在全球减碳浪潮下，碳捕集、利用与封存（CCUS）日益成为各国净零排放道路上的重要战略选项。CO2地质封存是规模化减少碳排放、减缓全球气候变暖和实现各行业可持续发展的重要支撑技术，对促进化石能源低碳化利用、保障国家能源安全具有重要意义。这一技术过程涉及将CO2通过岩石物理束缚、溶解和矿化作用封存在地质体中，从而减少大气中的温室气体浓度，以对抗气候变化。可用于CO2封存的地质体包括陆上咸水层、海底咸水层、枯竭油气田及煤层等。
CO2地质封存的安全和可靠性对于CCUS技术的广泛应用和公众接受至关重要。当前欧美发达国家的CCUS相关法律和监管框架将重点放在确保地质封存场地的安全性上，并以联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)制定的《IPCC 2006年国家温室气体清单指南》（以下简称“指南”）所提供的方法论为指导和基础。指南就封存场地表征，CO2泄漏、监测和报告等重要环节所涉及的方法学问题及具体方法选择给出了系统阐释，以帮助国家温室气体清单编制者理解如何监测注入地质库的CO2的长期演化。
CO2地质封存监管框架覆盖封存工程实施全链条
地质封存涉及将CO2注入适宜的地质地层，并将其圈闭在限定区域内。CO2封存场地的选择和评估通常由地质资源、环境、技术、经济和社会等多重因素所决定。从工程实施的全流程节点来看，与CO2封存相关的法律和监管框架通常考虑资源评估、场地开发、建设、运营、闭场、闭场后及之后等多个阶段（详见表1）。
总体来看，欧美主要发达国家对CO2封存项目的全流程监管主要遵循可持续发展与风险控制原则，法律法规框架注重准证核准制度、安全与监测制度、实行影响评估机制，并明确了长期管理责任。
封存资源评估：重视环境风险及关联资源影响评估
对CO2封存资源的评估涉及对潜在资源的物理、化学和地质特性的识别，以及对社会和环境因素的评估，以确定相关资源在捕集和封存CO2方面的有效性和适宜性。这一过程通常包括地区筛选、现场筛查、选址、初步表征、详细表征等多个步骤。针对这一评估过程，法律和监管框架一般通过收集地质、水文地质、地球化学和岩土力学等方面的数据来设定评估参数，以确保合适的封存资源获得规范和安全的开发。这些数据可为注入井施工和运营计划的制定提供信息，为表征储层行为的建模要求提供帮助，并为在注入期的生命周期内收集的监测数据建立基线信息。
挪威和欧盟均根据CO2地质封存法规所拟定的系列标准，对潜在封存地点进行适宜性评估。只有在确认没有重大的环境、健康或泄漏风险后，潜在地层或海底储层才能被选作封存场地。欧洲各国CO2封存潜力评估现状见图1。从具体法规条例来看，作为欧洲经济区的重要成员国，挪威在针对潜在封存综合体及周围区域的表征和评估上与欧盟的监管要求高度一致。
挪威和欧盟均规定评估过程分三步进行：①收集数据，包括地质和地球物理数据，储层计算（CO2注入的孔隙体积和最大存储容量计算），地球化学数据（分辨率速度、矿化速度），岩体力学数据（渗透性，断裂压力），地震频率，以及自然和人为CO2流动路线的存在和状况等；②建立三维静态地质模型，以描述综合体的物理陷阱的地质结构，储层顶部层和周围地层的地球力学、地球化学和流动性质，孔隙体积，原始液体分布及其他相关特征等，每个参数的不确定性应通过开发多种情景并估算相应的置信限来进行评估，模型自身的不确定性也在评估范围内；③表征地质封存动态发展、敏感性和风险评估，其中描述封存位置的动态条件包括评估潜在的注入速率和CO2流的性质、耦合过程建模的效果及反应过程等，敏感性表征则要求执行多次模拟，以识别对特定参数的假设评估的敏感性，风险评估包括确定风险特征（潜在泄漏路径、泄漏规模、影响潜在泄漏的关键参数、封存的次级效应），暴露评估（基于存储综合体上方的环境和活动特征，以及确定的潜在泄漏通道的潜在行为和CO2泄漏情况），效应评估（生物圈暴露于升高的CO2浓度的影响，以及对泄漏中可能存在的其他物质的评估），以及风险特征评估（对封存地点短期和长期安全性和完整性的评估）。
美国要求CO2存储设施运营商必须获得UIC Class VI许可，才能进行CO2的地质封存。其监管框架主要基于保护水资源的立法，因此美国CO2注入和封存相关法规侧重对地下饮用水资源的保护。与欧洲相同的是，美国也要求对封存现场进行表征，通常包括区域和现场地质的一般表征，以及注入区和围封区的详细表征。一般特征信息包括区域地质和水文地质数据，由地图、剖面图和其他可用数据支持。更详细的信息侧重于拟议的项目地点，涉及地层、构造地质、水文地质、岩土力学和地球化学方面的数据提交。
封存点开发及运营：确保封存项目安全、有序运行
针对封存场地开发的监管规定通常考虑监测、测量和验证（MMV）计划，封存场地检查，以及运营责任和财务保证三个方面。
