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油田企业CCUS项目产业化运营管理模式研究

导言：

近年来，全球气候持续变暖，极端天气频发，造成的自然灾难和经济损失难以估量。在此背景下，采取有力措施控制温室气体排放、减缓温室效应已成为全球关注的热点，CCUS技术作为实现碳减排目标的关键途径，重要性日益凸显。据国际能源署（IEA）研究，CCUS技术作为碳中和的战略性兜底技术，将为全球碳中和贡献约15%的减排量，在重工业领域减排贡献率将超过50%。2020年，我国提出的“双碳”目标，为CCUS产业的快速发展提供了历史性机遇。胜利油田作为国内重要的能源生产基地，扛起央企责任担当，建设运营了国内首个百万吨级CCUS示范工程，标志着我国在该领域迈出了实质性步伐。

一、CCUS产业发展现状与趋势分析 

（一）全球CCUS产业发展迅猛

据国际能源署最新数据，截至2024年7月，各阶段全球CCUS项目数为628个，同比增长60%，50个在运营、44个在建、534个处于规划阶段。其中，50个在运营CCUS项目每年可捕集与封存CO₂ 5100万吨，美国、英国、加拿大、挪威和中国的项目数量分别排名前五位。为支持CCUS技术推广应用，世界各国配套完善了一系列财税激励政策，主要有政府拨款、募集基金、税收优惠、碳税征收及碳资产交易等5种方式，极大支持了CCUS项目建设。例如，挪威政府自1991年起对石油、天然气企业征收碳税，由起始95美元/吨增至200美元/吨。Sleipner项目和Sn鴋vit项目由挪威国家石油公司（Equinor）运营CCS项目，将北海气田开采的天然气中的CO₂捕集封存至海底咸水层，相比缴纳高额碳税，投资封存设施更具经济性。两个项目自1996年、2008年投产运行至今，累计封存2200万吨。

（二）国内CCUS产业高速发展

自2020年“双碳”目标制定后，国家各级政府部门密集出台了一系列支持政策文件，系统构建了“1 N”政策体系，鼓励企业发展建设规模化CCUS项目。2022年8月25日，胜利油田全面建成投产国内首个百万吨级CCUS工程，已累计注入CO₂ 230万吨，成功打造了全国最大的全产业链示范基地。当前，国内各重点行业正积极推进CCUS技术示范，煤电、油气、化工等难以减排领域的示范项目数量显著增加。当前，已投运和规划中的CCUS示范项目超120个，捕集能力超过600万吨，但项目仍以小规模先导试验为主，CCUS规模化、商业化发展仍面临进一步突破。

（一）建设运营投资成本高

现阶段CCUS项目从捕集、运输到封存的全过程成本仍然较高，项目捕集端建设不仅需要大量初始资本投入，建成后运行能耗也普遍偏高，推高了全周期成本；在碳运输环节，车辆拉运安全性和经济性偏低，管道运输虽具有运营成本低、效率高、安全性好等优势，适合规模化、长距离的碳输送，但铺设数百公里的公共运输管网所需投资巨大，且投资回收周期较长，制约了其快速布局。在碳封存环节，部分封存选址能否完全满足地质构造稳定、盖层封闭性好、远离活动断裂带和敏感生态区等条件存在不确定性；同时，大规模注入CO₂可能改变地层压力，在特定地质条件下存在诱发微小地震的风险，为保障项目碳封存效果，需要配套系列安全封存监测技术，增加了项目运营成本。

（二）市场认可度低

部分国家的CCUS产业支持政策缺乏前瞻性、连续性和可操作性。以美国为例，2025年1月，美国再次退出巴黎协定，5月，美国能源部宣布终止7个CCUS项目，涉及资金为16.65亿美元。7月初颁布的“大而美”法案，取消了清洁能源方面税收抵免，虽然CCUS方面税收抵免保留下来，但信用额度审核趋严，更是禁止将信用额度转让给任何“受外国影响的实体”，可能阻碍CCUS项目融资。同时受欧盟部分国家调整碳中和目标、局部战争争端频发持续及全球市场经济发展放缓等一系列因素影响，部分示范项目进展临时性受阻，严重打击CCUS技术的推广积极性，造成公众对CCUS技术脱碳固碳效果的质疑声层出不穷。

