CCUS全流程經(jīng)濟效益分析

付迪，唐國強，趙連增，項東，謝振威，周新媛

1.中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院；2.中國石油吉林油田公司；3.中國昆侖工程有限公司

0 引言

2020年9月，中國國家主席習近平在第七十五屆聯(lián)合國大會上首次明確提出中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭在2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和［1］?！疤歼_峰、碳中和”（簡稱“雙碳”）目標的提出彰顯了中國積極踐行國家使命，積極應對全球氣候變暖嚴峻挑戰(zhàn)的決心，為中國綠色低碳發(fā)展指明了道路與方向［2］。實現(xiàn)“雙碳”目標，低碳技術不可或缺［3］。CCUS（碳捕集、利用與封存）是目前世界上公認的不需要大幅改變現(xiàn)有電力和工業(yè)生產(chǎn)流程、能夠?qū)崿F(xiàn)大規(guī)模減碳目標的重要技術路徑，是中國化石能源低碳利用的主要技術選擇，發(fā)展?jié)摿薮螅?］。近年來，在生態(tài)環(huán)境部、國家發(fā)展和改革委員會等部門的大力扶持下，中國 CCUS科技研發(fā)能力和水平不斷提高，已初步掌握 CCUS全產(chǎn)業(yè)鏈關鍵技術，現(xiàn)場示范應用效果顯著，整體競爭力進一步增強，產(chǎn)業(yè)發(fā)展勢頭強勁［5］。

CCUS的產(chǎn)業(yè)發(fā)展不僅是技術問題，更是經(jīng)濟問題，經(jīng)濟性直接影響項目投資熱情及產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展。目前，已開展的關于CCUS的經(jīng)濟研究主要集中在捕集壓縮、運輸、利用、封存中的單個環(huán)節(jié)。

在捕集環(huán)節(jié)，燃煤電廠等高排放企業(yè) CO2捕集的經(jīng)濟分析是學者關注的重點。Rubin等［6］對燃煤電廠使用不同 CO2吸收劑的捕集系統(tǒng)的成本進行了分析；黃斌等［7］對中國第一套燃煤電廠煙氣碳捕集系統(tǒng)投資及能耗成本進行了研究；鄭學棟等［8］對中國現(xiàn)運行的采用燃燒后捕集技術的華能北京熱電廠等 3家電廠的捕集示范裝置進行了投資和成本分析；吳其榮等［9］研究了某100×104t/a捕集規(guī)模的碳捕集裝置的投資和運行成本構(gòu)成。

在運輸環(huán)節(jié)，Simon等［10-11］對陸上、海上管道等不同運輸方式的經(jīng)濟性進行了研究；徐冬等［12］比較分析了管道、船舶、公路槽車、鐵路槽車4種方式的優(yōu)缺點與經(jīng)濟性，提出通過開發(fā)共享設施、集中運輸?shù)冉档虲CUS運輸成本的方法。

在利用與封存環(huán)節(jié)，學者的研究多集中在 CO2驅(qū)油利用方面。陳國利等［13］以 QZ油田為例，對CCUS驅(qū)油利用環(huán)節(jié)的經(jīng)濟評價主要指標進行了測算；孟新等［14］剖析了CO2驅(qū)油提高采收率項目的特點并建立了考慮封存效益的經(jīng)濟評價模型；武守亞等［15］建立了CCUS封存環(huán)節(jié)的經(jīng)濟模型，討論了影響成本的主要因素；胡燕［16］將美國 45Q政策補貼模式應用于國內(nèi) CCUS驅(qū)油項目的效益測算中，計算了不同補貼額度下項目主要的經(jīng)濟評價指標。

