挪威船级社DNV 最新发布的《Energy Transition Outlook - CCS to 2050》报告指出，全球碳捕获与封存（CCS）技术正站在关键转折点。报告全面分析了 CCS 从技术成本、政策环境到 2050 年的规模化路径，揭示了这一技术在全球能源转型中的潜力与挑战。
一、CCS 发展现状与转折点：2030 年容量将翻四倍
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碳捕集与封存（CCS）的转折点已经到来，其捕集和封存能力预计到 2030 年将增长四倍
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2030 年后，增长最快的领域将是难以脱碳的行业，到本世纪中叶，制造业将占年度二氧化碳捕集量的 41%
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到 2050 年，CCS 将捕集全球 6% 的二氧化碳排放，这与任何净零排放目标所需的规模仍有显著差距
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到 2050 年，二氧化碳移除（CDR）将捕集 3.3 亿吨二氧化碳，占捕集排放总量的四分之一
二、技术成本与价值链条：40% 成本降幅与产业渗透路径
碳捕获技术（Capture Technologies）
1. 点源捕获技术体系
后燃烧捕获（Post-combustion）：胺吸收法为当前主流技术，已在加拿大 Quest 项目（120 万吨 / 年）、美国 Petra Nova（170 万吨 / 年）等项目验证商业可行性。该技术通过胺溶剂吸收烟气中低浓度 CO₂（3-15 mol%），但存在能耗高（占捕获成本 40%）和溶剂降解问题。新型非胺溶剂（如 CESAR1）试点显示，95% 捕获率下成本可较传统胺法降低 15%。
预燃烧捕获（Pre-combustion）：主要用于合成气处理，如加拿大 Boundary Dam 项目将煤气化产生的 CO₂富集至 90 mol% 以上，成本较后燃烧法低 30%，适用于氢氨生产。
氧燃烧捕获（Oxy-combustion）：挪威 Brevik 水泥厂采用纯氧燃烧技术，捕获率达 90%，配套液化设施用于船舶运输，成为工业领域标杆项目。
固有捕获（Inherent capture）：乙醇、氨生产中副产高纯度 CO₂（>90 mol%），美国 ADM Illinois 乙醇厂通过该技术实现 100 万吨 / 年捕获，成本仅 30-36 美元 / 吨。
2. 直接空气捕获（DAC）技术进展
固体吸附剂路线：Climeworks Mammoth plant（冰岛）采用模块化设计，通过温度 swing 吸附 CO₂，2025 年产能达 40 万吨 / 年，电耗约 4 kWh/kg CO₂，成本 350 美元 / 吨。
液体溶剂路线： potassium hydroxide 溶液吸收 CO₂后需 900℃高温再生，能耗较固体吸附高 20%，但更适合高湿度地区。
新兴技术：电 swing 吸附（Electro-swing adsorption）直接用电再生吸附剂，理论能耗可降 30%，但仍处于实验室阶段。
3. 船上碳捕获（Onboard CCS）
技术适配性：Solvang ASA 的 Clipper Eris 号测试胺吸收系统，针对 15,000 TEU 集装箱船，70% 捕获率下燃料 penalty 为 15%-30%，需配套港口 CO₂卸载设施。
成本挑战：船上系统 CAPEX 较陆上高 40%，且需解决液体 CO₂存储对 cargo capacity 的影响，目前仅适用于固定航线船舶。
运输与存储技术（Transport & Storage）
1. 运输技术矩阵
北美主导：8000 公里现役 CO₂管道（如美国 Shute Creek）采用密相输送（压力 > 80 bar），成本 6-28 美元 / 吨，适用于短中期大规模运输。
欧洲挑战：因人口密集区安全考量，多采用气相管道（压力 < 50 bar），成本较北美高 50%，需依赖跨境船舶运输补充。
液化 CO₂船：挪威 Northern Lights 使用专用船舶运输 - 54.3℃液化 CO₂，单船容量 2 万吨，配套岸上缓冲存储，运输成本较管道高 30%。
