1、引言

近年来，随着全球变暖，极端天气和气候事件频发，气候变化对生态环境和经济社会发展的影响日益显著，已成为当今国际社会热点议题之一。国际形势的变化将全球应对气候变化带入一个新的阶段。2016年11月，《巴黎协定》正式生效，意味着削减温室气体排放、实现本世纪末全球气温比工业化前上升不超过2C，并向1.5C努力的共识正在凝聚。我国将气候变化列为非传统国家安全问题，提出应对气候变化不仅是实施可持续发展战略的内在要求，而且是引领全球生态文明建设的重要抓手。

碳捕集利用与封存（CCUS/CCS'）是指将二氧化碳（CO2）从工业排放源中分离后或直接加以利用或封存，以实现CO2。减排的工业过程。作为一项有望实现化石能源大规模低碳化利用的新兴技术，CCUS技术受到国际社会的高度关注。政府间气候变化专门委员会（IPCC）评估报告认为，如果没有CCS，绝大多数气候模式都不能实现深度碳减排目标，更为关键的是，减排成本增加幅度预估将高达138%。若要实现本世纪末温升1.5C的目标，不仅需要在化石能源利用行业广泛部署CCS以实现其近零碳排放，而且需要将其应用于生物质利用领域（BECCS)以取得负排放效果。国际能源署(IEA）的研究报告也指出，若要实现2C和1.75C的温升目标，CCS的累计减排贡献分别可达到14%和32%。鉴于CCUS对应对气候变化和碳减排的重要作用，欧美发达国家已在探索给予CCUS与其它清洁能源的同等政策支持力度，以加快CCUS产业化进程。与此同时，多边国际合作机制，如碳收集领导人论坛（CSLF）、创新使命部长级会议（MI）、清洁能源部长级会议（CEM）等从不同方面推动了CCUS的发展。

CCUS是未来我国减少CO2排放、保障能源安全、构建生态文明和实现可持续发展的重要手段。作为负责任的发展中大国，中国高度重视应对气候变化工作，有序推进CCUS技术研发和示范。2011年，科学技术部社会发展科技司和中国21世纪议程管理中心共同发布了《中国碳捕集、利用与封存（CCUS）技术发展路线图研究》（以下统称“2011版路线图”）报告。之后，中国政府先后发布了《“十二五”国家碳捕集利用与封存科技发展专项规划》《关于推动碳捕集、利用和封存试验示范的通知》以及《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》等鼓励CCUS技术发展的文件，并将CCUS技术纳入我国战略性新兴技术目录以及国家重点研发计划、科技创新2030一“煤炭清洁高效利用”重大项目的支持范畴。近年来，CCUS各技术环节均取得了较大进步，已经具备大规模示范基础；新型技术不断涌现，种类不断增多；低能耗的第二代捕集技术²可大幅改善CCUS技术的经济性，有望以更低成本实现煤电和煤化工等传统产业的有效减排。CO2利用技术在实现减排的同时，形成具有可观经济社会效益的新业态，对促进可持续发展具有重大意义（图1-1）。

2011版路线图发布以来，CCUS技术本身及其发展环境都发生了显著变化。国内外应对气候变化的新形势要求对CCUS技术重新定位，以促进生态文明建设和可持续发展战略的实施；CCUS技术内涵的丰富和外延的拓展，需要进一步明确发展方向，以有序推进第一代捕集技术向第二代捕集技术平稳过渡；CCUS技术的迅速发展使社会各界对CCUS认知度不断提高，亟待加快调整CCUS技术的发展目标和研发部署，为相关政策的制定执行和项目的顺利实施提供科技支撑。

2、技术现状与挑战

CCUS作为大规模碳减排的有效技术，对我国应对气候变化意义重大。政府、企业以及科研机构对CCUS技术的发展高度重视，其研发与应用也处于不断的创新升级中。但我国化石能源主导的能源结构以及碳排放达峰带来的减排压力，使我国CCUS技术的发展既存在复杂性和多样性，又具有自主性和引领性。