部分學者開展了CCUS全流程經(jīng)濟研究。牛紅偉等［17］比較了100×104t/a捕集規(guī)模不同位置的燃煤電廠與不同位置油田區(qū)塊組合方案的 CCUS項目的經(jīng)濟性；徐梓忻［18］對基于燃煤電廠燃燒后捕集的 CCUS驅(qū)油項目全流程的經(jīng)濟效益進行了測算；鐘林發(fā)等［19］建立了涵蓋捕集、運輸、注入和原油開采4個環(huán)節(jié)的CCUS驅(qū)油經(jīng)濟評價模型，并以煤化工廠碳源為案例，計算項目內(nèi)部收益率；王堯［20］針對鋼鐵廠碳捕集 CCUS驅(qū)油項目建立了資源環(huán)境優(yōu)化模型，分析其經(jīng)濟性；翟明洋［21］以系統(tǒng)成本最小化為目標，建立了全流程CCUS系統(tǒng)優(yōu)化模型，運用Lingo 11.0（交互式的線性和通用優(yōu)化求解器）進行模型求解，分析投資、擴容等變量動態(tài)變化問題。

綜上，現(xiàn)有關于 CCUS經(jīng)濟方面的研究多聚焦于單個技術環(huán)節(jié)投資、成本的探討，且數(shù)據(jù)適應性較差，對CCUS全流程的經(jīng)濟研究主要針對燃煤電廠等單一碳排放源，且經(jīng)濟評價部分論述較為薄弱。在CCUS發(fā)展的重要“窗口期”，以CCUS的主要利用方式 CO2-EOR（CO2驅(qū)油提高采收率）為例，考慮高、中、低不同濃度碳源與不同碳埋存收益，對CCUS捕集壓縮、運輸、驅(qū)油與埋存全產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)以及全流程的投資、成本費用、效益情況進行詳細分析，提出推動中國CCUS產(chǎn)業(yè)發(fā)展的建議，具有較強的現(xiàn)實意義。

1 CCUS全流程概況

CCUS是指將工業(yè)生產(chǎn)等過程中排放的 CO2分離出來投入到新的生產(chǎn)過程中進行利用或直接封存以實現(xiàn)永久減排 CO2的技術。按流程劃分，CCUS包括捕集壓縮、運輸、利用與封存等多個環(huán)節(jié)［5］。

1.1 捕集壓縮環(huán)節(jié)

CO2捕集壓縮是指將 CO2從工業(yè)生產(chǎn)等排放源分離和富集的過程。根據(jù)碳捕集與燃燒過程的先后順序，CO2捕集路徑主要有燃燒前捕集、燃燒后捕集、富氧燃燒和化學鏈捕集。按照分離過程，目前CO2的捕集方法主要有物理吸收法、化學吸收法、膜分離法等［22］。捕集工藝的選擇取決于技術成熟度、運行成本、項目特點等多種因素的綜合考量。

據(jù) GSSCI（全球碳捕集與封存研究院）統(tǒng)計，截至2021年9月，全球碳捕集能力達4 000×104t/a。規(guī)劃、在建和運行中的商業(yè)化CCUS設施數(shù)量達135個，全部建成后CO2捕集規(guī)?？蛇_1.5×108t/a［23］。

一般來說，CO2捕集氣源可分為低、中、高 3種濃度，分別指CO2體積含量低于30%、30%～70%、高于70%的氣源。CO2氣源主要來自熱電廠、水泥、鋼鐵、煤化工等行業(yè)，除煤化工屬于高濃度排放源外，其余均屬于低濃度排放源［24］。對于油田CO2-EOR項目，以中國石油天然氣集團有限公司（簡稱中國石油）為例，高濃度氣源主要來源于周邊煉化企業(yè)合成氨裝置，中濃度項目氣源主要來源于煉化企業(yè)制氫裝置弛放氣，低濃度項目氣源主要來源于燃燒煙氣。高濃度排放源捕集技術較為成熟，成本較低。預計至 2030年，CO2捕集成本（包括投資與運行成本）為 90～390 元/t，2060 年為 20～130 元/t［5］。

1.2 運輸環(huán)節(jié)

