政府间气候变化专门委员会(Intergovernmental Panel on Climate Change，IPCC)第四次评估报告指出全球控制地表温升2 ℃需要在基准排放情景下做出极大的减排努力，并可能需要大量的碳捕集、利用与封存(carbon capture，utilization and storage，CCUS)技术。对于能源结构以煤为主的中国，CCUS在中远期碳减排可能发挥重要的作用^[1]。

清华大学核能与新能源技术研究院在CCUS源汇匹配方面做了相关研究，开发并不断完善源汇匹配模型ChinaCCUS DSS。最初的ChinaCCS DSS^{[2, 3, 4]}为两阶段源汇匹配模型： 多源多汇全局匹配的矢量数据模型和单源单汇匹配的栅格数据模型，使用冒泡排序，计算获得在一定捕集、封存目标下的管网布局。改进的ChinaCCUS DSS^{[5, 6, 7, 8]}采用数学规划和优化的高级建模系统(general algebraic modeling system，GAMS)进行模型构建，并使用CPLEX专业求解器求取全局最优解，实现单阶段静态及多阶段动态规划。本文在已有研究基础上，将中国大陆地区分为东北、华北、华东、西北、西南、中南6大行政区，研究CO₂源汇分布及静态匹配布局特点^[8]。

用于实施CO₂捕集的对象主要是火电厂、钢铁厂、水泥厂、炼油厂、合成氨厂等大型固定CO₂排放源。根据课题组收集的数据，建立了中国大陆CO₂排放源数据库。上述5类CO₂排放源的数量及年排放量如表 1所示。

在本文数据库中，火电、水泥、钢铁、炼油、合成氨这5类企业CO₂排放量约为3.6 Gt/a； 火电、水泥、钢铁3类企业是主要CO₂排放源，排放量约占91.7%。

按地理分布划分，6大行政区CO₂排放量如表 2所示。CO₂排放源分布存在明显的区域差异，与能源及经济活动的分布相一致，基本以“黑河-腾冲线”为分界线。在这条分界线以东的地区，人口多，CO₂年排放量高，其中华东地区是高碳排放区，占中国大陆CO₂排放量的34.2%； 该分界线以西地区，特别是西北、西南等地区CO₂集中排放源分布较少，CO₂年排放量较低。

许多学者对中国大陆油田^[9]、 天然气田^[10]、 不可开采煤层^[11]及深部盐水层^[12]进行了CO₂地质封存潜力评估。由于天然气田在目前的示范项目中注入的CO₂与生成的天然气混合，分离、压缩、再注入的成本较高，经济可行性较差，因此这里暂不考虑。

某些大型地质封存库，分布于不同的行政地区，甚至跨越内陆和近海。这里做如下假设： 对于某一CO₂地质封存库，在无法得知具体地下封存空间分布的前提下，假定其CO₂封存量在平面上是均匀分布的。即在同一封存库内部，组成区域的封存潜力与其分布面积成正比。

根据上述假设，表 3为中国6大行政区的CO₂地质封存潜力分布。

由表 3可以看出，中国各省CO₂地质封存潜力有其各自特点。不可开采的煤层主要分布于西北和华北地区，其中新疆、内蒙古、甘肃、山西、陕西等5省市自治区的注二氧化碳提高煤层气采收率(CO₂ enhanced coalbed methane recovery，CO₂-ECBM)煤田封存潜力已达到10 534 Mt，占中国大陆煤田封存潜力陆上部分的87%，宜优先考虑实施CO₂-ECBM项目。油田主要分布于东北和西北地区，其中黑龙江、新疆、辽宁、陕西4省市自治区的注二氧化碳提高原油采收率(CO₂ enhanced oil recovery，CO₂-EOR)油田的潜力约为2 490 Mt，约占中国大陆CO₂-EOR油田封存潜力陆上部分的70%，宜优先考虑实施CO₂-EOR项目。深部盐水层分布最广，除广西、贵州、云南、江西、西藏、福建、浙江，其余各省市自治区均有深部盐水层分布，可以考虑用于埋存CO₂。综上，西北、华北、华东是主要的封存汇密集地区， 地区内均有油田、煤田、深部盐水层等分布，且封存潜力较为丰富，适宜优先开展CO₂封存项目。