MMV计划是确保CO2封存项目安全、可靠运行的核心，目的是确保技术和流程到位，以检测和使CO2迁移或泄漏最小化。对CO2存储场地的监测通常涉及一系列监测温度和压力变化、地震活动及其他指标的技术，以发现主要储层、储层综合体、覆盖层和地表是否存在可能表明泄漏的变化。MMV计划并非静态的过程，其监管框架基于监测应实现的目标，而非采用特定技术，因此通常采取非指令性方法。这也要求监管法规随着监测技术和方法的演变保持灵活性和适当性。
在场地检查方面，监管框架应允许监管部门通过存储场地检查和数据报告验证来确认项目是否如期运行，尤其是在封存项目的早期阶段和注入阶段。各国政府通常要求在CO2注入期间进行年度检查，并在现场关闭后进行一定程度的检查。
在挪威和欧盟，CCS指令提供了一个针对常规情况和非常规情况的监管框架，监管部门将在关闭后的三年内每年至少检查一次封存地点，此后每五年检查一次，直到责任移交给国家；在责任移交给国家之前，必须进行例行检查；检查报告需发送运营商并对外公布。在欧盟和英国北爱尔兰，发现存在泄漏、重大异常情况、违规或投诉时，监管部门必须对封存场地进行非例行检查。
在运营责任和财务保证方面，目前CCUS行业和各国监管部门普遍认为，在勘探、运营和关闭期间，封存场地运营商是最适合承担封存场地造成的任何损害的责任实体，需确保运营商有财务能力解决在封存项目运行期间可能出现的任何潜在问题。
挪威的相关规定考虑了自然灾害或战争等不可抗力所造成的污染损害，此种情况下运营商的责任可酌情减轻。在欧盟，出现泄漏情况时，运营商被要求交出排放交易配额，并采取预防和补救措施。若在关闭后发生泄漏，主管机关将进行碳配额交割，并采取补救措施，相关成本主管机关可从运营商处追回。
封存场地闭场及闭场后：明确关闭流程与长期责任
在闭场及闭场后环节，相关法规应明确规定关闭封存场地的具体流程，以及所有利益相关者此后在管理场地中的角色和责任。
场地关闭过程涉及基础设施的退役和土地复垦。如相关当局对封闭场地承担长期责任，运营商须证明该场地已适合退役，且未来没有重大的泄漏风险。在责任进行转移前，运营商需提供充足证据，证明CO2已安全封存，所有风险均已缓解，且关闭封存场地前必须经过一段最短时间期限。
长期责任是CO2封存监管中一个复杂问题，涉及注入停止和闭场后对封存CO2的“永久责任”。为应对潜在的泄漏影响，包括环境和经济损失，监管框架必须具备厘定长期责任的程序和机制。现有的石油、天然气和采矿相关管理框架可为构建这些责任义务条例提供借鉴，包括关闭后、复垦和补救活动等。其他监管框架，如废物处理和管理条例，及地下水保护条例等，也可作为CO2封存场地闭场后长期责任管理的相关参考模式。
在将长期责任移交给相关当局的环节，运营商通常被要求在责任移交之前，证明封存场地未来不会出现泄漏或其他违规行为等重大风险。此外，责任转移不能免除运营商在运营或关闭期间因其过失或疏忽导致的任何未来问题。即使在闭场和责任转移后，相关当局也须准备好行动计划和必要的专业知识，以补救和防止任何的CO2渗漏风险。
根据CCS指令，在挪威和英国，在封存场地关闭后20年期限届满，并且运营商提供了封存的CO2将被完全和永久封存的证据后，国家开始承担长期责任。
在美国，责任分配根据具体的监管框架而有所不同。根据EPA的地下注入控制（UIC）计划，VI类井运营商在注入后必须对封存场地进行50年的监测，或者在运营商证明风险将消退的情况下，根据相关当局的决定进行监测。然而，依据加利福尼亚州的低碳燃料标准（LCFS），这一注入后监测时限要求是100年。这两个框架均未明确长期责任由运营商转移给其他实体的规定。
美国不同州对于封存设施的责任和所有权转移有着各自的规定，厘定了运营商将长期责任转移给州政府的具体程序。例如，印第安纳州允许运营商在项目完成并封井后将责任和所有权转移给州政府；德克萨斯州的学校土地委员会（SLB）在运营商验证永久封存后获得海上CO2封存的长期所有权；路易斯安那州和北达科他州在注入结束10年后承担州责任，但路易斯安那州规定所有权转移并不意味着责任转移；蒙大拿州通过一个为期30年的两步验证过程后承担长期责任。
此外，财务要求是长期责任转移的一个必要条件。在一些司法管辖区，相关监管部门要求运营商承担与CO2封存场地长期管理相关的成本费用。在不太可能发生泄漏的情况下，这有助于减少场地关闭后运营商（若发生责任转移则为监管机构）的财务风险。例如，挪威和欧盟要求运营商必须提供财务保证，以至少覆盖30年预期的监测费用。在美国，一些州为CO2封存场地的长期管理和监测建立了储存基金。例如，在路易斯安那州，储存运营商必须向储存信托基金支付费用，最少10年，每个运营商最多可达500万美元。