將捕集壓縮后的 CO2輸送到封存或者利用地的過程即為CO2運輸環(huán)節(jié)。CO2運輸方式主要有罐車運輸、船舶運輸和管道運輸。罐車通常適用于小規(guī)模和短距離運輸，在長距離大規(guī)模運輸方面管道運輸技術更具優(yōu)越性。管道運輸包括陸上管道運輸與海上管道運輸，根據(jù)輸送的CO2所處相態(tài)的差異，CO2管道運輸還可分為氣相、液相、密相與超臨界相態(tài)運輸 4 種方式［25］。

影響 CO2運輸成本的因素主要有運輸距離和CO2流量。對于管道運輸而言，還受到管道直徑、材料、地理位置、是否在閑置天然氣管道基礎上改造等因素影響。從單位運輸成本上看，罐車運輸成本最高，陸上管道運輸技術是最具應用潛力和規(guī)模經(jīng)濟性的技術［26］。

目前，中國罐車和船舶運輸技術已基本達到國際水平，在小規(guī)模（10×104t/a以下）CCUS示范項目中實現(xiàn)了商業(yè)化應用；而輸送潛力最大的管道運輸技術相比處于商業(yè)應用階段的國際先進水平有明顯差距。CO2管道運輸技術在北美已經(jīng)應用了30多年，已建成超過8 000 km的管網(wǎng)，約占全球已建CO2管道總長度的85%，主要用于驅(qū)油［27］。目前中國已具備大規(guī)模陸上管道設計能力，正在制定相關設計規(guī)范；CO2海上管道運輸技術缺乏實踐經(jīng)驗，在中國尚處于研究階段。

1.3 利用與封存環(huán)節(jié)

CO2利用是指通過一系列技術手段將捕集的CO2投入到新的生產(chǎn)過程中進行再利用的過程，包括地質(zhì)利用、生物與化學利用等。其中，CO2地質(zhì)利用是通過工程技術手段，將 CO2注入地下以實現(xiàn)強化能源生產(chǎn)、提高資源開采效率的過程，如增強地熱系統(tǒng)、強化深部咸水開采、提高油氣田采收率等；CO2生物與化學利用是指利用CO2的不同理化性質(zhì)以合成生物質(zhì)、生產(chǎn)有價值的化學產(chǎn)品并實現(xiàn)減排的過程，如轉(zhuǎn)化為生物肥料、合成甲醇、合成可降解塑料等［28］。

CO2封存是指將捕集的CO2注入咸水層、枯竭油氣藏等不同地質(zhì)封存體以隔絕其與大氣的過程，封存方式包括陸地封存和海洋封存［29］。不同地質(zhì)封存體、封存方式的操作難度、發(fā)展?jié)摿彤a(chǎn)生的社會經(jīng)濟效益有較大差異。

CO2驅(qū)油是地質(zhì)利用的一種方式，作為一種三次采油技術，在水驅(qū)發(fā)展受到制約的低滲透油藏中的適用范圍更廣、效果更優(yōu)［30］，且在提高油田采收率、實現(xiàn)油田增產(chǎn)的同時，實現(xiàn)CO2的大規(guī)模減排，具有驅(qū)油與封存雙贏優(yōu)勢，受到世界各國的密切關注，成為目前條件下最經(jīng)濟可行且能大規(guī)模應用的CCUS方式，是 CCUS的主要效益端［31］。現(xiàn)階段，CO2驅(qū)油技術在中國仍處于工業(yè)示范階段，相比進入商業(yè)化應用階段的國際水平有明顯差距。

2 CCUS全流程經(jīng)濟效益分析

2.1 捕集壓縮環(huán)節(jié)

除高濃度碳源可以直接壓縮液化外，其余均需將 CO2預處理后進行壓縮液化從而獲得工業(yè)級液態(tài)產(chǎn)品。因此，不同濃度捕集壓縮項目投資成本水平差異較大。據(jù)統(tǒng)計，現(xiàn)階段，中國有約40個CCUS示范項目（包括已投運及建設中項目），每年捕集CO2約300×104t，示范項目規(guī)模普遍較小，純捕集示范項目僅 13個，每年捕集 CO2約 86×104t［5］。從捕集項目規(guī)模和時間跨度來看，單體捕集規(guī)模達到10×104t/a的項目較少，且項目投運時間較早，普遍在 2010年前后［32］，不具有代表性。故捕集壓縮環(huán)節(jié)的投資、成本分析數(shù)據(jù)主要來源于中國石油所屬工程企業(yè)近幾年典型項目。