2.1 中国发展CCUS技术的基础

中国发展CCUS具有良好的基础条件：（1）以化石能源为主的能源结构长期存在；（2）适合CO2捕集的大规模集中排放源为数众多、分布广泛，且类型多样；（3）我国理论地质封存容量巨大，估算在万亿吨级规模；（4）我国完备的工业产业链为CO2利用技术发展提供了多种选择；（5）存在多种CO2利用途径，其潜在收益可推动CCUS其它技术环节的发展。同时，我国发展CCUS技术仍面临诸多传统挑战：（1）我国所处发展阶段难以承受CCUS的高投入、高能耗和高附加成本；（2）源东汇西的错位分布格局增加了CCUS集成示范和推广的难度；（3）复杂的地质条件和密集的人口分布给规模化封存提出了更高的技术要求。

另外，国内外新形势对CCUS技术发展带来了新的机遇：（1）全国统一碳市场的建立为CCUS技术发展提供了新的驱动力及预期；（2）具有较好社会经济效益的CO2利用技术不断涌现，有望提高CCUS技术的整体经济性，并提供了与可再生能源、氢能源协同发展的更多选项；（3）低能耗捕集技术的出现有望大幅降低CCUS的实施成本；（4）我国油气资源的需求持续增长，类型日益多样化，使得基于CO2的油气资源开采技术的发展越来越重要。而国内外环境的变化也使CCUS技术发展面临新的挑战：（1）建设生态文明社会和落实可持续发展战略对CCUS技术的能耗、水耗、环境影响及资源匹配等提出更高要求；（2)2035年前后将是捕集技术实现代际升级的关键时期，第二代捕集技术需在2035年之前做好大规模产业化准备。

2.2已开展的工作

近年来，CCUS在全球范围快速发展，已开展了众多工业规模示范项目，逐渐开始发挥对传统能源“清洁化”的作用。中国政府高度重视CCUS技术的研发与示范，为积极发展和储备CCUS技术开展了一系列工作：

一、明确了CCUS研发战略与发展方向。2011版路线图明确了CCUS的技术定位、发展目标和研发策略；《“十二五”国家碳捕集利用与封存科技发展专项规划》部署了CCUS技术的研发与示范；已经出台的《“十三五”国家科技创新规划》明确了CCUS技术进一步研发的方向。

二、加大了CCUS技术研发与示范的支持力度。通过国家重点基础研究发展计划（973计划）、国家高技术研究发展计划（863计划）和国家科技支撑计划，围绕CO2捕集、利用与地质封存等相关基础研究、技术研发与示范进行了系统部署。正在开展实施的“十三五”国家重点研发计划重点专项以及准备启动的科技创新2030一重大项目，也将CCUS技术研发与示范列为重要内容。

三、注重CCUS相关能力建设和国际合作交流。推动成立了中国CCUS产业技术创新战略联盟，加强国内CCUS技术研发与示范平台建设，促进产学研结合；参与国际标准制定；与IEA、CSLF等国际组织开展了广泛合作，与欧盟、美国、澳大利亚、加拿大、意大利等国家和地区围绕CCUS开展了多层次的双多边科技合作。

基于上述工作，中国企业积极开展CCUS技术研发与示范活动，已建成多套十万吨级以上CO2捕集和万吨级CO2利用示范装置，并完成了10万t/a陆上咸水层CO2。地质封存示范。同时，开展了多个CO2驱油与封存工业试验，累计注入CO2超过150万t。我国CCUS试验工程的总体情况详见附件1。

2.3技术现状评估

近年来我国CCUS技术发展迅速、成果可观（图2-1）：（1）2011版路线图涵盖的技术取得了一定发展；（2）多种新技术类型涌现。我国已开发出多种具有自主知识产权的技术，并具备了大规模全流程系统的设计能力。

与此同时，CCUS技术大规模应用仍受到成本、能耗、安全性和可靠性等因素制约。因此，CCUS技术研发与推广的方向是降低成本和能耗，并确保其具有长期安全性和可靠性；努力实现CCUS各个环节技术的均衡发展，尽快进入商业化阶段。

2.3.1.捕集

CO2捕集是指将电力、钢铁、水泥等行业利用化石能源过程中产生的CO2进行分离和富集的过程，是CCUS系统耗能和成本产生的主要环节。根据能源系统与CO2分离过程集成方式的不同，CO2捕集技术可分为燃烧后捕集、燃烧前捕集和富氧燃烧捕集。

由于能源系统与CO2分离过程的集成方式较为简单，燃烧后捕集发展相对成熟，可用于大部分火电厂、水泥厂和钢铁厂的脱碳改造，国内已建成数套十万吨级捕集装置。第一代燃烧后捕集技术的成本约为300~450元/tCO2能耗约为3.0GJ/tCO2，发电效率损失10~13个百分点。第二代燃烧后捕集技术的能耗约为2.0~2.5GJ/tCO2发电效率损失5~8个百分点。