干冰运输：实验性方案，利用现有集装箱物流，但需解决 CO₂升华导致的压力控制问题。
2. 地质存储技术
优势：美国 Gorgon 项目（澳大利亚）利用已开发储层，存储成本 3-15 美元 / 吨，且可借助 EOR 提升石油采收率。
局限：容量有限，且 legacy 井泄漏风险需持续监测（如挪威 Sleipner 项目 25 年零泄漏纪录）。
潜力：占全球存储容量 80%（如美国 Saline aquifers），通过 seismic 监测 CO₂运移，成本 5-35 美元 / 吨。
案例：挪威 Northern Lights 在北海 Troll field 附近盐水层存储，年注入量 50 万吨，验证海上存储可行性。
冰岛 Carbfix：将 CO₂溶解于水注入玄武岩，形成碳酸盐矿物，永久存储但成本较地质存储高 2 倍。
工业副产物利用：钢铁 slag 矿化 CO₂，每吨钢可固定 0.3 吨 CO₂，但需高温处理限制规模化。
全链条成本分析（Cost Trajectories）
1. 当前成本水平（2025 年）
2. 成本下降驱动因素
规模效应：捕获设施从 0.07 Mt / 年增至 0.66 Mt / 年时，单位成本降 37.5%（如美国 Gas Power 项目）。
模块化设计：挪威 Brevik 水泥厂采用标准化捕获单元，建设周期缩短 40%，CAPEX 降 25%。
技术学习：DAC 每翻倍部署容量，成本降 13%，预计 2050 年达 180 美元 / 吨。
3. 2050 年成本预测
全链条成本：整体降 40%，电力行业捕获成本降至 60-120 美元 / 吨，工业领域降至 25-40 美元 / 吨。
区域差异：北美陆上全链条成本或低至 30 美元 / 吨（如澳大利亚 Moomba 项目），欧洲海上仍维持 80-120 美元 / 吨。
关键障碍：CO₂纯度要求（需 > 99.5%）导致处理成本占比达 15%，尤其对多气源混合场景。
技术与成本的交互影响
1. 技术选择对成本的影响
高浓度 CO₂源：乙醇生产中固有捕获成本仅为电厂后燃烧捕获的 1/3，凸显气源浓度是成本核心变量。
运输方式权衡：500 公里以上距离时，船舶运输（20 美元 / 吨）较管道（28 美元 / 吨）更经济，但需配套液化设施。
2. 成本对技术部署的制约
DAC 商业化瓶颈：当前 350 美元 / 吨成本仅适用于自愿碳市场（如微软购买 Durable CDR），合规市场需降 2/3 才能大规模应用。
海上存储门槛：欧洲海上存储成本较北美高 3 倍，导致 2030 年前仅 15% 项目选择海上方案。
关键技术挑战与突破方向
1. 未解决的技术瓶颈
捕获能耗：后燃烧捕获能耗占电厂输出功率的 25%-30%，需开发低能耗溶剂（如金属有机框架 MOFs）。
运输安全：CO₂管道裂纹扩展风险需通过超声波监测技术（如 DNV 开发的 Skylark 系统）实时预警。
长期存储验证：盐水层存储需证明千年尺度密封性，目前最长监测记录仅 25 年（挪威 Sleipner）。
2. 创新研发重点
混合捕获技术：将膜分离与胺吸收结合，在水泥行业实现 90% 捕获率同时降低能耗 15%。
智能监测网络：利用卫星遥感（如 Sentinel-5P）与地下传感器融合，降低存储监测成本 40%。
碳价联动设计：开发 “碳价 - 成本” 动态调整机制，如英国 CCfD 确保项目在碳价波动下仍具经济性。
核心结论
CCS 技术已从实验室走向商业化，但成本仍是规模化的主要障碍。捕获环节的技术创新（如非胺溶剂、模块化设计）与运输存储的基础设施投资（如北美管网、北海存储枢纽）将共同推动成本下降。然而，要实现 2050 年 13 亿吨 / 年的捕获目标，需在气源预处理、跨区域运输标准、长期存储监管等方面取得突破，同时依赖碳价机制完善与政策持续支持。技术与成本的协同进化，将决定 CCS 能否在全球能源转型中扮演关键角色。
三、政策金融与区域格局：从补贴驱动到碳价主导
政策驱动的五大核心逻辑
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净零目标强制要求：《巴黎协定》全球温控目标推动 CCS 成为工业脱碳必需技术，IPCC 明确 CCS 是 1.5℃路径不可或缺的组成部分。