2.1.1 投資分析

CO2捕集壓縮項目的建設投資包括工程費用、其他費用、預備費等3部分。工程費用由捕集、壓縮液化、罐區(qū)以及配套的電氣、儀表、公用工程、施工（含土建）投資組成，其他費用和預備費按照工程費用的一定比例計取。不同濃度捕集壓縮項目投資水平差異較大，投資的差異集中體現(xiàn)在捕集以及配套設施的投資上，壓縮液化和罐區(qū)投資一般差異不大。

據(jù)調(diào)研，高、中、低濃度不同條件下的10×104t/a碳捕集項目的建設投資水平約 0.5×108～1.6×108元，單位建設投資水平約500～1 600元/t，具體見表 1。不同規(guī)模碳捕集項目投資有一定差異，低濃度項目規(guī)模一般較大，規(guī)模大的項目單位投資水平會有所降低。此外，10×104～20×104t/a規(guī)模項目也可能會部分依托投資企業(yè)原有公用工程，從而降低投資水平，其中氣源來自合成氨裝置和制氫裝置的煉化企業(yè)，由于裝置集中且規(guī)模較大可能會存在一定的公用工程富余，而油田氣源主要是燃燒煙氣，由于油田裝置分散且規(guī)模相對較小，新建捕集壓縮項目利用油田原有公用工程的可能性較小。整體而言，規(guī)模效應大于依托效應，也即規(guī)模越大，單位投資水平越低。

表1 捕集壓縮環(huán)節(jié)投資情況（規(guī)模10×104 t/a）

2.1.2 成本分析

CO2捕集壓縮項目的總成本費用是指在運營期內(nèi)為獲得工業(yè)級液態(tài) CO2產(chǎn)品而發(fā)生的全部費用，由生產(chǎn)成本和期間費用組成。生產(chǎn)成本按成本要素可以分解為能耗成本、人員費用、折舊費、修理費、其他制造費等，期間費用主要包括管理費用、財務費用和營業(yè)費用。

能耗成本分析主要包括水、電、汽、劑等4部分。根據(jù)當前能耗水平及價格數(shù)據(jù)測算，中國石油內(nèi)部高濃度項目氣源主要來自合成氨裝置，多采用直接壓縮液化法，能耗成本較低，約80元/t，主要為壓縮干燥過程中消耗的循環(huán)冷卻水和電力；中濃度項目氣源主要來源于制氫裝置弛放氣，捕集方法主要為溶劑吸收法，能耗成本約300元/t；其他低濃度項目氣源主要來源于燃燒煙氣，采用化學吸收法，預處理、吸收解吸、壓縮干燥等過程均產(chǎn)生能耗成本，能耗成本約360元/t。若煙氣濃度更低，則預處理電耗隨之增加。除能耗成本外，考慮折舊費等其他生產(chǎn)成本及期間費用，捕集壓縮項目單位總成本費用約140～500元/t。高濃度項目單位總成本費用約145元/t，中濃度項目單位總成本費用約420元/t，低濃度項目單位總成本費用約500元/t。能耗成本占總成本費用的比例約 55%～72%。捕集壓縮項目總成本費用情況詳見表2。

表2 捕集壓縮項目總成本費用情況

2.1.3 效益分析

CO2捕集壓縮項目的收益來源于直接銷售氣體。在當前技術和能耗水平下，經(jīng)初步測算，在CO2價格（不含稅）200元/t條件下，高濃度捕集壓縮項目可以實現(xiàn)盈利45元/t，項目稅后IRR（內(nèi)部收益率）約為12%；由于投資和能耗成本較高（兩項成本已高于CO2價格），再加上其他生產(chǎn)成本、期間費用，中濃度項目虧損約200元/t，低濃度項目虧損約290元/t。CO2捕集壓縮項目單位成本效益情況如圖1所示。

