陆诗建博士从事碳捕集、利用与封存（ccus）研究已经13年了，现为中国矿业大学正高级研究员、中国科学院山西煤化所兼职教授，获得了8项省部级科技奖励。多年来，他牵头负责和参与了多个国内ccus示范工程。随着碳达峰碳中和目标逐步推进，ccus项目设计范围也从传统的电力、化工逐步发展到钢铁、水泥等高能耗重工业，甚至印染纺织行业这样的轻工业。3月初，他刚负责完成了全国印染行业首个捕集与固化使用于一体的ccus示范项目的技术工艺包设计。
本文就“双碳”背景下，ccus的机遇和前景、阻力和挑战、实现商业化还有哪些障碍需要克服等问题采访了陆诗建。
(陆=陆诗建，能=能源高质量发展)
能：您牵头负责和参与了多个国内ccus示范工程，请简要介绍一下我国ccus工业示范总体情况。同时，在碳达峰碳中和目标下，ccus的机遇和前景如何？
陆：在煤基燃料ccus方面，我国已开展了近20年的研究工作，建设了10余套ccus工程示范，为工业源碳减排打下了扎实的基础。但目前，ccus仍存在能耗高、损耗高的技术瓶颈，低成本、产业化的技术亟待突破。
我国正从能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。这样的大背景下，开展二氧化碳捕集、运输、利用与地质封存全流程重大技术创新，开展大规模产业化ccus技术示范应用，可为碳减排目标的实现提供重要支撑，对服务国家战略和经济社会绿色发展意义重大。
能：在“能控”向“碳控”转变的国内大环境下，ccus面临较好的发展机遇。对于如何将机遇转化为行动，您有何建议？
陆：个人建议，要加快各主要工业源ccus产业链技术研发，尽快构建低成本、低能耗、安全可靠的ccus技术体系和产业集群，努力实现ccus各个环节技术的均衡发展，尽快进入大规模推广应用商业化阶段，为化石能源低碳化利用提供技术选择；同时，考虑各行业同步发展，区域均衡发展，地面与地下技术研发与工程示范同步推进。在技术层面的建议是：研发低能耗、低消耗、大规模二氧化碳捕集技术，发展地面/地下矿化、化工利用、驱油、驱气、驱水、微藻制油等技术，研究二氧化碳安全可靠封存、长周期监测及远距离运输技术，加强源汇匹配分析、碳捕集与主体工业系统的能量耦合优化，建设大规模百万吨级二氧化碳捕集利用和封存系统示范工程，实现ccus技术在煤炭加工、电力、钢铁、水泥、化工等大宗工业排放源系统获得覆盖性、常规性应用。
能：您刚才提到了钢铁、水泥等行业的ccus系统应用，但截至目前，我国还没有长期稳定运行的水泥、钢铁行业大规模一体化示范项目。您认为ccus在除电力、化工以外行业的示范应用存在哪些挑战？
陆：ccus在除电力、化工以外行业示范应用的挑战来自多方面。一是经验较少，国内水泥、钢铁等大宗排放源行业的ccus技术示范刚起步；二是成本较高，ccus技术包括捕集、运输、利用与封存四个环节，各工艺环节均存在公用工程消耗，目前需要通过技术进步、能量综合利用实现能耗、消耗的降低，进而降低成本；三是ccus项目投资较高，中小规模碳捕集项目投资约1000万元/年万吨二氧化碳，虽然随着规模增大单位投资成本下降，但总投资不断上升；四是国家的指导政策还有待加强。
能：您认为应该如何攻克高成本、高能耗的挑战？
陆：需要加强技术研发，降低成本和能耗。ccus项目的成本与能耗主要集中在碳捕集环节，通过新一代高碳容、低能耗的相变吸收剂、催化吸收剂、纳米流体体系等捕集吸收剂与耐磨损的有机胺负载吸附剂、钙基、钠基等功能化吸附材料研发，配套多梯级热能利用技术，研制大通量、高传质效率反应器，减少吸收剂逃逸与损耗，可有效降低碳捕集环节的运行成本与能耗。
在管道输送方面，我国需要在大规模二氧化碳管道输送技术方面开展攻关研究工作，实现不同场景下二氧化碳经济输送模式选择和风险控制，达到低成本安全高效输送的目标。
在地质利用封存方面，亟待突破高效驱油、矿化、驱气、地热能利用技术以及安全性评估与监测预警技术；化工与生物利用技术则需要重点攻关低成本高转化率矿化转化、化工转化、微藻制油等技术。
能：除了上述技术方面，您刚才还提了国家的指导政策有待加强。
陆：是的，我国还需要进一步建立健全ccus法规和标准体系。国内ccus项目在实践过程中，面临所有权不明确、管辖部门及审批程序不明确、相关技术规范缺乏等亟待解决的问题，需要制定明晰、完善的ccus法律法规，减少利益相关方各种顾虑，确保ccus项目稳健开展；严格、清晰界定ccus项目边界，防止ccus概念泛化；基于标准体系，实施ccus从选址到减排量的第三方核查制度。
