CCUS碳捕集利用与封存产业商业化路径报告：成本下降、市场前景与全球对标

国声智库人工智能研究中心

经济窗编辑部

联合出品

摘要

本报告聚焦中国CCUS产业在2026-2036年中期时间窗口内的商业化路径，重点分析碳捕集环节的成本下降机制与碳利用环节的市场前景。研究显示，中国CCUS产业正处于规模化高质量发展的战略机遇期，碳捕集成本正经历从第一代技术向第二代/第三代技术的代际跨越，预计到2030年低浓度烟气捕集成本有望从当前的400-600元/吨降至300元/吨以下，接近商业化临界点。碳利用市场呈现"双轨并行"格局：CO2驱油（EOR）凭借石油增产效益已率先实现经济性闭环，而大宗化学品利用则高度依赖绿氢成本下降和碳交易收入补充。政策层面，全国碳价需在2030年前升至500-600元/吨，并辅以CCUS专项CCER方法学的明确激励，方能弥补成本缺口、触发大规模投资。当前（2025年）全国碳市场碳价持续下跌，与欧盟排放交易体系碳价（约600元/吨）形成鲜明对比，凸显了政策强化的紧迫性。全球对比显示，中国在项目规模和建设速度上领先，但在新型吸收剂、直接空气捕集等前沿技术领域仍存短板。报告建议：尽快发布CCUS专项CCER方法学、加快碳市场扩围并引入拍卖机制、设立CCUS基础研究专项基金、构建"CCUS+化工园区"产业生态，以及建立国内碳市场与欧盟CBAM的衔接机制。

背景介绍

研究背景与动机

全球气候治理进入关键阶段。2025年，《巴黎协定》第6条实施细则取得重要进展，国际碳市场与跨境减排规则加速构建。在此背景下，碳捕集利用与封存（CCUS）技术被国际能源署（IEA）和联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）公认为实现全球碳中和目标不可或缺的技术选项。对于中国而言，CCUS技术不仅是支撑煤电、钢铁、水泥等难减排行业深度脱碳的关键手段，更是基于特定国情和资源禀赋实现碳中和的必然选择。在支撑高质量发展、应对气候变化与保障能源安全的多重目标下，CCUS技术是基于我国特定国情和资源禀赋实现碳中和的必然选择，与传统的煤电、煤化工等煤基能源产业具有巨大的耦合潜力和应用空间，同时也是实现钢铁、水泥等难减排行业深度脱碳的必不可少的技术选择^[1]。

中国已明确将"双碳"目标纳入国家自主贡献（NDC）目标体系，全国碳市场作为实现这一目标的关键政策工具正在加速建设。2025年，全国碳市场实现首次行业扩围，覆盖行业企业数量与交易量显著提升；发布碳市场建设纲领性文件，明确未来五年的建设目标和重点任务；发布14项国家核证自愿减排量（CCER）方法学，推动自愿减排交易市场迅速发展。在国际层面，2025年全球碳市场与跨境减排规则取得重要进展，为国内政策衔接提供了外部参考^[2]。然而，当前碳捕集技术高昂的成本对各行业低碳转型带来了较大压力，不同排放源适配的碳捕集技术在工艺、设备、材料及成本方面具有较大差异，制约着CCUS的进一步推广。在此背景下，超前研究并部署高效、低能耗的碳捕集材料，推进核心工艺变革升级，进一步提高各类碳排放源浓度下捕集技术的成熟度，形成碳捕集技术新体系，是推动CCUS技术广泛应用的关键^[3]。

与此同时，欧盟碳边境调节机制（CBAM）的逐步实施，将对中国出口产品形成碳成本压力，倒逼国内高碳行业加速减排部署。在这一外部压力与内部需求的双重驱动下，中国CCUS产业正处于从技术示范向商业化运营过渡的关键节点。现阶段，我国CCUS产业整体上正处于规模化、高质量发展的战略机遇期，既具有现实基础，也具有长期效益，亟需抓住时机，加强CCUS产业链整体布局，全面赋能碳中和时代高质量发展。多个百万吨级以上项目正在建设，标志着产业规模的快速扩张，为实现碳中和目标提供关键支撑^[1]。

研究范围与方法

本报告的研究时间范围为2026-2036年中期窗口，优先采用2024-2026年最新数据。地域范围以中国市场为主，包含全球对比分析（欧美、中东）。目标受众为政府决策层（国家发展改革委、国家能源局）与产业投资者（能源企业、私募基金）。政策衔接重点对标中国双碳目标、《CCUS技术发展路线图》以及欧盟CBAM。

研究方法采用"技术-政策-市场"三角分析框架，综合运用文献综述、案例研究、国际比较和政策分析等方法。在碳捕集环节，重点分析技术代际演进与成本下降路径；在碳利用环节，聚焦CO2驱油（EOR）与化工利用两条主线的商业化前景。报告中的成本数据主要来源于全球CCS研究院、北京理工大学能源与环境政策研究中心等权威机构的公开报告，碳市场数据来源于全国碳排放权交易市场公开信息^[3]。

报告结构

本报告共分为六个部分：第一部分为摘要，概述核心发现与建议；第二部分为背景介绍，阐述研究动机、范围与方法；第三部分为主要发现，从技术成本、市场前景、政策机制和全球对比四个维度展开分析；第四部分为深度分析，探讨趋势、机会与挑战；第五部分为结论与建议，提出可操作的政策建议；第六部分为参考资料。

主要发现

一、碳捕集环节：成本下降路径与技术迭代

1.1全球碳捕集技术的代际演进

全球碳捕集技术正朝着稳定高效、低能耗和低成本趋势发展，代际演进特征凸显^[3]。根据北京理工大学能源与环境政策研究中心发布的《碳捕集技术发展前沿与趋势预测》报告，全球碳捕集技术可划分为三个代际，每一代技术的突破都伴随着能耗与成本的显著下降，为2026-2036年的商业化进程奠定了技术基础。