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发达国家先行示范：美、欧等占全球 80% GDP 的经济体通过 “碳管理挑战”（CMC）计划，目标 2030 年实现 10 亿吨 / 年 CCS 规模。
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跨链条风险对冲：政府通过基础设施投资（如欧盟 2030 年前 135 亿美元 CO₂管网资金）降低 emitter 对运输存储的不确定性。
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碳价与激励协同：欧盟 ETS（2030 年碳价 150 美元 / 吨）与美国 45Q 税收抵免（存储 85 美元 / 吨）形成 “胡萝卜 + 大棒” 政策组合。
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公众信任构建：通过社区参与机制（如挪威 Longship 项目收益共享）缓解邻避效应。
政策工具组合与区域差异
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碳定价机制 |
排放交易体系（ETS）、碳税、边境调节机制（CBAM）
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欧盟 ETS 覆盖 60% 工业排放，2030 年碳价预计 150 美元 / 吨；中国 ETS 2025 年扩容至钢铁、水泥行业
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直接补贴 |
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美国 45Q 抵免：DAC 存储 180 美元 / 吨，常规 CCS 85 美元 / 吨；加拿大碳管理战略 5 年 140 亿美元 funding
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基础设施支持 |
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欧盟 Connecting Europe Facility 为 PCI 项目提供 75% 资金；英国 Northern Endurance Partnership 获政府 290 亿美元支持
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强制标准 |
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欧盟 Net Zero Industry Act 要求油企 2030 年提供 5000 万吨 / 年存储容量；加拿大 2030 年油砂排放降 35%
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碳市场联动 |
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欧盟 ETS 与国际航空 CORSIA 机制对接；南非允许自愿信用用于合规抵消
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1. 北美：税收激励驱动为主
美国政策体系：IRA 法案强化 45Q 抵免，将捕获门槛从 0.7 Mt/yr 降至 0.1 Mt/yr，覆盖范围扩展至氢能生产（45V 抵免）。2025 年 IRS 明确蓝氢项目可同时申请 45Q 与 45V，推动得州 Stratos DAC 项目（50 万吨 / 年）落地。
加拿大创新模式：联邦与阿尔伯塔省协同，通过碳价（2030 年 50 美元 / 吨）与投资补贴（如 Pathways Alliance 获 165 亿美元支持），目标 2030 年 1600 万吨 / 年捕获量。
融资特征：私人资本主导，如埃克森美孚 49 亿美元收购 Denbury 获取 CO₂管网，Occidental 11 亿美元收购 Carbon Engineering 布局 DAC。