圖1 CO2捕集壓縮項目單位成本效益情況（CO2價格200元/t 不含稅）

按照 6%的稅后基準收益率反算，高濃度項目CO2銷售價格約150元/t，中濃度項目CO2銷售價格約450元/t，低濃度項目CO2銷售價格約550元/t。從 CO2銷售價格與單位能耗成本的關系來看，CO2銷售價格需要達到單位能耗成本的1.5～2.0倍，才能達到基本盈利水平（見表3）。

表3 6%基準收益率對應的CO2價格（不含稅）與能耗成本

2.2 運輸環(huán)節(jié)

目前中國已開展的CCUS示范項目規(guī)模較小，碳源供給主要以罐車運輸為主，運輸成本約 0.9～1.4元/（t·km）［32］。中國CO2管道運輸發(fā)展相對緩慢，目前已運營并采用管道運輸?shù)?CCUS項目較少，已建 CO2管道均為氣相輸送，運輸成本較高。歐美地區(qū)普遍采用超臨界 CO2管道運輸，運輸成本可低至0.25元/（t·km）。CO2管道運輸將成為未來大規(guī)模CCUS項目的主要運輸路徑。預計2030年中國管道運輸成本為 0.7元/（t·km），2060年管道運輸成本可降至 0.4 元/（t·km）［5］。

2.3 驅(qū)油利用環(huán)節(jié)

CO2驅(qū)油投資項目分析采用“有無對比”的經(jīng)濟效益分析方法，也就是“有項目”與“無項目”進行對比，“有項目”是指 CO2驅(qū)油開發(fā)方案，“無項目”是指原有基礎井網(wǎng)繼續(xù)沿用水驅(qū)開發(fā)方案。CO2驅(qū)油投資項目的經(jīng)濟效益用“增量效益”指標來衡量。

2.3.1 經(jīng)濟效益分析假設

2.3.1.1 投資

CO2驅(qū)油項目建設投資按工程內(nèi)容可劃分為開發(fā)井工程投資和地面工程投資兩部分。開發(fā)井工程指從鉆前工程至試油工程結(jié)束的全部工程，地面工程是指從井口（采油樹）以后到商品原油外輸為止的全部工程。參考已實施的CO2驅(qū)油項目投資數(shù)據(jù)，CO2驅(qū)油項目單位增油量投資按照450元/t考慮。

2.3.1.2 成本費用

CO2驅(qū)油項目的總成本費用指在運營期內(nèi)為原油生產(chǎn)所發(fā)生的全部費用，包括操作成本、折耗和期間費用等3部分。操作成本指在原油生產(chǎn)過程中操作和維持井及有關設備和設施發(fā)生的成本總支出，對應生產(chǎn)作業(yè)過程操作成本主要包括采出作業(yè)費、驅(qū)油物注入費、油氣處理費、井下作業(yè)費、測井試井費、維護及修理費、運輸費、其他輔助作業(yè)費和廠礦管理費等。

其中，驅(qū)油物注入費指為提高采收率，對地層進行注水、注氣或者注化學物等所發(fā)生的材料、動力、人員等費用，主要由 CO2氣源成本（即 CO2購買成本+運輸成本）和CO2注入成本組成。捕集和運輸環(huán)節(jié)的投資和成本最終體現(xiàn)為驅(qū)油環(huán)節(jié)的 CO2氣源成本，各項目間存在明顯差異，本文分別測算不同井口碳價的經(jīng)濟效益情景。CO2注入成本按照平均水平50元/t考慮。

不含驅(qū)油物注入費的其他操作成本按照單位增油量 800元/t測算?？偝杀举M用中的折耗、期間費用根據(jù)國家和企業(yè)相關規(guī)定測算。

2.3.1.3 其他假設

評價期：CO2驅(qū)油項目評價期按照20年考慮。油價：長期油價按照60美元/桶考慮。單位增油量：按照每噸CO2驅(qū)油0.30 t考慮。碳埋存收益：單獨驅(qū)油環(huán)節(jié)暫不考慮碳埋存收益。