第一代技术以化学吸收法中的基础胺溶剂（MEA）为主，技术相对成熟并实现了工业化应用，但高能耗与高成本限制了其大规模部署。典型项目如加拿大BoundaryDam（2014年投运），采用复配溶剂技术，处理规模100万吨/年，捕集能耗约2.8-3.1GJ/吨CO2，捕集成本约100美元/吨CO2，捕集率90%^[3]。该项目作为早期示范，验证了技术可行性，但也暴露了能耗过高的问题。

第二代技术通过复配胺溶剂的优化显著提升了能效。美国PetraNova项目（2017年投运）采用第二代胺溶剂技术，处理规模140万吨/年，捕集能耗降至2.6GJ/吨CO2，捕集成本降至70美元/吨CO2，捕集率提升至92%^[3]。这一阶段的技术进步表明，溶剂改良是降低运营成本的关键路径。

第三代技术以相变溶剂、新型膜分离、化学链燃烧等为代表，正处于实验室研发或小试向示范过渡阶段，但降本潜力显著。英国NZTPower项目（2024年投运）采用第三代相变溶剂技术，处理规模200万吨/年，捕集能耗进一步降至2.4GJ/吨CO2，捕集成本降至60美元/吨CO2，捕集率高达95%^[3]。欧洲Dunkirk（3D）项目（2025年投运）更是将捕集能耗降至约2.2GJ/吨CO2，捕集成本降至约39美元/吨CO2，捕集率达到85%以上^[3]。这些最新示范项目显示，第三代技术有望在2026-2030年间成为主流。

数据来源：北京理工大学能源与环境政策研究中心《碳捕集技术发展前沿与趋势预测》^[3]

从上表可以清晰看出，从2014年到2025年的11年间，全球碳捕集成本从100美元/吨降至39美元/吨，降幅超过60%。这一成本下降主要得益于技术代际升级（从第二代到第三代）和规模化效应的共同驱动。值得注意的是，第三代相变溶剂技术相比第二代胺溶剂技术，不仅能耗降低约15-30%，捕集率也显著提升，显示出技术迭代对成本下降的强劲推动作用。对于中国而言，这意味着在2026-2036年期间，通过引进消化再创新，有望复刻这一成本下降曲线。

1.2中国碳捕集技术的现状与差距

中国碳捕集技术总体水平接近全球水平，但各个环节的技术发展并不均衡^[4]。在化工利用等方面，中国基本属于国际先进水平，但在新型吸收剂、直接空气捕集（DAC）等前沿技术领域仍存在明显差距。

根据中国石化新闻网的分析，我国碳捕集技术亟须代际升级^[5]。当前，国内第一代CO2捕集技术（以MEA法为主）已趋于成熟，但第二代和第三代技术仍处于实验室研发或小试阶段，与欧美先进水平存在代差。具体而言，美国已将捕集能耗降低至2.6GJ/吨CO2，英国进一步优化至2.4GJ/吨CO2，而我国主流技术的捕集能耗仍在3.0-3.5GJ/吨CO2区间，差距约为20-40%。这一能耗差距直接转化为运营成本劣势，制约了商业化进程。

然而，中国在工程化应用和规模化方面具有独特优势。据国家能源局报道，2022年8月，中国石化宣布齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目正式注气运行，这是我国最大的碳捕集利用与封存全产业链示范基地，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^[6]。该项目每年可减排二氧化碳100万吨，相当于植树近900万棵，为我国大规模开展CCUS项目建设提供了丰富的工程实践经验和技术数据。据不完全统计，我国已规划、建设和运行中的CCUS项目超过120个，具备二氧化碳捕集能力约500万吨/年，10万吨级及以上项目超过50个，多个百万吨级以上项目正在建设^[7]。

1.3中国碳捕集成本下降的具体路径

中国碳捕集成本下降的路径清晰且可预期，但需区分行业差异。根据北京理工大学能源与环境政策研究中心的分析，我国CCUS产业整体上正处于规模化、高质量发展的战略机遇期，亟需抓住时机，加强CCUS产业链整体布局^[1]。

在技术层面，新一代MSA（甲基磺酸）复合吸收剂的开发为成本下降提供了直接支撑。根据匹兹堡大学工程学院的报告，MSA复合吸收剂相比传统MEA法具有显著技术优势：吸收能力提高30%，再生能耗下降20%，氧化降解率由3.08%下降到0.52%^[8]。同时，热泵技术的开发可将低品位余热提升为高品位热能再利用，使吨液体CO2再生能耗降低25%，吨液体CO2节约成本25元。综合来看，吨液体CO2捕集成本有望控制在300元以内^[8]。

在规模化效应方面，百万吨级项目的工程实践将加速学习曲线下移。齐鲁石化-胜利油田项目的成功运营，不仅验证了全流程技术的可行性，更为后续项目的设计优化、运营管理和成本控制提供了宝贵经验。据经济日报报道，到2030年有望实现现有技术产业化，到2035年新型技术形成产业化能力，到2050年负排放技术得到广泛商业应用^[7]。

综合技术迭代和规模化效应，预计中国低浓度烟气（如火电、钢铁）的碳捕集成本将呈现如下下降轨迹，但需注意行业异质性：

需要指出的是，上述成本下降路径依赖于技术突破和规模化进程的顺利推进，且不同行业存在显著差异。部分研究显示，CCUS技术在钢铁行业的规模化应用可能要到2040年后，且成本仍较高，这主要源于钢铁烟气成分复杂及工艺耦合难度大^[9]。这表明电力和化工行业可能率先在2030年前后实现成本临界点，而钢铁、水泥等难减排行业的成本下降可能需要更长的时间，政策设计需考虑这种行业异质性。