燃烧前捕集系统相对复杂，主要用于整体煤气化联合循环发电系统（IGCC)、多联产和部分化工过程。

目前，依托我国首套商业运行的IGCC电厂（265MW）已建成十万吨级捕集装置。当前，第一代燃烧前捕集技术的成本约为250~430元/tCO2能耗约为2.2GJ/tCO2发电效率损失7~10个百分点。第二代燃烧前捕集技术的能耗约为1.6~2.0GJ/tCO2发电效率损失3~7个百分点。

富氧燃烧技术发展迅速，可用于新建燃煤电厂及部分改造后的火电厂，目前已建成0.3MW、3MW、35MW的试验装置，并完成了200MW的可行性研究。当前，第一代富氧燃烧捕集技术的成本约为300~400元/tCO2发电效率损失8~12个百分点，第二代富氧燃烧捕集技术的发电效率损失5~8个百分点。

概括而言，目前第一代CO2捕集技术渐趋成熟，但能耗与成本偏高，且我国缺乏开展大规模示范的工程经验；第二代捕集技术可大幅降低能耗与成本，但尚处于实验室研发或小试阶段，2035年前后有望大规模推广应用。

2.3.2输送

CO2输送是指将捕集的CO2运送到利用或封存地的过程，与油气输送有一定的相似性，有陆地或海底管道、船舶、铁路和公路车载等输送方式。

CO2陆路车载运输和内陆船舶运输技术已成熟，主要应用于规模10万t/a以下的CO2输送，成本分别约为1.10元/t·km和0.30元/t·km。CO2海底管道输送技术在国内尚处于概念研究阶段。CO2陆地管道输送技术是最具应用潜力和经济性的技术，目前输送成本低于1.0元/t·km’。我国已完成100万t/a输送能力的管道项目初步设计，具备大规模管道设计能力，正在制定相关设计规范。

2.3.3地质利用

CO2地质利用是将CO2注入地下，生产或强化能源、资源开采的过程。相对于传统工艺，CO2地质利用技术可减少CO2排放，主要用于强化多种类型石油、天然气、地热、地层深部咸水、铀矿等资源开采。我国上述资源需求的持续增长和油气资源类型的多样化，将为CO2地质利用提供更大发展空间。目前，CO2强化石油开采技术(CO2-EOR）已应用于多个驱油与封存示范项目，2010一2017年，CO2的累计注入量超过150万t，累计原油产量超过50万t，总产值约为12.5亿元；铀矿地浸开采技术处于商业应用初期，年产值已超过1亿元；强化煤层气开采技术正在现场试验和技术示范；强化天然气开采、强化页岩气开采、强化地热开采技术处于基础研究阶段；强化深部咸水开采技术是近几年提出的新方法，尚未开展现场试验，其大部分关键技术环节可借鉴咸水层封存和强化石油开采，但需要开发相应的抽注控制及水处理工艺。

2.3.4 化工利用

CO2化工利用是以化学转化为主要手段，将CO2和共反应物转化成目标产物，实现CO2资源化利用的过程，主要产品有合成能源化学品、高附加值化学品以及材料三大类。化工利用不仅能实现CO2减排，还可以创造额外收益，对传统产业的转型升级发挥重要作用。

近年来，我国CO2化工利用技术取得了较大进展，整体处于中试阶段：部分技术完成了示范，如重整制备合成气技术、合成可降解聚合物技术、合成有机碳酸酯技术等；部分技术完成了中试，如合成甲醇技术、合成聚合物多元醇技术、矿化利用技术等；大批新技术涌现，如CO2电催化还原合成化学品、基于CO2光催化转化的“人工光合作用”等完成了实验室验证。当前合成能源燃料的CO2利用规模约为10万t/a，产值约为1亿元/a;合成高附加值化学品的CO2利用规模约为10万t/a，产值约为4亿元/a;合成材料的CO2利用规模约为5万t/a，产值约为2亿元/a。