2. 欧洲：碳市场与公共资金双轮驱动
工业碳管理战略：2050 年 4.5 亿吨 / 年捕获目标，通过 Innovation Fund（2020-2030 年 430 亿美元）支持水泥、钢铁项目。
跨境协作：Northern Lights 项目获挪威政府 20 亿美元（覆盖 2/3 成本），与荷兰 Yara Sluiskil 项目形成跨国运输链。
英国：通过 Regulated Asset Base 模式为 Teesside 集群提供 290 亿美元，用户按 tariff 付费。
荷兰：Porthos 项目由港务局、Gasunie 等国企主导，政府注资 7.26 亿美元补充私人资本缺口。
高资本成本（海上存储比陆上高 3 倍）依赖欧盟层级风险共担机制。
3. 亚洲：国家主导与产业协同
1+N 政策框架：“十四五” 规划将 CCS 纳入煤电改造，华能陇东 150 万吨 / 年项目获央行碳减排工具支持。
碳市场扩展：2025 年 ETS 扩容至钢铁、铝冶炼，覆盖 60% 排放，预计推动 CCS 成本与碳价挂钩。
沙特：2035 年 4400 万吨 / 年目标，Jubail CCS 枢纽获阿美石油 230 亿美元预算，配套国内碳信用交易所。
阿联酋：ADNOC 投资 230 亿美元，2030 年 1000 万吨 / 年捕获量，重点支持氢氨出口欧洲。
东南亚依赖双边协议，如新加坡与澳大利亚合作开发海上存储，但本地资本市场参与度低。
4. 其他区域：起步阶段的政策探索
印度：2025 年启动 “Mission CCS”，计划 2050 年 7.5 亿吨 / 年捕获量，拟设碳捕获金融公司（CCFC）提供 49 美元 / 吨补贴。
非洲：仅南非有 10 美元 / 吨碳税，Climeworks 在肯尼亚启动 100 万吨 / 年 DAC 试点，依赖国际资金。
融资模式与成本结构
1. 全链条成本与融资缺口
捕获：电力行业 100-200 美元 / 吨，天然气处理 30-36 美元 / 吨（高纯度 CO₂优势）。
运输存储：北美陆上 17 美元 / 吨，欧洲海上 23 美元 / 吨，综合 tariff 约 74 美元 / 吨。
2050 年成本预测：整体降 40%，模块化设计与规模效应推动捕获成本降 50%，运输存储降 43%。
融资缺口：发展中经济体 2030-2050 年需 1.3 万亿美元，当前仅 15% 获公共资金覆盖。
2. 资本结构与风险分配
公共资金：早期项目占 60%（如挪威 Longship），后期降至 30%。
私人资本：北美项目中占 70%，通过项目融资（如美国 45Q 支持的独立发电商）。
风险分担-政府承担：长期存储责任（欧盟要求运营方负责 20 年，之后转政府）。
风险分担-市场工具：母公司担保、碳价对冲合约（如英国 CCfD）降低收益波动风险。
3. 碳市场对融资的拉动作用
需求驱动：2050 年合规与自愿市场共需 3.3 亿吨 / 年 CDR，欧洲占 2/3 需求，推动 BECCS 与 DAC 项目融资。
价格信号：欧盟碳价 2050 年预计 250 美元 / 吨，使 CCS 在水泥、钢铁行业具备经济性。
关键挑战与政策建议
1. 现存政策与融资障碍
跨链协调缺失：捕获、运输、存储分属不同监管部门，如美国 PHMSA 与 EPA 监管重叠导致许可延迟。
公众接受度低：欧洲 35% CCS 项目因社区反对延迟，需建立收益共享机制（如丹麦 Greensand 项目本地就业承诺）。
发展中经济体瓶颈：东南亚缺乏本地碳定价，依赖国际碳信用购买（如日本向马来西亚支付存储费用）。
2. DNV 提出的政策优化方向
监管框架统一：推动《伦敦议定书》修正案 ratification，建立跨境 CO₂运输标准。
融资工具创新：发行 “碳收益债券”（如世界银行挂钩减排绩效的债券），降低长期融资成本。
技术中立支持：对 BECCS、DAC 等负排放技术提供同等补贴，避免政策扭曲。
核心结论
政策与融资是决定 CCS 规模化速度的关键变量。北美与欧洲通过成熟的碳定价与激励措施，已形成项目落地潮，但全球范围内仍存在显著区域失衡。发展中经济体需加速建立本地政策框架，同时国际社会应通过多边机制填补融资缺口。唯有政策、资本、技术协同推进，CCS 才能在 2050 年实现 13 亿吨 / 年捕获目标，为全球温控贡献 6% 的减排量。