从封存介质来看，深部盐水层对于CO₂地质封存的意义是非常巨大的。根据研究，深部盐水层的CO₂封存潜力为2.3×10⁶Mt^[12]，而CO₂-EOR和CO₂-ECBM的总封存潜力为1.6×10⁴Mt^{[9, 11]}，仅够封存中国3 a左右的CO₂排放量。因此，中国若要以CCUS技术为主来应对气候变化问题，仅开展CO₂-EOR和CO₂-ECBM是不能满足CO₂封存需求的，还必须开展盐水层封存工作。

本文选取CO₂排放量大于1 Mt/a的大型固定排放源为研究对象。在本课题组所收集的数据中，中国大陆CO₂排放量大于1 Mt/a的排放源共有751个，排放总量达3 038 Mt/a。其中合成氨厂32个，排放量达49 Mt/a； 火电厂530个，排放量达2 268 Mt/a； 水泥厂103个，排放量达196 Mt/a； 钢铁厂71个，排放量达490 Mt/a； 炼油厂18个，排放量达34 Mt/a。按照捕集率95%计算，每年最大捕集量为2 886 Mt/a。

所选取的封存汇为中国大陆CO₂地质封存库的陆上部分，包括CO₂-EOR油田、 CO₂-ECBM煤田及深部盐水层。上文所涉及的封存潜力均为最大理论值，为了保证未来的实际可用性，本文所选取的封存汇容量均要求大于100 Mt CO₂。

本文将研究当所选取的排放源同时实施CO₂捕集时在不同的CCUS目标下的管网布局情况。选取CO₂捕集量分别为最大捕集量的10%、 20%、 30%、 40%、 50%、 60%、 70%、 80%、 90%、 100%。

从排放部门上分析，如图 1所示。随着CCUS目标的不断增加，合成氨、水泥、钢铁等捕集成本较小的排放源首先实施CO₂捕集； 当CCUS目标大于总量的40%，即1 154 Mt/a时，合成氨、水泥、钢铁、炼油完全实施CO₂捕集。此后新增CO₂捕集部分完全由火电厂部门提供。

从地域上分析，如图 2所示。华东和华北地区CO₂排放源分布密集，是实施CO₂捕集的重要地区。这2个地区的CO₂捕集量约占全国捕集量的60%。特别是当CO₂捕集封存目标量大于2 309 Mt/a时，华北地区新增CO₂捕集量缓慢，而华东地区新增CO₂捕集量剧增。其余地区捕集量基本随着全国总量的增长，呈线性关系增长。

图 1 不同CO2捕集封存目标下各种排放源的捕集情况

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图 2 不同CO2捕集封存目标下各地区的捕集情况

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在不同的CO₂捕集封存目标下，各种类型的封存介质及各地区的封存情况如图 3和图 4所示。

图 3 不同CO2捕集封存目标下各种封存介质的封存情况

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图 4 不同CO2捕集封存目标下各地区的封存情况

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由图 3可以看到，从封存汇上分析： 实施CO₂-EOR的油田及实施CO₂-ECBM的煤田通过注入CO₂能够产生收益，降低了单位总成本，因此被首先用于CO₂封存。当CO₂封存量达到1 154 Mt/a时，CO₂-EOR油田及CO₂-ECBM煤田的封存潜力全部被利用，其中CO₂-EOR油田最大封存量为75 Mt/a，CO₂-ECBM煤田的最大封存量为193 Mt/a，由此带来的收益为： 每年增产原油23 Mt，增产煤层气 4.9×10¹⁰ m³，总收益达7.8×10¹⁰ RMB/a。 然而油田及煤田封存CO₂的容量有限，因此也需要对深部盐水层开展封存。当CCUS目标量由1 154 Mt/a增长到 2 886 Mt/a时，深部盐水层中CO₂封存量占总封存量的比例由77%增长到90%。深部盐水层的CO₂封存潜力巨大，在CCUS目标量为 2 886 Mt/a 时，经过30 a注入，深部盐水层的利用率仅为2.5%。

由图 4可以看到，CO₂封存在地域上的分布特点是： 华北、华东是主要的封存汇密集地区，拥有丰富的深部盐水层及煤田，能够实现CO₂“就近埋存”。这2个地区的封存量之和占全国的50%以上。其中当CCUS目标量为2 886 Mt/a时，封存于华北、华东地区的CO₂分别占总量的26%、 32%。