2.3.5生物利用

CO2生物利用是以生物转化为主要手段，将CO2用于生物质合成，实现CO2资源化利用的过程，主要产品有食品和饲料、生物肥料、化学品与生物燃料和气肥等。生物利用技术的产品附加值较高，经济效益较好。目前转化为食品和饲料的技术已实现大规模商业化，但其他技术仍处于研发或小规模示范阶段。转化为食品和饲料技术的CO2利用规模约为0.1万t/a，产值约为0.5亿元/a；转化为生物肥料技术的CO2利用规模约为5万t/a，产值约为5亿元/a;转化为化学品技术的CO2利用规模约为1万t/a，产值约为0.2亿元/a；气肥利用技术的CO2利用规模约为1万t/a，产值约为0.2亿元/a。

2.3.6地质封存

CO2地质封存是指通过工程技术手段将捕集的CO2储存于地质构造中，实现与大气长期隔绝的过程。按照封存地质体的特点，主要划分为陆上咸水层封存、海底咸水层封存、枯竭油气田封存等方式。我国已完成了全国范围内CO2理论封存潜力评估，陆上地质利用与封存技术的理论总容量为万亿t以上。陆上咸水层封存技术完成了10万t/a规模的示范，海底咸水层封存、枯竭油田、枯竭气田封存技术完成了中试方案设计与论证。基于当前技术水平，并考虑关井后20年的监测费用，陆上咸水层封存成本约为60元/tCO2，海底咸水层封存成本约为300元/tCO2，枯竭油气田封存成本约为50元/tCO2。

3、愿景与目标

为建立循环发展的经济体系，构建安全高效的能源体系和清洁低碳的技术体系，CCUS的未来发展需要科研界、政府和企业的共同努力。自2011版路线图发布以来，我国CCUS技术快速发展，新形势下亟需更新 CCUS发展的愿景和目标。

3.1愿景

CCUS作为未来温室气体减排的战略性技术，实现其大规模产业化取决于技术成熟度、经济可承受性、自然条件承载力及其与产业发展结合的可行性。在前期文献梳理、专家研讨、现场调研、问卷调查等工作的基础上，本路线图提出我国CCUS技术发展的总体愿景：构建低成本、低能耗、安全可靠的CCUS技术体系和产业集群，为化石能源低碳化利用提供技术选择，为应对气候变化提供技术保障，为经济社会可持续发展提供技术支撑。

3.2CCUS技术总体发展目标

2030年前，我国碳减排主要依靠大力发展节能增效和可再生能源技术，CCUS技术处于研发示范阶段，是我国减少温室气体排放的重要战略储备技术。随着技术逐渐成熟，CCUS有望在2030年后成为我国从化石能源为主的能源结构向低碳多元供能体系转变的重要技术保障，为构建化石能源与可再生能源协同互补的多元供能体系发挥重要作用。预计至本世纪中叶，CCUS技术能耗和成本问题将得到根本改善，其在各行业广泛推广应用不仅可以实现化石能源大规模低碳利用，而且可以与可再生能源结合实现负排放，成为我国建设绿色低碳多元能源体系的关键技术。因此，本路线图基于以上CCUS技术的近中远期

定位，提出中国CCUS发展总体愿景与各时间节点的发展目标（图3-1）。

到2025年：建成多个基于现有CCUS技术°的工业示范项目并具备工程化能力；第一代捕集技术的成本及能耗比目前降低10%以上；突破陆地管道安全运行保障技术，建成百万吨级输送能力的陆上输送管道；部分现有利用技术的利用效率显著提升并实现规模化运行。

到2030年：现有技术开始进入商业应用阶段并具备产业化能力；第一代捕集技术的成本与能耗比目前降低10~15%；第二代捕集技术的成本与第一代技术接近；突破大型CO2增压（装备）技术，建成具有单管200万t/a输送能力的陆地长输管道；现有利用技术具备产业化能力，并实现商业化运行。

到2035年：部分新型技术实现大规模运行；第一代捕集技术的成本及能耗与目前相比降低15~25%；第二代捕集技术实现商业应用，成本比第一代技术降低5~10%；新型利用技术具备产业化能力，并实现商业化运行；地质封存安全性保障技术获得突破，大规模示范项目建成，具备产业化能力。

到2040年：CCUS系统集成与风险管控技术得到突破，初步建成CCUS集群，CCUS综合成本大幅降低。第二代捕集技术成本比当前捕集成本降低40~50%，并在各行业实现广泛商业应用。