1.4成本下降的制约因素与风险

尽管成本下降路径清晰，但仍有若干制约因素需要关注。首先，当前碳捕集技术高昂的成本对各行业低碳转型带来了较大压力，不同排放源适配的碳捕集技术在工艺、设备、材料及成本方面具有较大差异，制约着CCUS的进一步推广^[3]。

其次，吸收剂稳定性及捕集能耗是影响碳捕集产业化发展的关键因素。第一代MEA溶剂在长期运行中存在氧化降解、胺逃逸等问题，导致运营成本上升。虽然MSA复合吸收剂在实验室条件下显示出优异性能，但其在百万吨级规模下的长期稳定性和经济性仍需工程验证。

第三，碳捕集技术的代际升级需要大量研发投入和工程试验。全球碳捕集技术正朝着稳定高效、低能耗和低成本趋势发展，亟须立足全球视野和我国国情，识别我国碳捕集技术与全球碳捕集技术前沿进展的差距，促进关键核心技术攻关和成果产业化^[3]。若研发投入不足，可能导致技术迭代速度慢于预期，从而延缓成本下降曲线。

二、碳利用环节：市场前景与产业协同

2.1CO2驱油（EOR）：当前最现实的商业化路径

在碳利用的多种路径中，CO2驱油（EOR）是当前技术最成熟、经济性最好的利用方式。根据中国青年报的报道，胜利油田的实践表明，将二氧化碳注入地下油藏，可以有效提升原油的流动性，从而增加石油产量，同时能够将二氧化碳永久滞留地下，实现减碳固碳^[10]。相较于传统的水驱，用二氧化碳驱油效率更高、成本更低，且具备地质封存的安全性。

齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目的成功运营，验证了CO2-EOR的商业可行性。该项目将齐鲁石化生产过程中捕集的二氧化碳，通过管道输送至胜利油田用于驱油，实现了碳捕集、利用与封存的全产业链闭环。据国家能源局报道，CCUS可以实现石油增产和碳减排双赢，是化石能源低碳高效开发的新兴技术^[6]。这一模式为其他油田提供了可复制的范本。

从经济性角度分析，CO2-EOR的盈利模式主要来源于两个方面：一是石油增产带来的直接经济效益，二是碳减排带来的碳资产价值。在当前国际油价维持在70-90美元/桶的背景下，CO2驱油可显著增产原油，按当前油价计算，石油增产收入可观。扣除捕集、运输和注入成本（约400-600元/吨CO2），CO2-EOR在当前条件下已具备微利或盈亏平衡的经济性。虽然具体的增产比例因油藏地质条件而异，但胜利油田的案例已证明其具备正向现金流能力。

未来，随着碳捕集成本的进一步下降和碳价的上升，CO2-EOR的经济性将持续改善。预计到2030年，当捕集成本降至300元/吨以下、碳价升至合理水平时，CO2-EOR项目的内部收益率（IRR）有望达到8-12%，具备大规模商业化推广的条件。这一路径是目前唯一能在无高额补贴情况下实现商业闭环的方向。

2.2化工利用：中长期高增长方向

CO2化工利用是中长期最具增长潜力的碳利用方向。根据《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》的预测，中国化工/生物利用的CO2利用量将从2025年的0.4-0.9亿吨/年增长至2060年的6.2-8.7亿吨/年^[11]。这一增长曲线反映了市场从早期示范向规模化扩张的演进路径，显示出巨大的市场潜力。

CO2化工利用的主要产品包括合成甲醇、合成碳酸二甲酯、合成聚碳酸酯、合成尿素等。其中，CO2制甲醇是最受关注的路径之一。甲醇是重要的基础化工原料，广泛应用于烯烃、甲醛、醋酸等下游产品生产。传统甲醇生产以天然气或煤炭为原料，碳排放强度较高。CO2制甲醇技术通过将捕集的CO2与绿氢反应生成甲醇，可实现碳的化学固定和资源化利用。

然而，CO2制甲醇的商业化面临两大核心挑战：一是绿氢成本过高，二是缺乏碳交易收入补充。当前，绿氢生产成本约为30-50元/千克，远高于灰氢的10-15元/千克。按照CO2制甲醇的化学计量比（1吨CO2约需0.14吨H2），仅绿氢成本就占到甲醇生产成本的60-70%。因此，CO2制甲醇的商业化高度依赖于绿氢成本的下降和碳交易收入的补充。

预计到2030年，随着电解水制氢技术的进步和可再生能源成本的下降，绿氢成本有望降至15-20元/千克，届时CO2制甲醇的生产成本将接近传统甲醇的生产成本。如果再叠加碳交易收入（按碳价500元/吨计算，每吨甲醇可获碳收益约200-300元），CO2制甲醇有望实现经济性闭环。这一路径的成功关键在于氢能产业与CCUS产业的协同发展。

2.3"CCUS+"产业生态：跨行业协同模式

碳利用市场的爆发，不仅取决于技术成熟度，更取决于政策能否创造需求。构建"CCUS+化工园区"、"CCUS+氢能"等跨行业协同模式，是实现碳资源化利用、创造新经济增长点的关键。

"CCUS+化工园区"模式的核心是将碳捕集设施与化工园区内的用碳企业进行源汇匹配，形成区域性的碳循环经济网络。例如，在沿海化工园区，可将煤化工、石化企业排放的CO2捕集后，供应给园区内的甲醇、碳酸二甲酯等生产企业，实现碳资源的园区内循环。这种模式可大幅降低CO2的运输成本，提高整体经济性。

"CCUS+氢能"模式则是将碳捕集与绿氢生产相结合，通过CO2加氢制取甲醇、合成燃料等高附加值产品。这种模式不仅实现了碳的资源化利用，还为绿氢提供了大规模消纳场景，有助于降低绿氢的存储和运输成本。

据北京理工大学能源与环境政策研究中心的预测，到2030年，"CCUS+"产业生态有望形成千亿级市场^[1]。这一市场规模的实现，需要政策在绿色产品认证、碳标签制度等方面提供支持，为CO2基产品赋予市场溢价。产业生态的构建将促进上下游企业的紧密合作，降低单一项目的投资风险。

