中石化和中石油都在全力推进碳捕集产业的商业化进程，究竟中石化和中石油的碳捕捉技术哪家先进？

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国内碳捕集产业商业化进程有望加速 中石油提出加快推进CCUS示范工程

据中国石油网消息，9月7日，中国石油集团公司召开上游业务新能源工作推进会强调，上游新能源业务要加快推进CCUS(二氧化碳捕集、利用与封存)示范工程，实现规模化发展。重点在松辽盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地、四川盆地、塔里木盆地和海南岛积极推动CCUS技术规模化运用。

CCUS的英文全称为Carbon Capture，Utilization and Storage，即碳捕集、利用与封存，是指通过碳捕捉技术，把二氧化碳从工业生产、能源利用或大气中分离出来并提纯，进行循环再利用。捕集的二氧化碳可用于生产塑料、碳酸饮料，甚至种植植物。

CCUS被视作化石能源低碳高效开发的唯一技术途径。海通证券近日发布研报称，电力对于经济有重要的保障作用，在纯风光储无法保障系统安全的背景下，电力系统低碳转型的未来应该是“新能源+储能”与“火电+CCUS”两个组合之间的竞争或者协同。

招商证券也表示，上半年原油价格高企，布伦特原油期货结算价最高超过120美元/桶，这提高了CCUS项目的经济性。

囿于技术、成本问题 CCUS尚未大规模进行商业化

CCUS并不是一门新技术，它起源于上世纪70年代对于二氧化碳的驱油利用，但为何迟迟没有大规模商业化？严峻的技术挑战、难解的成本困境都为该技术的经济可行性打上了问号。

澳大利亚Gorgon项目，最初计划每年捕获并向地下注入400万吨CO2.尽管其拥有雪佛龙、埃克森美孚、壳牌等强大的股东背景，项目2016年开始运营至今仍未能实现埋存目标，表现比目标低了约50%。该项目折戟的原因便是技术不过关，阀门和管道的泄漏腐蚀、压力管理系统不稳定等问题难以解决。

国内项目也存在类似困境。在捕集技术上，比较成熟的化学吸收法存在能耗高、成本高的问题；在输送技术上，长距离CO2管道运输的核心技术还有待突破；在封存技术上，国外已开展了大量的咸水层封存示范，我国仅开展了10万吨级咸水层封存示范……

为解决上述问题，项目成本与日俱增。有研究测算，不包括运输和封存成本，国外捕集CO2的成本约为11-57美元/吨，而我国当前的低浓度CO2捕集成本为300-900元/吨。

而联合国政府间气候变化专门委员会的研究报告认为，只有当捕集和封存CO2的总成本降到25-30美元/吨时，CCUS才可能大规模推广。

我国CCUS商业化进程加速技术、设备提供者有望率先受益

上述问题制约之下，我国CCUS技术整体处于工业示范阶段，现有示范项目规模较小。尽管如此，近年来在生态环境部、科技部、发改委等部门的共同推动下，CCUS相关政策逐步完善，科研技术能力和水平日益提升，试点示范项目规模正不断壮大。

我国《科技支撑碳达峰碳中和实施方案(2022—2030年)》提出，到力争到2025年实现单位二氧化碳捕集能耗比2020年下降20%，到2030年下降30%，实现捕集成本大幅下降。

8月29日，中国石化宣布，我国最大的碳捕集利用与封存全产业链示范基地、国内首个百万吨级CCUS项目——“齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”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。

根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019)》的规划，随着成本降低、技术进步、政策激励，CCUS技术在2025年产值规模超过200亿元/年，到2050年超过3300亿元/年，按保守情形估计2025-2050年平均年增长率为11.87%。

从投资角度看，华宝证券表示，尽管当前CCUS技术尚未大规模进行商业化，但现已进入商业化初期快速增长阶段，鉴于未来发展空间较大，值得关注较早布局相关技术的企业，尤其是碳捕集技术和碳利用技术或设备的提供者。据该机构梳理，下列公司已有布局：