到2050年：CCUS技术实现广泛部署，建成多个CCUS产业集群。

3.3发展路径

以上总体发展愿景和目标的实现需要有序、平衡地推进CO2捕集、输送、利用与封存各环节技术的发展。近期应优先解决CCUS技术成本、能耗和安全问题，促进CO2利用技术向具有更大减排潜力的封存技术平稳过渡。

3.3.1捕集

电力、钢铁、水泥、化工等行业是捕集技术的应用主体。其中，火电行业是我国CO2的最主要排放源，捕集技术在火电行业的推广对于实现我国碳减排目标意义重大。

我国半数以上的现役燃煤机组建成于2005一2015年间。按照30~40年的运行寿命计算，火电行业在2035-2045年间将迎来机组更新高峰。综合考虑火电行业的发展规律与捕集技术的发展趋势，2035年前应以采用第一代捕集技术的存量火电机组改造为主，2035年后应以采用二代捕集技术的新建火电机组为主，2035年前后将是捕集技术实现代际升级的关键时期。

基于上述情景预期，第一代捕集技术应尽快降低能耗和成本并积极推进示范，在2030左右具备产业化能力。随着燃烧前捕集、化学链燃烧和增压富氧燃烧等燃料源头捕集技术为代表的第二代低能耗捕集技术不断成熟，至2035年前后，二代技术能耗和成本将明显低于一代技术，成为我国火电行业实现低碳排放的主力技术（图3-2，图3-3，附图2-1）。

3.3.2利用

近年来CO2利用技术发展较快，部分技术已进入规模化示范阶段，逐渐具备经济可行性。到2030年，部分地质利用技术、CO2化工利用技术和生物利用技术（图3-4，附图2-2，附图2-3，附图2-4）在无碳收益情况下亦具备一定经济竞争力，故应优先推进发展。2030一2035年期间CO2化工利用技术将逐渐达到商业应用水平，CO2生物利用技术和地质利用技术的经济可行性将逐渐摆脱外部条件制约，到2040年达到商业化水平。

3.3.3输送、封存

2030年，掌握大型CO2增压技术将使陆地管道输送规模大幅增加；2035年，封存的安全保障技术获得突破，陆地咸水层封存技术实现商业应用，多个百万吨级枯竭油气田封存工业示范项目投入运行，带动陆地管道输送技术的发展，扩大其应用规模并显著降低成本，实现商业应用（图3-5）；2040年，多个百万吨级或一个数百万吨级海底咸水层封存工业示范项目建成（附图2-6），成本较低的海上船舶输送技术随之实现商业应用（附图2-5）；2050年，海底咸水层封存技术实现商业化，推动海底管道输送技术的商业应用。

3.3.4系统集成与集群化

CCUS集群具有基础设施共享、项目系统性强、技术代际关联度高、能量资源交互利用、工业示范与商业应用衔接紧密等优势，是一种高效费比的发展途径，未来可能形成具有中国特色的CCUS新业态（图3-6) 。

4、优先行动及早期机会

2011版路线图发布以来，CCUS各环节关键技术取得较大进展，成本和收益已逐渐成为制约技术进一步发展的瓶颈，集成优化成为当务之急。2035年以前，亟需部署CO2利用技术示范与推广，以带动新一代技术的突破，为其后全流程技术系统集成和大规模示范打下基础。

4.1加快CO2利用技术研发与示范推广

CO2利用技术具有社会效益与经济效益“双赢”的属性，不仅有助于降低CCUS技术应用成本，而且可以积累未来向具有更大减排潜力封存技术过渡的工程经验。考虑各项技术的成熟度、成本以及未来应用前景，具体优先行动如下：

CO2地质利用：优先安排跨行业百万吨级CO2捕集、驱油利用与封存一体化示范项目，开展安全风险管控、储层精细描述、提高驱油效率、伴生CO2提纯、项目全生命周期经济评价等配套研究；研发铀矿地浸开采技术的绿色高效溶剂；支持强化煤层气开采过程中甲烷脱附与CO2吸附的机理和相关助剂研发；开展CO2一轻烃一岩石系统的组分传质、相关组分在固体介质表面的吸附与解析等基础研究，莫定强化天然气开采和强化页岩气开采技术基础；部署高效换能、微量贵金属提纯等基础研究，引导强化地热开采和强化深部咸水开采技术进入中试门槛。