2.4碳利用市场的"双轨并行"格局

综合以上分析，2026-2036年期间，中国碳利用市场将呈现"双轨并行"的发展格局。

第一轨为CO2-EOR率先盈利。凭借石油增产的直接经济效益，CO2-EOR将在特定区域（如胜利油田、大庆油田、长庆油田等）率先实现盈利。预计到2028年，中国CO2-EOR的年利用量将达到500-800万吨，形成约50-80亿元的市场规模。这一轨道主要依赖现有油田资源和成熟的驱油技术。

第二轨为大宗化学品利用蓄势待发。CO2制甲醇、CO2制碳酸二甲酯等大宗化学品利用路径，将在2030年后随着绿氢成本下降和碳交易收入补充而逐步实现商业化。预计到2036年，化工利用的年CO2利用量将达到2000-3000万吨，形成约200-300亿元的市场规模。这一轨道依赖氢能成本下降和碳市场机制完善。

需要强调的是，纯粹的"空气减排"价值将远低于"空气减排+产品经济性"的复合价值。因此，碳利用的商业化路径应优先选择具有产品经济性的方向，而非单纯追求减排效果。双轨并行格局意味着投资者需根据不同阶段选择不同赛道，早期聚焦EOR，中长期布局化工利用。

三、政策与市场机制：驱动与倒逼

3.1全国碳市场：现状与挑战

全国碳市场是中国实现"双碳"目标的关键政策工具之一。截至2024年底，全国碳市场已完成两个履约周期，覆盖约50亿吨二氧化碳排放量，配额累计成交8.65亿吨，成交额576.33亿元^[2]。这一数据表明市场交易活跃度正在提升，但仍处于发展初期。

2025年，全国碳市场实现首次行业扩围，覆盖行业企业数量与交易量显著提升。同时，发布碳市场建设纲领性文件，明确未来五年的建设目标和重点任务。在自愿减排市场方面，发布14项国家核证自愿减排量（CCER）方法学，推动自愿减排交易市场迅速发展^[2]。然而，CCUS专项方法学尚未出台，仍是政策短板。

然而，2025年全国碳市场碳价持续下跌，反映出市场调控手段有限、制度建设目标路径不清以及与全球碳市场衔接不足等问题^[2]。碳价下跌的原因主要包括：配额分配过于宽松、市场参与者以履约为主要目的而非投资交易、缺乏有效的价格稳定机制等。基准期（2024-2025年）的碳价低迷与2026-2036年的商业化目标形成反差，凸显了改革紧迫性。

与国际市场相比，2025年欧盟排放交易体系（EUETS）的配额期货价格在60.0-85.4欧元/吨区间波动，均价约75欧元/吨（折合人民币约600元/吨）^[12]。而同期全国碳市场碳价约为70-90元/吨，仅为欧盟碳价的1/7-1/8。这一巨大价差不仅削弱了国内企业投资减排的动力，也为欧盟CBAM的实施埋下了隐患。缩小这一价差是未来十年的核心政策任务。

3.2CCER方法学：触发大规模投资的"开关"

CCER方法学的明确被视为触发CCUS大规模投资的"开关"，其影响甚至可能超越碳价水平本身。CCUS项目通过捕集和封存CO2，可以产生经核证的减排量，这些减排量可以在自愿减排市场交易，为项目提供额外的收入来源。

2025年，国家已发布14项CCER方法学，涵盖林业碳汇、可再生能源、甲烷利用等领域，但CCUS专项方法学尚未出台。这一缺失导致CCUS项目的碳资产价值无法兑现，是当前产业商业化的最大政策堵点。方法学的缺失使得投资者无法准确评估项目的额外收益，增加了投资决策的不确定性。

CCUS专项CCER方法学的制定需要考虑以下几个关键问题：一是减排量的核算方法，如何准确计算CCUS项目的净减排量；二是监测、报告与核查（MRV）标准，如何确保减排量的真实性和可追溯性；三是计入期和基线设定，如何合理确定项目的减排贡献。

一旦CCUS专项CCER方法学发布，预计将产生显著的激励效果。以百万吨级CCUS项目为例，按碳价100元/吨计算，每年可产生约1亿元的碳交易收入，这将大幅改善项目的经济性。方法学的出台将打通碳资产变现的最后一公里，是政策组合拳中的关键一环。

3.3欧盟CBAM：外部压力与倒逼机制

欧盟碳边境调节机制（CBAM）是推动中国加速CCUS部署的重要外部压力。CBAM要求进口至欧盟的特定产品（钢铁、铝、水泥、化肥、电力、氢能等）按照欧盟碳价水平购买碳排放证书，这将使中国出口产品面临碳成本压力。

当前，欧盟碳价约为75欧元/吨（折合人民币约600元/吨），而中国碳价仅为70-90元/吨。这一价差意味着，中国钢铁、铝、水泥等产品出口至欧盟时，将面临约500元/吨的碳成本差额。为保持产品竞争力，相关企业将不得不投资减排技术，包括CCUS。CBAM实质上构成了碳价的下限约束。

CBAM的实施将产生双重效应：一方面，倒逼中国加速建立国内碳市场与CBAM的衔接机制，避免碳成本双重征收；另一方面，推动国内碳价上行，缩小与欧盟碳价的差距。据北京理工大学能源与环境政策研究中心的预测，在基准情景下，到2030年，全国碳价有望升至100-150元/吨^[2]。但这一水平与欧盟碳价仍有较大差距，不足以完全弥补CCUS的成本缺口。

因此，中国CCUS产业的商业化拐点高度依赖于宏观政策信号的协同发力。若全国碳价在2030年前升至500-600元/吨（同时欧盟CBAM碳价维持在800元+/吨），并辅以CCUS专项补贴/CCER方法学的明确激励，将足以弥补现阶段CCUS的额外成本缺口，触发大规模投资。这里需要区分的是，100-150元/吨是市场自然演进的基准预测，而500-600元/吨是实现CCUS商业化所需的政策目标值，两者之间的差距正是政策干预的空间和必要性所在。

