作为全球最大能源生产国和消耗国，我国减碳任务艰巨，达成“双碳”目标任重道远。
全球工业化与化石燃料消耗导致CO2浓度持续攀升，加剧气候变暖。由此引发的冰川消融、海平面上升与生物多样性丧失等生态危机，对农业、海洋生态及人类健康构成严重威胁，成为可持续发展核心挑战。在此背景下，《巴黎协定》的签署与中国“双碳”目标的提出，为低碳技术发展注入强劲动力。碳捕集、利用与封存技术（CCUS）作为实现深度减排的关键路径，不仅能够有效降低碳排放，还可将CO2资源化，转化为高附加值化学品。该技术体系一般将CO2通过管道运输至应用场景，用于驱油增产、化工合成等领域，最终注入地下咸水层或岩层实现长期封存。
CCUS成为全球碳减排共同战略
1.北美地区
北美地区（主要由美国和加拿大主导）在全球CCUS项目数量和捕集能力方面均处于领先地位。截至2025年，北美地区运营、建设和规划中的CCUS项目数量超过全球其他地区，美国凭借政策支持和企业投资成为核心驱动力，加拿大也在西部省份加速布局。在美国，主要的石油和天然气公司和工业公司持续收购封存面积，并入股集散中心，如埃克森美孚、雪佛龙等能源企业积极参与CCUS项目，涉及油气田CO2封存、工业捕集和氢能生产等领域，埃克森美孚获得了德克萨斯州大型海上租约，用于未来的CO2封存。美国还拥有全球最大的CCUS项目集群，如德克萨斯州和路易斯安那州的CO2封存枢纽。目前加拿大西部省份（如阿尔伯塔省和萨斯喀彻温省）集中了大量CCUS项目，政府通过税收抵免和基础设施投资支持CO2捕集与封存，目前加拿大CO2捕集能力已达每年440万吨，并计划进一步扩大。
2.欧洲
对于欧洲而言，CCUS不仅仅是技术选项，更是其《欧洲绿色协议》核心战略的重要组成部分。2024年5月，欧盟理事会通过了《净零工业法案》（NZIA），明确将CO2捕集、运输、利用和储存技术列为战略性净零技术。该法案更是设定了雄心勃勃的目标：到2030年，欧盟境内的CO2储存地点注入能力至少达到5000万吨/年。紧随其后发布的《工业碳管理（ICM）战略》进一步强调了CCUS在欧盟“难减排”行业（如钢铁、水泥、化工等）脱碳中的关键作用，并为未来措施奠定了基础。预测显示，为实现欧盟气候目标，到2040年和2050年，欧盟每年需要捕集约2.8亿吨和4.5亿吨CO2。这一系列政策举措，无疑为欧洲CCUS的加速发展注入了强劲的动力。
欧洲的重点正转向CO2基础设施建设，如挪威的Northern Lights和荷兰的PORTHOS和ARAMIS项目。储存项目的开发主要集中在北海区域。欧洲越来越多地将工业现场的捕集、共享的CO2运输系统（无论是通过管道还是船舶）和海上封存捆绑在一起。挪威的北极光运输和封存项目已进入第二阶段开发，已确认将其封存能力扩大到500万吨/年CO2，并与欧洲大陆客户签署更多商业封存合同。此外，还有计划于2026年开始运营的几个国家水泥和能源工厂碳捕集项目。
值得注意的是，欧盟的项目正逐渐转向难减排行业，如水泥、钢铁、废弃物制能和化工领域，这与美国主要聚焦乙醇生产、天然气处理和电力生产形成对比。
3.亚洲
在亚洲，中国已经推动了一系列CCUS项目和工业捕集实验，在政府的大力支持下，中国的CCUS部署在成本和速度上都超过了许多西方同行。目前印度已经发布了国家研发战略，重点关注钢铁、水泥和电力等重工业（对其气候议程至关重要）的CCUS，并在水泥行业建立了首个碳捕集与利用（CCU）试验台。泰国目前正在推进其首个大型碳捕集项目，该项目由国有的PTTEP牵头，并得到行业巨头三井物产和德西尼布能源公司的支持。与此同时，阿联酋和沙特阿拉伯等海湾国家已经开展了大量的碳捕集研究，并启动了CCS先导项目。
亚洲的CCUS格局正由国家战略和行业龙头企业（尤其在中国和中东地区）共同推动，但必须在技术部署、气候目标整体性及市场培育之间寻求平衡。
我国CCUS产业进入快速增长期
在“碳中和”战略目标背景下，我国的煤电、水泥、钢铁等行业减排需求巨大，带动CCUS进入快速增长阶段。预计2030年我国各行业CCUS减排需求达0.2亿～4.08亿吨，2060年将达10亿～18.2亿吨。此外，在一系列政策支持及技术进步推动下，我国CCUS市场规模逐步扩张，预计到2050年产值规模将达3300亿元，2025—2050年GAGR约11.9%。