我国更需要出台鼓励和补贴政策，探索市场化激励机制，完善商业和投融资环境。在商业化应用之前，ccus技术的发展需要解决巨额研发资金投入的问题。建议出台政策实施经济鼓励和补贴；探索市场化激励政策，开通银行贷款绿色通道，引进社会资本，推进ccus纳入中国碳排放权交易体系等。此外，需要加强基础设施建设，包括建设二氧化碳运输管网等，降低ccus运营商的成本。建议设计合理的投融资机制和政策，克服ccus投资与运行成本高的障碍。
能：谈到ccus投资与运行成本高和长远环境、社会效益之间的关系问题，您对于企业在思考和布局ccus技术研发与示范工程方面有哪些具体建议？
陆：企业是ccus技术推广应用与产业化的主力军。在思考和布局ccus技术研发与示范工程过程中，眼光不要局限于当前的投入和回报率，而要放长远，从国家政策和未来规划入手，开展ccus技术战略储备，着眼于低成本的二氧化碳捕集技术创新，ccus全流程技术攻关，真正突破当前ccus的高成本、高消耗的“卡脖子”技术难题，推动ccus大规模商业化应用。机会留给有准备的人，当ccus的鼓励政策或碳税制度出来时，先行者将能够真正站立潮头，引领低碳经济发展。
能：与全球ccus项目情况相比，我国ccus示范项目处于什么水平？有哪些国际经验可以借鉴？
陆：目前，国内外烟气ccus技术在国内仍不同程度地处于实验室研究和工业示范阶段，规模整体较小。对于大规模燃煤ccs工程（规模≥100万吨/年），国内尚没有工业运行的先例，国外仅有2例，即已投运的加拿大边界坝100万吨/年二氧化碳捕集与驱油封存工程和美国petra nova 140万吨/年捕集与驱油封存项目。虽然我国已具备开展百万吨级ccus示范工程的技术储备与能力，计划于2025年建成多个ccus工业示范项目并具备工程化能力，但目前距离大规模商用仍然有较大差距，仅有一小部分技术进入到了示范环节，并未实现完整的全流程项目示范和集群化规模部署，缺少相关的项目经验。
综合对比国内外二氧化碳捕集工程技术与已建示范工程，从技术研发层面，国内技术与国外处于并跑阶段，但是大规模二氧化碳捕集工程技术研究较少；从工程示范与应用层面，国内外均建立了燃烧后二氧化碳捕集工程，但国内工业级示范较少，无百万吨级大规模示范；从运行实践层面，国内燃烧后捕集工程运行时间普遍较短；吸收剂、节能技术、核心工艺装备仍有较大提升空间。
国内外二氧化碳捕集工程运行实践表明，首先，能耗的降低对大规模二氧化碳捕集至关重要，需开展节能优化、节水优化工作；其次，特大型塔器塔型选择、内构件结构优化、稳定性、气液分布均匀性、传质传热性能需开展研究工作；第三，随着捕集规模的增大，胺液的逃逸成为重要的成本因素，需要通过逃逸的控制降低损耗和运行成本。
二氧化碳管道输送方面，我国二氧化碳的输送以陆路低温储罐运输为主，在长距离、高压、低温和超临界二氧化碳运输方面的研究方面取得了一些成果，但是尚无大输量、长距离的二氧化碳输送管道项目落地。当前，国内仅有3条二氧化碳气相输送管道，最大输量为50万吨/年，输送距离为52千米；而国外正在运行的二氧化碳管道超过50条，管道长度超过8000千米，总输量达到6.8亿吨/年，已建管道中近80%采用超临界输送工艺，单管最大设计年输量达2000万吨，最大设计管径dn750。我国需要在大规模二氧化碳管道输送技术方面开展攻关研究工作，实现不同场景下二氧化碳经济输送模式选择和风险控制，达到低成本安全高效输送的目标。
地质封存与利用方面，目前比较成熟的技术有二氧化碳提高石油采收率（co2-eor）、二氧化碳驱替煤层气（co2-ecbm）、咸水层封存和海洋封存等。世界范围内开展的相关研究众多，在理论和工程实践上都取得了较多成果。如我国由吉林油田实施的ccs-eor项目，已累计捕集埋存二氧化碳170万吨，增产原油70余万吨。总体来看，我国诸多ccus示范项目的二氧化碳地质封存利用非常有限。对比国外目前已经实施的ccus项目，单体最大的ccus项目年封存能力高达每年400万吨二氧化碳，而我国单体最大的ccus项目是中国石油吉林油田的co2-eor示范项目，年二氧化碳注入量30万吨，二氧化碳封存利用能力等较欧美国家仍有较大差距。
技术层面，我国地质条件复杂，如咸水层以陆相为主、陆相沉积储层非均质性强、混相压力高、渗透率较低等，造成大封存容量、高安全性的二氧化碳封存场地选择难度大，对注入技术要求高，加之目前对于注入的二氧化碳监测能力较弱，存在泄露的风险，故而二氧化碳高效地质封存技术，高效驱油、驱气、地热能利用技术以及ccus整体安全性评估与监测预警技术亟待突破。
综上所述，我国ccus技术上与国外并驾齐驱，但是规模较小。大规模ccus项目推广应用需要重点攻关二氧化碳捕集高消耗、高能耗，碳捕集工程大型化经验不足，管道安全输送要求高以及二氧化碳地质封存的有效性、安全性、经济性等技术瓶颈难题。未来二十年，低成本、商业化、集群化规模部署是ccus发展趋势，也是国家实现碳达峰碳中和目标急迫的重大需求。
原标题：对话“碳捕快”，论ccus在中国