3.4政策组合的增量效应分析

不同政策组合对CCUS商业化的影响存在显著差异。以下从碳价水平、CCER方法学、专项补贴三个维度分析政策组合的增量效应，以明确政策干预的力度：

从上表可以看出，单一政策工具难以完全解决CCUS的商业化问题。只有碳价、CCER方法学和专项补贴三者协同发力，才能形成有效的经济激励，触发大规模投资。情景四所示的综合驱动模式，是2026-2036年期间政策制定的理想目标。

具体而言，当碳价升至500-600元/吨时，CCUS项目的减排价值得到充分体现；当CCER方法学发布时，CCUS项目的碳资产价值得以兑现；当专项补贴到位时，项目的初始投资风险得到分担。三者叠加，可使CCUS项目从示范阶段迈向商业化运营阶段。这一政策组合的协同效应，远超单一政策工具的累加效果，体现了系统性政策设计的重要性。政府需在2026-2028年间密集出台相关政策，以匹配技术成本下降的节奏。

深度分析

趋势分析

技术演进趋势：从示范到商业化的代际跨越

中国CCUS产业的技术演进呈现出清晰的代际跨越特征。从第一代MEA法向第二代MSA复合吸收剂、第三代相变溶剂的过渡，不仅是技术参数的优化，更是商业化可行质的飞跃。根据匹兹堡大学工程学院的研究，MSA复合吸收剂相比传统MEA法，吸收能力提高30%，再生能耗下降20%，氧化降解率由3.08%下降到0.52%^[8]。这一技术进步直接支撑了捕集成本从400-600元/吨向300元/吨以下的下降路径。

技术演进的另一重要趋势是规模化效应的加速释放。齐鲁石化-胜利油田百万吨级项目的成功运营，为后续项目提供了宝贵的工程实践经验。据经济日报报道，到2030年有望实现现有技术产业化，到2035年新型技术形成产业化能力^[7]。这一时间表与全球技术演进节奏基本同步，表明中国CCUS产业有望在2030年前后迎来商业化拐点。

然而，技术演进也面临不确定性。部分研究显示，CCUS技术在钢铁行业的规模化应用可能要到2040年后，且成本仍较高^[9]。这表明不同行业的成本下降速度存在差异，政策设计需考虑行业异质性，避免"一刀切"的推广策略。

市场演进趋势：从单点突破到生态协同

碳利用市场的演进呈现出从单点突破向生态协同发展的趋势。CO2-EOR作为当前最成熟的商业化路径，已在胜利油田等特定区域实现盈利验证。根据《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》的预测，中国化工/生物利用的CO2利用量将从2025年的0.4-0.9亿吨/年增长至2060年的6.2-8.7亿吨/年^[11]。这一增长曲线反映了市场从早期示范向规模化扩张的演进路径。

"CCUS+"产业生态的构建是市场演进的另一重要趋势。"CCUS+化工园区"、"CCUS+氢能"等跨行业协同模式，将碳捕集设施与用碳企业进行源汇匹配，形成区域性的碳循环经济网络。据北京理工大学能源与环境政策研究中心的预测，到2030年，"CCUS+"产业生态有望形成千亿级市场^[1]。这一市场规模的实现，需要政策在绿色产品认证、碳标签制度等方面提供支持，为CO2基产品赋予市场溢价。

市场演进的深层逻辑是价值创造方式的转变。从单纯的"减排成本"向"减排+产品收益"的复合价值转变，是CCUS产业可持续发展的关键。纯粹的"空气减排"价值将远低于"空气减排+产品经济性"的复合价值，因此碳利用的商业化路径应优先选择具有产品经济性的方向。

政策演进趋势：从分散试点到系统协同

政策演进呈现出从分散试点向系统协同发展的趋势。2025年，全国碳市场实现首次行业扩围，发布14项CCER方法学，推动自愿减排交易市场迅速发展^[2]。然而，CCUS专项方法学尚未出台，成为当前产业商业化的最大政策堵点。

政策演进的另一重要方向是与全球碳定价机制的衔接。2025年欧盟排放交易体系（EUETS）的配额期货价格均价约75欧元/吨（折合人民币约600元/吨）^[12]，而同期全国碳市场碳价约为70-90元/吨。这一巨大价差不仅削弱了国内企业投资减排的动力，也为欧盟CBAM的实施埋下了隐患。建立国内碳市场与CBAM的衔接机制，避免碳成本双重征收，是政策演进的重要方向。

政策演进的核心逻辑是"政策-技术-市场"三角驱动模型的协同发力。政策（CCER方法学、碳价、CBAM衔接）提供经济激励和外部压力；技术（第二代/第三代捕集技术、化工利用技术）提供降本路径；市场（碳利用产品、CCER交易）提供价值变现渠道。三者缺一不可，任何一方的滞后都将制约整体商业化进程。

机会与挑战

商业化机会：政策窗口与技术成熟度的交汇

中国CCUS产业面临多重商业化机会。首先是政策窗口期的开启。2025年全国碳市场实现首次行业扩围，发布碳市场建设纲领性文件，明确未来五年的建设目标和重点任务^[2]。这一政策信号为CCUS产业提供了明确的发展预期，有助于吸引长期资本投入。

其次是技术成熟度的提升。新一代MSA复合吸收剂、热泵技术等创新成果，为成本下降提供了直接支撑。根据匹兹堡大学工程学院的报告，吨液体CO2捕集成本有望控制在300元以内^[8]。这一成本水平接近商业化临界点，为大规模部署创造了条件。