自“双碳”目标提出以来，我国碳捕集技术发展已取得了较大进步，但仍存在相关设施数量较少、项目规模较小等短板，部分关键技术落后于国际先进水平。我国已建成投产、在建及拟建的碳捕集与封存设施数量占全球总量的7.7%，占比远低于美国的50.8%。
政府高度重视CCUS技术的发展，并出台了一系列支持政策。在国家层面，2023年8月国家发展改革委等10部门联合印发《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》，明确了2025年及2030年CCUS示范项目的年捕集、利用与封存目标规模。政府还设立了专项基金，预计到2025年累计投入将达到100亿元，用于支持CCUS技术研发与产业化推广。2024年8月《中共中央 国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》中，明确提出“推进CCUS项目建设”“聚焦CCUS等领域关键核心技术攻关”，表明国家高度重视CCUS技术。2025年9月10日，在第十四届全国人民代表大会常务委员会第十七次会议上，生态环境部部长作《国务院关于应对气候变化和碳达峰碳中和工作情况的报告》，指出我国生态文明建设已进入以降碳为重点战略方向的关键时期，并明确将CCUS与可控核聚变、储能并列，作为未来重点加大研发力度的代表性前沿和颠覆性技术，同时提出推进碳汇、非CO2温室气体减排技术研究。2025年9月，国家发展改革委发布《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》，明确将CCUS纳入重点支持领域，提供财政补贴、投资补助等激励措施。
在地方层面，各省市积极响应国家号召，结合本地产业特点与发展需求，制定了区域性的CCUS发展规划与配套政策。这些政策为技术研发和项目落地提供了有力支持，有效引导企业加大投入，推动技术创新与工程示范，促进了CCUS技术的广泛应用。
2026年1月8日，市场监管总局（国家标准委）批准发布12项CCUS国家标准，将自2026年7月1日正式实施。这些国家标准涉及CO2捕集、输送、封存等方面，还包括共性基础方面，这批标准的发布实施，将有效统一基本概念，为CO2捕集、输送、封存、量化等关键流程实施建立统一的技术规范、检测方法与评价标准，促进CCUS全链条技术创新和产业应用，助力经济社会深度降碳和高质量发展。
1.技术及发展水平
经过多年发展，我国已在CCUS全流程技术体系中取得了显著进展。总体来看，中国CCUS技术持续创新，正逐步迈向规模化应用。
碳捕集方面，目前已开发出适用于不同浓度排放源的CO2捕集技术，如燃烧后捕集、燃烧前捕集、富氧燃烧等，并在煤电、石化、水泥和钢铁等行业开展多项示范应用。例如，2023年由中国科学院与清华大学联合研发的新型吸附剂材料，显著提高了捕集效率，同时使成本降低30%以上。
在碳利用方面，中国石油、中国石化、中海油及延长石油等企业已在多种油藏中开展CO2驱油与封存现场试验，逐步形成配套的技术体系。化工利用（合成甲醇、塑料等化学品）、生物利用（微藻培养）和矿化利用（生产建筑材料）等领域，部分CO2制备液体燃料、化工材料及矿化固定技术已进入示范阶段。
在碳封存方面，我国已初步建立封存安全性评估、监测及全生命周期评价等技术体系。深部咸水层封存与废弃油气田封存技术日趋成熟，建立了封存安全性评估、监测及全生命周期评价等技术体系，但长期封存的安全性和稳定性仍需持续监测和验证。
2.项目示范及规模化
我国正在多个区域开展CCUS示范工程，具有分布广泛、企地协同发展等特点。如松辽盆地的吉林油田建成了我国首个全流程安全零排放CCUS-EOR国家级示范工程，鄂尔多斯盆地的长庆油田建成国内规模最大、标准最高的CCUS国家级示范工程，准噶尔盆地新疆油田CCUS-EOR项目获得国际油气行业气候倡议组织（OGCI）投资基金支持（共支持5家，国内唯一入选），渤海湾盆地建成齐鲁石化－胜利油田百万吨级CCUS-EOR 项目。此外，华能甘肃正宁电厂150万吨/年煤电碳捕集示范工程、青州中联水泥20万吨/年捕集项目中国神华CCS试验、中海油恩平15-1油田CCS试验、中国石油海南金凤7x区块咸水层CO2封存试验等，标志着CCUS技术从万吨级示范向百万吨级工业化应用迈进。