四、区域展望与关键挑战：6% 排放捕获的缺口
在全球积极应对气候变化的大背景下，碳捕获与封存（CCS）技术承载着重要期望，其未来发展路径备受瞩目。
从市场规模预测来看，前景颇为可观。据相关数据，2025 年全球 CCS 市场规模为 54.732 亿美元，预计到 2035 年将飙升至 205.924 亿美元，期间年复合增长率（CAGR）达 14.2%。这一增长动力源于全球对净零排放目标的执着追求，以及各行业迫切的脱碳需求。越来越多的政府和企业将《巴黎协定》中的气候目标纳入自身规划，促使 CCS 技术从试点阶段迈向大规模部署阶段。
技术创新层面，多个方向正不断取得突破。在捕获技术领域，胺吸收法当前虽为主流，但新技术的研发进展令人期待。比如模块化设计的 Capturi 系统在挪威 Brevik 水泥厂的应用，以及新型非胺溶剂 CESAR1 的研发，有望使资本成本降低 15%-50%。运输与存储环节同样有进步空间，北海地区的规模化存储项目，如丹麦 Greensand 项目，预计到 2050 年可让欧洲运输存储成本降低 43% 。
在应用领域拓展上，CCS 技术呈现出阶段性特征。2030 年前，天然气处理以及低碳氢 / 氨生产是主要应用场景，像加拿大 Quest 项目，通过蒸汽甲烷重整制氢的同时捕获二氧化碳，年捕获量达 140 万吨。2030 年后，制造业将成为 CCS 技术应用的增长主力，尤其是水泥、钢铁、化工等流程排放行业。到 2050 年，这些行业的捕获量预计占总量的 41%。举例来说，欧洲水泥行业借助 oxyfuel 燃烧技术，到 2050 年二氧化碳捕获量可达 1.1 亿吨 / 年。同时，碳移除领域也将崛起，生物能源碳捕获（BECCS）和直接空气捕获（DAC）预计到 2050 年每年可移除 3.3 亿吨二氧化碳。尽管 DAC 技术成本目前维持在 350 美元 / 吨的高位，但在自愿碳市场的驱动下，规模有望在 2050 年达到 8400 万吨 / 年。
区域发展方面，不同地区展现出各自的特点。北美地区凭借政策优势，特别是美国通过《通胀削减法案》强化 45Q 税收抵免（存储每吨二氧化碳最高可获 85 美元补贴），将在短期内成为 CCS 部署的核心区域。预计到 2030 年，美国 CCS 容量将达 1.1 亿吨 / 年。欧洲则借助碳市场和产业碳管理战略推动发展，如英国为 Teesside 集群提供 280 亿美元补贴，确保项目收益与碳价波动脱钩。到 2050 年，欧洲 CCS 捕获量预计达 3.36 亿吨 / 年，占区域排放的 31%。亚洲的中国和印度等国家也在积极布局。中国通过 “十四五” 规划推动煤电 CCS 示范项目，如华能陇东基地 150 万吨 / 年项目；印度也在探索适合本国的 CCS 发展路径。中东地区凭借丰富的油气资源，在蓝氢生产和出口方面具有巨大潜力，预计 2050 年捕获量达 1.8 亿吨 / 年 。
然而，CCS 技术的未来发展并非一片坦途。从挑战来看，成本居高不下仍是关键问题。CCS 全生命周期成本（捕获 + 运输 + 存储）目前处于 100 - 200 美元 / 吨区间，虽有下降趋势，但仍限制了其大规模推广。技术成熟度也有待提升，例如 DAC 等负排放技术效率较低且成本高昂。公众接受度同样是一个瓶颈，在欧洲，多次出现因民众抗议导致管道建设项目取消的情况，如荷兰 Heartland Greenway 项目。此外，跨境二氧化碳运输依赖的国际协议，如《伦敦议定书》，仅少数国家批准，制约了跨区域网络的形成 。
尽管面临诸多挑战，CCS 技术作为应对气候变化的重要技术手段之一，其未来发展前景依旧值得期待。在全球各方共同努力下，通过持续的技术创新、政策支持以及加强国际合作，CCS 有望在全球能源转型和碳减排进程中发挥关键作用，助力实现全球净零排放目标 。
五、结语
DNV 报告揭示了 CCS 的矛盾现状：作为唯一能大规模锁定工业流程排放的技术，其发展速度却远落后于气候需求。2025-2030 年是决定 CCS 能否成为净零支柱的关键窗口期，需要政策制定者、产业界和社会各界在技术创新、资本配置和公众沟通上形成合力。正如报告强调：“CCS 不是万能药，但在钢铁、水泥等领域，没有它将寸步难行。”
来源于DNV报告《Energy Transition Outlook - CCS to 2050》。