（三）创效盈利困难

CCUS项目限于以用促封，仅有原油增产一项盈利途径。为支持碳减排事业，国内建设发展了碳市场交易机制，包括强制碳市场与自愿减排交易市场。国内强制碳市场自2021年7月启动以来，目前仅覆盖火电、钢铁等4个高排放行业，自愿碳市场自2024年1月启动，发布了造林碳汇等5批次共计19项方法学。目前，因国内尚未发布CCUS项目方法学，两类碳市场都未覆盖CCUS产业，CCUS技术开发碳资产盈利存在不确定性。

表1  自愿减排方法学统计表

三、油田企业CCUS项目产业化运营管理模式构建

（一）规模化发展摊平建设投资

坚持规模化发展，由原有的万吨级发展为百万吨级规模，输送方式由车辆拉运优化为长输管道密相运输，同步谋划中长期发展规划，计划2030年年注气400万吨，2060年年注气亿吨级，产值超百亿，进一步提升管道等基础设施利用率。利用规模化优势，掌握工程造价主动权，对作业施工、注气及气源采购等重点费用分级分类管理，优化降低工序报价，实现投资与运行成本连年降低。

（二）高效管理运行优化管理成本

建设扁平化管理运行架构，对外统筹联动机制，协同齐鲁石化等气源企业联动生产运行和保障措施，形成工作合力；对内优化组织架构，由4级压减到2级，业务管理、技术指导直面现场，推进信息化建设，研发数字孪生技术，构建三维实景模型，实现生产现场少人化、高效化运行，推动整体运行效率提升。

（三）推动质量提升压减操作成本

创建国内外首套CCUS产业标准体系，加强空白标准研究与应用，设置提取监测评价指标体系，识别管理短板弱项，进一步夯实技术规范化、产业规模化基础。重点关注能耗碳排运行指标，兼顾能耗强度和总量两方面，设置了系统综合能耗与注气标耗等指标，识别节能降碳潜力点，针对输送、加热及集输处理等增量点，加大用能结构和用能总量的双优化，提升用能效率，降低能耗成本。

（四）强化风险管控降低隐性支出

深化安全及环境监测风险管控，针对识别的风险量化评估，分类分级管控整改，制定重点管控措施，构建持续改进的良性循环，实现风险有效管控。重点聚焦CO₂在“空间上的迁移”和“介质中的扩散”，依托卫星、无人机等监测设备，配备多类监测设备，构建“空-天-地-井”一体化环境监测体系，实现逸散及泄漏情况的快速、及时预警。

（五）开创多元化盈利途径增加效益

完善地质工程技术，创新提出CO₂高压混相驱油开发技术，建立了“压驱 水气交替驱”差异化补能工艺，推行长寿命工艺，解决了低渗透油藏“注不进、采不出”的难题，进一步提升驱油增产效果；同步实施伴生气资源化利用，针对伴生气开展脱碳处理后分离的天然气外销盈利，提纯后CO₂回注驱油，实现资源化利用，最大限度提升减碳固碳效益。

四、促进CCUS产业高质量发展的对策与建议

一是加大政策与投融资支持力度。政府层面应关注CCUS项目成本与资金痛点，探索制定CCUS税收优惠和补贴激励政策，对使用CO₂进行地质利用封存的油田企业给予专项补贴及税收抵免。同时建议多途径建立融资渠道，设立政府专项财政资金，加大绿色金融支持力度，引导鼓励投资机构加大对CCUS项目建设与产业配套的投资支持。

二是加强宏观规划。需制定国家、地区及行业CCUS产业发展规划，着眼从点状分布到网状协同。一方面开展全国范围内的碳源与碳汇资源调查，制定科学合理的源汇匹配规划，谋划全国CCUS产业发展路线，降低源汇匹配的技术难度和成本。另一方面，加强区域间的合作，开展全国或区域性的CO₂运输管网等基础设施的规划与建设，完善合作共享机制，提高基础设施的共享性和利用效率。

三是强化关键核心技术攻关。亟需围绕低浓度CO₂高效捕集、工业化利用及安全封存等关键环节，着重部署CCUS 风光电/氢能/生物质能等前沿和储备性技术攻关应用，攻关研究高精度实时传感、微震监测及组分羽运移追踪等技术，形成CCUS项目“空—天—地—井”多维度CO₂泄漏安全信息化监测预警技术。

四是加快CCUS方法学研究出台。国内碳市场应探索研究CCUS碳汇核查、监测、计量标准，加快推动CCUS方法学的审批认证，量化认证CCUS技术的脱碳固碳效果，争取纳入CCER 机制，借助国家碳排放权交易市场，增加CCUS项目创效盈利能力。