第三是市场需求的释放。CO2-EOR已在胜利油田等特定区域实现盈利验证，CO2化工利用的市场潜力巨大。根据《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》的预测，中国化工/生物利用的CO2利用量将从2025年的0.4-0.9亿吨/年增长至2060年的6.2-8.7亿吨/年^[11]。这一增长曲线反映了市场从早期示范向规模化扩张的演进路径。

核心挑战：成本缺口与政策不确定性

尽管机会显著，中国CCUS产业仍面临多重核心挑战。首先是成本缺口问题。当前碳捕集技术高昂的成本对各行业低碳转型带来了较大压力，不同排放源适配的碳捕集技术在工艺、设备、材料及成本方面具有较大差异，制约着CCUS的进一步推广^[3]。即使到2030年捕集成本降至300元/吨，与当前碳价70-90元/吨相比，仍存在显著的成本缺口。

其次是政策不确定性。2025年全国碳市场碳价持续下跌，反映出市场调控手段有限、制度建设目标路径不清以及与全球碳市场衔接不足等问题^[2]。CCUS专项CCER方法学尚未出台，导致CCUS项目的碳资产价值无法兑现，是当前产业商业化的最大政策堵点。

第三是技术风险。吸收剂稳定性及捕集能耗是影响碳捕集产业化发展的关键因素。第一代MEA溶剂在长期运行中存在氧化降解、胺逃逸等问题，导致运营成本上升。虽然MSA复合吸收剂在实验室条件下显示出优异性能，但其在百万吨级规模下的长期稳定性和经济性仍需工程验证。

全球竞争：优势与短板的辩证分析

在全球竞争格局中，中国CCUS产业呈现出优势与短板并存的特征。优势方面，中国在工程化、规模化方面具有显著优势，能够快速将技术转化为实际项目。据不完全统计，我国已规划、建设和运行中的CCUS项目超过120个，具备二氧化碳捕集能力约500万吨/年^[7]。这一项目规模和建设速度全球领先，是实现成本下降的关键。

短板方面，在DAC、新型吸收剂等前沿技术领域，中国仍依赖跟踪和模仿，存在"卡脖子"风险。根据中国石化新闻网的分析，我国碳捕集技术亟须代际升级，当前国内第二代和第三代技术仍处于实验室研发或小试阶段，与欧美先进水平存在代差^[5]。具体而言，美国已将捕集能耗降低至2.6GJ/吨CO2，英国进一步优化至2.4GJ/吨CO2，而我国主流技术的捕集能耗仍在3.0-3.5GJ/吨CO2区间，差距约为20-40%。

全球竞争的深层逻辑是技术原创性与工程化能力的平衡。欧美在技术原创性方面领先，中国在工程化能力方面占优。未来竞争的关键在于中国能否在保持工程化优势的同时，提升技术原创性，实现从"跟随"到"引领"的转变。

对比分析

欧美模式：高碳价+政府补贴+基础设施共享

欧美CCUS发展模式的核心特征是高碳价、政府补贴和基础设施共享。2025年欧盟排放交易体系（EUETS）的配额期货价格均价约75欧元/吨（折合人民币约600元/吨）^[12]，这一碳价水平为CCUS项目提供了较强的经济激励。同时，欧美政府通过专项补贴、税收抵免等政策工具，分担项目的初始投资风险。

基础设施共享是欧美模式的另一重要特征。通过建设区域性CO2运输管道网络和共享封存场地，降低单个项目的运输和封存成本。这一模式的优势在于规模经济效应显著，但需要政府主导的基础设施投资和跨企业协调机制。

欧美模式的局限性在于高度依赖政策支持和碳价水平。一旦政策转向或碳价下跌，项目经济性将受到显著影响。此外，欧美模式的社会接受度较高，但项目审批流程较长，建设速度相对较慢。

中东模式：低能源成本+天然地质优势

中东CCUS发展模式的核心特征是低能源成本和天然地质优势。中东地区拥有丰富的油气资源和适宜的地质封存条件，CO2-EOR项目经济性显著。同时，中东地区能源成本较低，为碳捕集提供了廉价的能源供应。

中东模式的优势在于自然资源禀赋优越，项目经济性较好。但局限性在于产业多元化程度较低，碳利用场景有限。此外，中东地区的技术创新能力相对较弱，主要依赖国际技术合作。

中国模式：工业与电力耦合+政策驱动+央企主导

中国CCUS发展模式呈现出独特的特征。首先是工业与电力耦合。CCUS技术与传统的煤电、煤化工等煤基能源产业具有巨大的耦合潜力和应用空间，同时也是实现钢铁、水泥等难减排行业深度脱碳的必不可少的技术选择^[1]。这一特征使中国CCUS产业能够依托庞大的工业基础，实现规模化部署。

其次是政策驱动。中国将全国碳市场作为实现"双碳"目标的关键政策工具之一，并将其明确列入国家NDC目标体系^[2]。政策驱动的優勢在于能够快速动员资源，推动大规模部署，但局限性在于市场机制尚不完善，碳价信号较弱。

第三是央企主导。中国CCUS项目主要由央企主导实施，如中国石化的齐鲁石化-胜利油田项目。央企主导的优势在于资金实力雄厚、工程化能力强，但局限性在于市场化程度较低，创新活力不足。

中国模式与欧美、中东模式的比较显示，各有优势和局限。中国模式的优势在于工程化能力和规模化速度，局限在于技术原创性和市场机制。未来中国CCUS产业的发展，需要在保持工程化优势的同时，提升技术原创性，完善市场机制，实现从"政策驱动"向"市场驱动"的转变。

上图展示了中国CCUS产业商业化的"政策-技术-市场"三角驱动模型。政策、技术、市场三者相互支撑，共同推动商业化拐点的到来。任何一方的滞后都将制约整体商业化进程，因此需要系统性政策设计，确保三者协同发力。