2.3.2 經(jīng)濟效益分析

基于以上假設，CO2井口價格為200元/t時，IRR為8.6%，表明CO2驅(qū)油項目具有一定的經(jīng)濟效益；但 CO2驅(qū)油項目 CO2價格承受能力較差，高于 200元/t很難有經(jīng)濟效益。

當布倫特油價處于40美元/桶和50美元/桶時，CO2驅(qū)油項目幾乎無法承受高于0的CO2價格，表明在不考慮碳埋存收益時，CO2驅(qū)油項目收益的抗風險能力較低，基本達不到6%的基準收益率水平。不同井口碳價下的經(jīng)濟效益分析結(jié)果如圖2所示。

圖2 不同井口碳價下的CO2驅(qū)油項目經(jīng)濟效益情況

2.4 全流程經(jīng)濟效益分析

2.4.1 主要假設

（1）CO2購買成本分別按照捕集壓縮環(huán)節(jié)效益分析中 6%基準收益率反算的高、中、低濃度 CO2價格150元/t、450元/t、550元/t考慮。

（2）預計2025年CO2管道運輸成本為0.8元/（t·km），2030年、2060年成本分別降至 0.7元/（t·km）、0.4 元/（t·km）［5］?？紤]當前技術水平與一定利潤空間，CO2管道運輸環(huán)節(jié)成本按照 1.0元/（t·km）計算。碳源至油田驅(qū)油場地運輸距離按照平均50 km考慮，即CO2運輸成本為50元/t。

（3）按照目前技術水平，CO2埋存量按照驅(qū)1 t油埋存2.5 tCO2考慮。

（4）碳埋存收益。2021年，CCER（國家核證自愿減排量）價格在北京和上海碳市場基本維持在30元/tCO2左右。2022年伴隨著國際形勢變化、資源緊缺導致的能源價格的上漲與全國碳市場的進一步發(fā)展，CCER價格也在逐步上漲，在北京碳市場甚至出現(xiàn)了高于60元/tCO2的價格。目前國家對CO2驅(qū)油的碳埋存收益尚無明確政策，考慮未來或出臺相關激勵措施及 CCER價格發(fā)展現(xiàn)狀與趨勢，在CCUS全流程經(jīng)濟效益分析中碳埋存價格按0元/t、50元/t、100元/t多種情景考慮。

（5）其他成本費用、評價期、油價等參數(shù)與驅(qū)油環(huán)節(jié)經(jīng)濟效益分析假設保持一致。

2.4.2 經(jīng)濟效益分析

基于以上假設測算，高濃度碳源項目在碳埋存價格50元/t時的全流程IRR可以達到10%的水平，而中濃度、低濃度碳源 CCUS項目全流程IRR達不到6%的基準收益水平。不同CO2購買價格和碳埋存價格經(jīng)濟效益結(jié)果如表4所示。

表4 不同CO2購買價格、埋存價格下的CCUS全流程項目效益

3 中國CCUS產(chǎn)業(yè)發(fā)展建議

CCUS是中國應對氣候變化、實現(xiàn)CO2減排、保障能源安全和實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的重要技術手段。為加速推動中國CCUS產(chǎn)業(yè)化步伐，更好支撐“雙碳”目標的實現(xiàn)，提出以下幾點建議。

3.1 現(xiàn)階段CCUS項目優(yōu)先匹配高濃度碳源

不同濃度氣源的碳捕集壓縮項目效益水平存在較大差異，在CO2價格（不含稅）200元/t條件下，高濃度捕集壓縮項目可實現(xiàn)盈利，中低濃度項目卻面臨較高虧損。對于驅(qū)油環(huán)節(jié)，不同濃度氣源投資與成本水平的巨大懸殊體現(xiàn)在 CO2購買成本中，高成本帶來更高的 CO2供應價格，影響全流程效益。建議現(xiàn)階段 CCUS驅(qū)油項目優(yōu)先采用高濃度排放源。當市場油價處于高位時，驅(qū)油收益不僅可以抵消高濃度氣源成本，還可以創(chuàng)造額外經(jīng)濟利潤，即以負成本實現(xiàn)CO2減排。