CO2化工利用：积极开展重整制备合成气和合成甲醇技术的研究与工业示范；安排合成可降解聚合物、合成有机碳酸酯、合成聚合物多元醇、矿化利用等技术的进一步扩试，具备万吨级示范能力；部署制备液体燃料技术中高性能催化材料的基础研究，建立规模化生产技术，为技术扩试提供支撑。

CO2生物利用：开展高效光生反应器研究，莫定微藻转化为化学品和生物燃料技术的万吨级中试示范基础；加强固氮藻种的筛选和遗传改良基础研究，形成高效固氮微藻规模化生产技术；部署应用基础和下游转化研究，降低规模化微藻转化为食品和饲料的技术成本。

根据区域特点，CO2地质利用技术主要适合在中西部及东北地区应用，CO2化工利用与生物利用技术主要适合在东、南部应用，具有很好的地域互补性（表4-1）。

4.2实现关键新捕集技术突破

发展CCUS的关键是降低成本和能耗，其重点在于捕集技术的突破，包括燃烧后捕集：先进吸收剂、高效反应器和新型节能技术集成、膜分离和固体吸附、热集成与耦合优化；燃烧前捕集：煤气化、燃料气脱碳、大规模煤气化技术、系统集成技术的化工-动力多联产；富氧燃烧：制氧、全流程系统集成优化、化学链燃烧、增压富氧燃烧、富CO2烟气压缩纯化。到2035年，中国在捕集技术环节应分阶段优先部署的研发与示范活动详见表4-2：

4.3开展全流程技术系统集成和大规模示范

CCUS的全流程系统集成与示范是商业应用发展的必经阶段，据此可全面掌握CCUS系统整体及各环节的安全风险管控、技术经济性能指标实现程度和运行管理等信息，进而分析和评价系统整体与各技术环节的匹配关系，为CCUS技术商业应用积累经验。

开展CCUS全流程系统集成与示范所需资金投入大，对场地条件依存性强，技术密集度高，技术链条长且工艺组合方式多样，因此，需要准确把握我国重点区域CCUS潜力与源汇条件，因地制宜地部署CCUS集成示范项目。

近中期（2035年前后）百万吨级全流程示范以现有技术为主，着重发展以下技术或设备：（1）大规模CCUS系统：系统仿真模型、管网规划方法、风险管控技术及性能评估与优化方法；（2）捕集改造技术：CO2捕集与排放源集成优化；（3）百万吨级燃烧前捕集：变换深度可调的低水气比合成器转换工艺；（4）百万吨级燃烧后捕集：高效率、高通量、紧凑型吸收设备；（5）百万吨级常压富氧燃烧示范、十万吨级化学链、加压富氧燃烧：大规模低能耗制氧技术以及热耦合优化技术等；（6）输送：管网建设，材料、大口径以及主干线建设等；（7）CO2驱油与封存：场地精细勘查与表征技术、封存容量与利用潜力评价技术、动态监测与调控技术、环境与生产安全保障技术、以及气体压缩机装备等。

同时，新型技术的试验示范要尽可能依托以上大规模示范，在某些区域形成CCUS集群。基于我国地域特点和资源条件，可初步判断鄂尔多斯盆地、准噶尔-吐哈盆地、松辽盆地、四川盆地、珠江口盆地具有形成特色CCUS集群的有利条件（图4-1）。

5、政策与建议

推动CCUS技术发展，不仅是落实减排承诺、积极参与全球应对气候变化的要求，也是建设生态文明、实现可持续发展的内在需求，有利于我国绿色低碳产业的发展、升级和创新。当前我国的CCUS发展正处于技术更新换代时期，不仅需要突出CCUS技术在国家应对气候变化和生态文明建设整体战略中的位置，加快部署技术研发，推进商业化进程，更要关注技术代际过渡问题，抓住机遇，加快制定符合国情和CCUS技术发展规律的政策措施，促进CCUS技术在中国的健康、有序发展。

5.1加强CCUS技术研发能力建设

（1）探索CCUS的技术研发示范支持模式及人才培养方式。支持新一代CCUS技术研发示范，尤其是兼具经济效益和减排效益的CO2利用技术，将CCUS技术研发纳入后续国家科技计划和产业发展规划，为其提供长期稳定的支持。

（2)建设国家重大基础设施研发平台。重点开展CO2强化资源开采、CO2化工利用和生物利用技术验证设施建设，支撑CO2利用重大基础理论研究。

（3）建设政产学研合作平台。有效整合政府部门、企业、高校和研究机构资源，创建合作平台，设置完善的协调沟通机制，实现地区、机构和行业之间的联合与协调，推动CCUS关键技术突破与示范顺利开展。

