向进口，从而大幅提高油藏采收率。
以新疆吐哈油田为例，
实施CCUS预计能提高原油采收率约17%。在CCUS驱油活动中，注入油藏的二氧化碳在完成原油驱动开采使命后，经过提纯、压缩、冷却后，将规模埋存到地下，实现驱油增产和碳减排双赢。吐哈油田开发事业部提高采收率项目部负责人魏勇表示，吐哈油田适合实施CCUS的油藏地质储量丰富；初步测算，实施CCUS预计能提高原油采收率17%左右。我国工程院院士袁士义指出，我国CCUS-EOR正处于工业化示范和规模产业应用阶段，在碳捕集、输送、驱油与埋存各个环节仍需进一步攻关。
北美油田地质结构优越，促进其油气行业CCUS发展。
据中国石油报分析，美国有稳定低廉的二氧化碳气源、油藏以海相沉积为主、储层物性连续性较好。美国二氧化碳驱油气源以天然二氧化碳气藏为主，占80%；含二氧化碳天然气藏分离二氧化碳占15%；工业排放二氧化碳占5%；总量约5800万吨/年，总体供给稳定。美国二氧化碳输送以管道为主，建成运营的干线总里程约6000千米，为提供价格低廉二氧化碳气源奠定了坚实基础，气源至井口成本低于250元/吨。此外，美国二氧化碳驱油藏以海相沉积为主，原油更易与二氧化碳混相，储层物性好、连续且均质，这使得二氧化碳驱油效果较好，也是这项技术得以大规模推广应用的主要原因。