3.2 以余熱利用和電氣化提升作為CCUS降低成本攻關方向

根據(jù)調(diào)研數(shù)據(jù)，現(xiàn)階段低濃度氣源捕集壓縮的高成本主要歸因于蒸汽和電力的消耗。已有工程實例證明，余熱利用替代蒸汽可以有效降低成本。建議油田周邊煉化企業(yè)將未能有效利用的低溫余熱資源與 CO2捕集相結(jié)合，既可以降低煉廠能耗，又可以節(jié)省CO2捕集過程中的蒸汽消耗，實現(xiàn)雙贏局面。同時，低濃度氣源捕集壓縮的高成本也反映了技術的局限性。建議加大以綠電為基礎的電氣化汽化技術的研發(fā)力度，以電鍋爐、電加熱器等電氣化設備取代原有鍋爐和蒸汽加熱器。

3.3 完善財稅政策以保障CCUS持續(xù)發(fā)展

要實現(xiàn) CCUS產(chǎn)業(yè)的商業(yè)化、規(guī)?；l(fā)展，除技術本身不斷完善、降低成本外，還需要財稅政策的逐步到位。財稅政策的支持可以緩沖企業(yè)發(fā)展CCUS高昂的投資成本，促進CCUS項目在未來的大規(guī)模部署。碳捕集是CCUS項目中成本較高的環(huán)節(jié)，建議給予碳捕集企業(yè)一定的財稅支持，如對實施碳捕集的燃煤電廠給予一定電價補貼以充分調(diào)動其積極性；對于 CCUS驅(qū)油利用環(huán)節(jié)，企業(yè)單純依靠增油量收益難以盈利，建議進一步對 CCUS項目實施稅收減免，如對所得稅進行一定比例下調(diào)、按照低品位征收資源稅、提高特別收益金起征點等，可以使企業(yè)降低成本。

隨著CCUS技術的快速發(fā)展及其項目規(guī)模的不斷擴大，外部融資將成為 CCUS項目獲取資金的重要方式。建議為CCUS項目設立專項扶持基金，打通金融融資渠道，推動金融機構(gòu)從融資額、利率等方面為 CCUS項目提供支持，促進產(chǎn)業(yè)鏈和政策鏈相互支撐。

3.4 發(fā)揮碳市場在推動CCUS發(fā)展中的關鍵作用

現(xiàn)階段，CCUS減排量尚未被納入中國碳排放權交易市場中。建議加快推進國內(nèi)碳市場建設，將CCUS納入碳市場交易機制，發(fā)揮碳市場在推動CCUS產(chǎn)業(yè)發(fā)展上的關鍵作用，讓實踐CCUS項目的企業(yè)獲取一定減排收益以彌補其高昂的投資和成本。對于已納入碳市場的重點排放企業(yè)單位，建議允許其 CCUS項目的碳捕集量直接抵消碳排放配額；同時，建議將CCUS項目納入CCER，允許其作為抵消機制組成部分用于抵消排放配額。

3.5 制定統(tǒng)一的標準規(guī)范，為CCUS提供經(jīng)濟技術支撐

建議建立 CCUS業(yè)務系列規(guī)章制度，制定專項管理辦法，明確項目全過程管理流程和相關規(guī)定，加快構(gòu)建一套完整的、行之有效的CCUS業(yè)務管理體系，為 CCUS項目的規(guī)?；七M提供制度保障。同時，建立 CO2監(jiān)測、報告和核查體系，重點攻關CCUS全過程定量監(jiān)測系列方法，形成基于行業(yè)減排措施的 CCUS全流程 CO2核算方法和基于 CCER的 CCUS全流程 CO2減排方法學，為 CO2減排量的精準確定及碳交易奠定基礎，為 CCUS產(chǎn)業(yè)化加速推進提供經(jīng)濟技術支撐，為中國在國際碳市場爭取話語權。