（4)强化CCUS知识产权的动态监测、战略研究及合作机制。重视CCUS技术的知识产权研究和保护，

设计完善的知识产权保护机制与体系，有效规避市场技术风险壁垒，激励我国自主技术的研发，为我国大力开展CCUS技术的科学研究和工程示范提供法律法规保障。

5.2积极有序推进早期集成示范

（1）推进早期示范项目的筛选与评估。全面调研我国CCUS示范工程情况，建立全国范围示范项目数据库，提出侧重不同角度（包括应用潜力、技术先进性、经济性以及行业示范效果等）的示范评估准则，统筹规范早期示范项目布局，建立示范项目的持续支持机制。

（2)选择优先行业与重点地域开展早期示范。选择资源条件良好（如煤炭、水、生物质等）、源汇匹配、地方政府态度积极的地区（如陕西、内蒙、新疆等地区），积极有序开展CCUS全链条工程示范，建议早期示范项目优先采用高浓度排放源与强化石油开采相结合的方式。

（3）针对CCUS早期示范工程，制定CCUS研发示范项目监管条例和行业规范，明确研发示范项目的责任主体和监管、审批主体，建立行业与政府之间的联合协调机制，克服地区及行业壁垒等问题，保障涉及多部门的全流程示范项目有序开展。

（4）加大国家对示范项目尤其是集成示范项目的财政支持力度，并配套多方面激励政策，包括推动示范项目顺利开展所需要的财税贷激励政策，考虑政策制定的环境、与现有政策体系的对接、不同政策工具选择的依据等，研究可能的公共资金渠道，鼓励企业与私人资本投入。

（5）鼓励新建大型排放源项目进行捕集预留设计（如预留接口及占地等）、有封存利用前景的项目进行预留投资（如防腐措施及占地等），以减少其碳锁定风险，并延长项目存活年限。

5.3强化CCUS产业化政策研究

（1）将CCUS纳入国家低碳技术范畴。设立CO2利用领域，享受与新能源同等配套政策支持。探索设立CO2利用技术专项扶持资金、纳入碳排放交易体系等举措可行性。进行电力、煤炭、石油、化工等行业之间、企业之间的CO2循环利用机制研究，强化行业部门联合推进CCUS产业化的政策体系建设。

（2）制定CCUS行业规范以及应用评价和标准体系。针对国际标准化组织已启动制定的CCUS相关标准，结合我国CCUS示范工程的建立，明确不同条件下CO2的归类以及地下空间利用权和长期责任，研究并制定CO2管道建设与施工标准、封存选址标准、监测评价标准等环境保护、安全保障与监管标准及评价体系，为制定CCUS相关法律法规提供理论和数据支撑，为我国技术创新提供保障。

(3）加强产业链协作机制研究。CCUS项目全产业链涉及多个企业部门，其中，捕集成本约占CCUS总成本的70%左右，因此需要设计合理的成本、效益和责任分担机制，将全产业链CCUS产生的社会责任、经济效益和社会效益在各相关企业部门间合理分担和分配，促进全产业链CCUS项目相关企业部门的有效协作。

（4）加强CCUS相关知识产权的战略规划和动态监测，以产业创新联盟或者学术组织为平台推进知识产权整合，促进CCUS新技术体系的产业化。

（5）提高CCUS技术公众接受度。强化CCUS技术和示范工程的科普宣传，探索不同利益相关方有效沟通交流机制，提升政府、企业、公众对CCUS技术的认同程度。

5.4加强国际合作与技术转移

（1）积极开展CCUS技术国际合作交流。在进行技术研发和保护自主知识产权的前提和基础上，积极开展国际合作，创立CCUS知识体系，通过知识共享缩短研发周期；研究发达国家向发展中国家的资金及技术转移机制，发起创建CCUS多边合作机制，加强技术合作研发与转移，推动CCUS技术在中国的发展。

（2）推动我国CCUS技术与国际市场接轨。研究CCUS进入国际碳市场的方法学，推动CCUS技术进入碳排放权交易市场，提升技术融资能力，支撑我国参与国际交易规则与技术标准制定；研究我国CCUS技术与国际市场接轨的商业模式，将优势技术推向国际市场，在全球范围内拓展其应用空间。