结论与建议

核心结论

本报告通过对中国CCUS产业2026-2036年商业化路径的系统分析，得出以下核心结论。

第一，碳捕集成本下降路径清晰，商业化拐点临近。通过技术代际升级（从第一代到第三代）和规模化效应，低浓度烟气捕集成本有望在2030年降至300元/吨以下，接近商业化临界点。新一代MSA复合吸收剂、热泵技术等创新成果，为成本下降提供了直接支撑^[8]。

第二，碳利用市场呈现"双轨并行"格局。CO2-EOR因石油增产效益已率先盈利，是当前最现实的商业化路径；而大宗化学品利用（如CO2制甲醇）则高度依赖绿氢成本下降和碳交易收入补充。根据《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》的预测，中国化工/生物利用的CO2利用量将从2025年的0.4-0.9亿吨/年增长至2060年的6.2-8.7亿吨/年^[11]。

第三，政策是最终的"催化剂"。中国CCUS产业的商业化拐点高度依赖于宏观政策信号。若全国碳价在2030年前升至500-600元/吨，并辅以CCUS专项补贴/CCER方法学的明确激励，将足以弥补现阶段CCUS的额外成本缺口，触发大规模投资。当前（2025年）全国碳市场碳价持续下跌，与欧盟排放交易体系碳价（约600元/吨）形成鲜明对比，凸显了政策强化的紧迫性^[2][12]。

第四，全球经验需差异化借鉴。欧美模式（高碳价+政府补贴+基础设施共享）和中东模式（低能源成本+天然地质优势）对中国而言各有启发，但不可全盘照搬。中国的路径将更依赖"工业与电力耦合"、"政策驱动+万亿央企主导"以及"碳利用与化工转型结合"的模式^[1]。

第五，中国CCUS产业商业化依赖于"政策-技术-市场"三角驱动模型，三者缺一不可。政策（CCER方法学、碳价、CBAM衔接）提供经济激励和外部压力；技术（第二代/第三代捕集技术、化工利用技术）提供降本路径；市场（碳利用产品、CCER交易）提供价值变现渠道。

行动建议

基于上述核心结论，本报告提出以下可操作的政策建议。

建议一：尽快发布CCUS专项CCER方法学

CCER方法学的明确被视为触发CCUS大规模投资的"开关"，其影响甚至可能超越碳价水平本身。建议国家发展改革委、生态环境部尽快发布CCUS专项CCER方法学，明确减排量核算标准、监测报告与核查（MRV）标准、计入期和基线设定等关键问题。

具体而言，方法学应涵盖以下核心内容：一是减排量的核算方法，如何准确计算CCUS项目的净减排量；二是MRV标准，如何确保减排量的真实性和可追溯性；三是计入期和基线设定，如何合理确定项目的减排贡献。一旦CCUS专项CCER方法学发布，预计将产生显著的激励效果。以百万吨级CCUS项目为例，按碳价100元/吨计算，每年可产生约1亿元的碳交易收入，这将大幅改善项目的经济性。

建议二：加快碳市场扩围并引入拍卖机制

当前全国碳市场碳价持续下跌，反映出市场调控手段有限、制度建设目标路径不清等问题^[2]。建议加快碳市场扩围至钢铁、水泥、化工等行业，并引入配额拍卖机制，形成有效的碳价信号。

具体而言，可采取以下措施：一是逐步减少免费配额比例，增加拍卖配额比例，形成市场化碳价发现机制；二是建立碳价稳定机制，设置碳价上下限，避免碳价过度波动；三是引入机构投资者，提升市场流动性，增强碳价信号的有效性。预计到2030年，全国碳价有望升至500-600元/吨，为CCUS项目提供足够的经济激励。

建议三：设立CCUS基础研究专项基金

中国在新型吸收剂、直接空气捕集（DAC）等前沿技术领域仍存短板，与欧美先进水平存在代差^[5]。建议科技部、财政部设立CCUS基础研究专项基金，重点支持原创性技术研发。

具体而言，基金应聚焦以下方向：一是新一代吸收剂研发，如MSA复合吸收剂、相变溶剂等；二是直接空气捕集（DAC）技术，突破低浓度CO2捕集的技术瓶颈；三是碳利用技术创新，如CO2制甲醇、CO2制碳酸二甲酯等。同时，建立"产学研用"协同创新平台，促进技术成果转化和产业化应用。

建议四：构建"CCUS+化工园区"产业生态

"CCUS+"产业生态是实现碳资源化利用、创造新经济增长点的关键。建议在沿海化工园区、煤化工基地等区域，试点构建"CCUS+化工园区"产业生态。

具体而言，可采取以下措施：一是将碳捕集设施与化工园区内的用碳企业进行源汇匹配，形成区域性的碳循环经济网络；二是建立CO2管道输送网络，降低运输成本；三是推动绿色产品认证和碳标签制度，为CO2基产品赋予市场溢价。据北京理工大学能源与环境政策研究中心的预测，到2030年，"CCUS+"产业生态有望形成千亿级市场^[1]。

建议五：建立国内碳市场与CBAM的衔接机制

欧盟CBAM的实施将对中国出口产品形成碳成本压力。建议建立国内碳市场与CBAM的衔接机制，避免碳成本双重征收，同时将CBAM压力转化为国内CCUS部署的动力。

具体而言，可采取以下措施：一是建立碳价互认机制，使国内碳价能够抵扣CBAM碳成本；二是推动中欧碳市场对话，争取CBAM规则中的公平待遇；三是支持出口企业投资CCUS技术，降低产品碳强度，提升国际竞争力。当前，欧盟碳价约为75欧元/吨（折合人民币约600元/吨），而中国碳价仅为70-90元/吨^[12][2]。建立衔接机制，有助于缩小碳价差距，降低出口企业的碳成本压力。