单位成本曲线如图 5所示。

图 5 单位成本曲线

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在不考虑收益的单位成本中，当CO₂捕集封存目标量较小(小于46 Mt/a)时，实施捕集的主要是合成氨厂，单位捕集成本较小，此时在所有单位成本组成中，封存成本部分将是主要组成部分。随着CO₂捕集量的增加，封存环节由于规模效应，单位封存成本逐渐减少，同时捕集环节中捕集成本高的水泥、钢铁、火电厂等逐渐实施捕集，单位捕集成本逐渐增加，最终捕集成本占总成本(不考虑收益)的比例约为86%。

若考虑收益，单位总成本(包含收益)随着CO₂捕集封存量的增加逐渐增加。当CCUS目标量为46 Mt/a时，单位总成本(包含收益)为负值，说明此时的CCUS项目收益大于成本。当CCUS目标量约为250 Mt/a时，单位总成本(包含收益)由负值变为正值，此时CCUS项目可以实现收支平衡。

管道单位运输成本跟CO₂运输量及CO₂管网规模密切相关，当CO₂捕集量为46 Mt/a时，管道的单位CO₂运输成本约为89 RMB/t，此时尚未达到管网的规模效应。当CO₂捕集量达到一定规模，如取最大捕集量的10%，此时单位运输成本逐渐趋于稳定； 当CO₂捕集封存量在288～2 886 Mt/a变化时，单位CO₂运输成本保持在7～12 RMB/t之间。

当所选的CO₂排放源完全实现捕集时，总捕集量达到2 886 Mt/a。此时共需铺设780条管道，总长度达5.0×10⁴ km。管道统计结果如图 6所示。其中管径12 inch及16 inch是管道中的主体，无论是管道长度还是数量，两者之和约占总量的50%以上。

图 6 CCUS目标量为2 886 Mt/a时管网信息

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为了分析未来中国大规模实施CCUS技术下的源汇匹配情况及管网布局特点，本文分析了中国大陆CO₂源汇分布特征，并选取所有排放量大于 1 Mt/a 的大型工业排放源为研究对象，使用基于GAMS的CCUS源汇匹配静态优化模型，设定CO₂捕集量作为情景驱动，对不同的约束下的管网布局特点进行了研究，得到以下主要结论：

1)受中国大陆的源、汇分布特征影响，管网布局以南北走向为主，其中东部分布密集、西部较为稀疏； 华北、华东地区源汇分布比较均衡； 东北、西南地区形成相对独立的网络。

2)在捕集环节： 随着捕集、封存量增加，合成氨、水泥行业被首先用于CO₂捕集； 然后为钢铁、火电。当CCUS目标大于1 154 Mt/a时，合成氨、水泥、钢铁、炼油完全实施CO₂捕集。此后CO₂捕集新增部分完全由火电厂部门提供。

3)在封存环节： 随着捕集封存量增加，实施CO₂-EOR的油田及实施CO₂-ECBM的煤田首先被用于CO₂封存，由此带来的收益表现为： 每年增产原油23 Mt，增产煤层气4.9×10¹⁰ m³，二者经济效益达7.8×10¹⁰ RMB/a。此后，深部盐水层是CO₂地质封存的主要场所。当CCUS目标量由1 154 Mt/a增长到2 886 Mt/a时，深部盐水层中CO₂封存量占总封存量的比例由77%增长到90%。

4)在运输环节： 当CO₂捕集封存量在288～ 2 886 Mt/a变化时，平均运距比较稳定，在140~220 km区间内变动； 单位CO₂运输成本保持在7～12 RMB/t之间。当CO₂捕集量达到2 886 Mt/a时，管道总长度达5.0×10⁴ km。

CCUS是一个庞大的系统工程，涉及化工、发电、运输、地质等诸多领域，地区跨度大，且成本高昂。为实现整体最优，CCUS基础设施建设必须由政府牵头规划、设计，统一部署，制定相应的法规来统一指导CO₂管道的建设并保障各个事项的顺利实施。对于CCUS全流程中的投资与收益，应当建立合理的机制，协调处理CO₂捕集的排放源、管道铺设地区与封存地等的利益关系。国家或地方政府在做产业布局规划时需要兼顾到未来开展CCUS的可能性。