建议六：推动央企与民企协同投资

中国CCUS项目主要由央企主导实施，但市场化程度较低，创新活力不足。建议推动央企与民企协同投资，发挥各自优势。

具体而言，可采取以下措施：一是央企负责大型基础设施投资，如CO2管道输送网络、封存场地等；二是民企负责技术创新和市场化运营，如碳利用产品开发、CCER交易等；三是建立混合所有制项目公司，实现风险共担、利益共享。通过央企与民企的协同，既能发挥央企的资金实力和工程化能力，又能激发民企的创新活力和市场敏感度。

建议七：加强国际合作与技术交流

全球碳捕集技术正朝着稳定高效、低能耗和低成本趋势发展，亟须立足全球视野和我国国情，识别我国碳捕集技术与全球碳捕集技术前沿进展的差距^[3]。建议加强国际合作与技术交流，提升中国CCUS产业的全球竞争力。

具体而言，可采取以下措施：一是参与国际CCUS技术合作项目，如IEA温室气体研发计划、使命创新（MissionInnovation）等；二是引进欧美先进技术和经验，如相变溶剂、DAC技术等；三是推动"一带一路"CCUS合作，与中东、东南亚等国家共享CCUS-EOR和地质封存经验。通过国际合作，既能加速技术引进和消化吸收，又能提升中国CCUS产业的全球影响力。

实施路径与时间表

为确保上述建议的有效实施，本报告提出以下实施路径与时间表：

2026-2027年：政策完善期。发布CCUS专项CCER方法学，完成碳市场首次扩围，启动CCUS基础研究专项基金。

2028-2030年：技术突破期。第二代碳捕集技术规模化应用，捕集成本降至300元/吨以下，CO2-EOR项目大规模推广。

2031-2036年：商业化爆发期。第三代碳捕集技术商业化，碳价升至500-600元/吨，"CCUS+"产业生态形成千亿级市场。

这一实施路径与时间表，与《CCUS技术发展路线图》的规划基本一致，具有现实可行性。通过系统性政策设计和多方协同发力，中国CCUS产业有望在2030年前后迎来商业化拐点，为实现"双碳"目标提供关键支撑。

参考资料

●北京理工大学能源与环境政策研究中心。碳捕集技术发展前沿与趋势预测.2025^[3]

●李阳教授。中国CCUS技术与产业发展状况.匹兹堡大学工程学院，2024^[8]

●北京理工大学能源与环境政策研究中心。全球和中国碳市场回顾与展望（2026）.2026^[2]

●北京理工大学能源与环境政策研究中心。实现碳中和目标的CCUS产业发展展望.2024^[1]

●中国石化新闻网。我国碳捕集技术亟须代际升级.2025-03-03^[5]

●国家能源局。我国首个百万吨级CCUS项目全面建成投产.2022-09-02^[6]

●国务院国有资产监督管理委员会。"碳捕手"拓宽绿色发展空间.经济日报，2024^[7]

●国务院国有资产监督管理委员会。相当于年植树900万棵胜利油田CCUS项目吃"碳"又吐"油".中国青年报客户端，2024-08-28^[10]

●新华网。CCUS降成本空间可观2030年前有望形成产业化能力.2024-12-09^[4]

●中国环境规划院。中国二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)年度报告(2021).2021^[11]

●中国环境规划院。中国碳中和目标下的工业低碳技术展望.2025^[9]

●北京理工大学能源与环境政策研究中心。全球和中国碳市场回顾与展望（2026）.2026-01^[12]

●US-ChinaInstituteforEnergy,EnvironmentandSustainability.China'sCarbonCaptureUtilizationandStorage(CCUS).2024^[13]

●BelferCenterforScienceandInternationalAffairs.ProspectsforDirectAirCarbonCaptureandStorage:Costs,ScaleandFunding.2024^[14]

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●CentreforResearchonEnergyandCleanAir.China'sCoalPowerandHydrogenTrajectory2024.2025^[16]

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●GlobalCCSInstitute.AdvancementsinCCSTechnologiesandCostsReport.2025^[19]

●SpringerNature.China'sCCUSdemonstrationprojectsandscale-uppathways.CarbonNeutrality,2022^[20]

●AsiaInvestorGrouponClimateChange.CarbonCaptureandStorageinthedecisivedecadefordecarbonisation-ThecaseforAsia.2021^[21]

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●HansPublishers.基于注意力机制组合模型的全国碳价分析及预测.2025^[24]

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参考文献

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[2]http://journal.bit.edu.cn/sk/cn/article/pdf/preview/10.15918/j.jbitss1009-3370.2026.0166.pdf

[3]https://ceep.bit.edu.cn/docs/2025-01/dfa4be6503df4801989924f0a1a6cc3a.pdf

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[13]https://usea.org/sites/default/files/event-/2024-6-5-ChinasCCUSDevelopmentStatusandProspect.pdf

[14]https://www.belfercenter.org/publication/prospects-direct-air-carbon-capture-and-storage-costs-scale-and-funding

[15]https://www.iea.org/commentaries/driving-down-the-cost-of-carbon-removal-why-innovation-matters

[16]https://energyandcleanair.org/wp/wp-content/uploads/2025/02/CREA_GEM_China_Coal-power_H2-2024_FINAL.pdf

[17]https://iea.blob.core.windows.net/assets/e83f95c8-10a6-4f2a-b122-2931da592f02/LETA-CIAB_Final_web.pdf

[18]https://www.catf.us/resource/carbon-capture-storage-what-can-learn-from-project-track-record

[19]https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2025/08/Advancements-in-CCS-Technologies-and-Costs-Report-2.pdf

[20]https://link.springer.com/article/10.1007/s43979-022-00019-3

[21]https://www.aigcc.net/wp-content/uploads/2021/12/AIGCC-CCS-Report_final.pdf

[22]https://www.sciopen.com/article/10.26599/TRCN.2025.9550007

[23]https://www.ccn.ac.cn

[24]https://pdf.hanspub.org/hjdm_1760393.pdf

[25]https://energy.mit.edu/wp-content/uploads/2011/12/MITEI-The-Future-of-the-Electric-Grid-Chinese.pdf