我国目前正在积极筹建全流程CCUS产业集群，重点布局在东北、西北、华东、南部海上地区，与东北振兴、西部大开发、粤港澳大湾区建设等区域重大战略高度契合，具有很好的协同和带动效应。产业集群的碳源目前优先利用油气田企业碳源，兼顾煤炭、电力、化工、钢铁、水泥等工业碳源，碳汇以CCUS-EOR为主。我国还通过组建中央企业创新联合体、布局全国重点实验室等重大举措推动CCUS产业集群的发展。
2024年1月19日，国务院国资委同意由中国石油、中国华能共同牵头组建中央企业CCUS创新联合体，5月国务院国资委正式批准建设。实验室也是推动CCUS技术创新和产业发展的重要阵地。2022年5月，提高油气采收率全国重点实验室以CCUS为两大研究方向之一，研发CCUS基础理论和特色技术，支撑绿色低碳转型发展。中国石油牵头组建的“国家能源CO2驱油驱气与封存技术研发（实验）中心”成功入选国家能源局“十四五”第一批“赛马争先”创新平台。
以上举措不仅为我国CCUS产业集群的发展提供了强有力的技术支撑，还为促进相关技术的快速进步和广泛应用奠定了坚实基础。我国正逐步构建起完善的CCUS技术创新体系，为推动CCUS产业集群的高质量发展提供了有力保障。
3.产业生态与企业布局
我国目前已具备大规模捕集、利用与封存CO2的工程能力。中国石油、中国石化、延长石油、华能集团等均已开展CCUS示范项目建设。
在CO2驱油方面，中国石油2022年注入CO2突破百万吨，初步形成了陆相沉积油藏CO2捕集、驱油与封存技术体系及标准规范体系，有效支撑了矿场试验取得重大突破；2024年注入CO2达190万吨，年产油57万吨，累计注入超过910万吨。中国石化开展了多种油藏类型CO2驱提高采收率技术攻关，在江苏、胜利、华东等油田开展矿场试验，取得明显效果。延长石油积极探索CCUS-EOR技术，在一体化技术攻关和全流程低成本商业化工程示范方面取得积极进展。华能集团正在建设煤电百万吨级CCUS全流程示范工程，预计建成后每年可捕集并封存CO2超过150万吨。同时，一批民营企业凭借技术创新与灵活机制崭露头角，如研发相变溶剂技术、模块化碳捕集装置的企业，推动技术普惠化。
2025年，我国CCUS产业加速迈向百万吨级规模化与全产业链贯通，在煤电、油气、海上等多个领域涌现出一批具有里程碑意义的示范工程，核心装备国产化与技术创新成果显著。以下是对2025年CCUS典型项目的梳理与盘点：
国能浙江宁海电厂万吨级吸附碳捕集项目
2025年3月17日，国能浙江宁海电厂采用“低压吸附+真空再生+快速循环”工艺的万吨级吸附碳捕集装置，完成了连续72小时第三方性能考核。该装置在CO2捕集率大于80%、CO2产品气纯度大于95%的条件下，在不消耗额外蒸汽的情况下实现平均捕集电耗331千瓦时/吨CO2。
恩平15-1海上CCUS项目
2025年3月28日，我国首口海上CCUS注入井在珠江口盆地的恩平15-1平台正式开钻。该项目预计未来10年内累计向海底地层注入CO2超100万吨，在实现地质封存的同时，通过驱油作用提高原油采收率。恩平15-1平台是亚洲最大的海上原油生产平台，所在海域水深约90米。此前，中国海油已于2023年6月在此投用我国海上首个CCS示范工程，截至2025年已累计安全回注CO2近20万吨。此次启动的驱油项目，标志着该平台从单纯的封存（CCS）向综合利用（CCUS）升级，实现“增油”与“降碳”双重效益。
华能甘肃正宁电厂150万吨/年CCUS项目
2025年9月25日，华能陇东能源基地正宁电厂150万吨/年CCUS项目碳捕集装置完成72小时试运行。该项目开发了低能耗吸收溶剂、超大型分离塔器、节能型超临界CO2压缩机等技术。该项目对正宁电厂1号机组约1/3的脱硫烟气进行CO2捕集，捕集率超过90%，捕集的CO2纯度超过99%，是全球已建成的规模最大的煤电CCUS项目，受到国内外同行广泛关注。
宁夏300万吨/年CCUS示范项目
该项目是宁东能源化工基地管委会、国家能源集团宁夏煤业有限责任公司与中国石油长庆油田分公司共同合作打造的绿色低碳示范项目，将全球单体规模最大的现代煤化工400万吨/年煤炭间接液化项目排放的CO2气体捕集后，由我国最大的油气生产基地长庆油田进行驱油封存。项目总投资102亿元，分三期实施。一期工程已于2024年9月打通全流程并投入生产，主要建设50万吨/年CO2捕集液化工程，包含40万吨/年CO2驱油封存工程和10万吨/年CO2煤矿井下综合利用工程。2025年初，二期项目合作方案正式签订，二期项目是最关键、最核心、最重要的环节，主要建设100万吨/年CO2捕集及驱油封存工程，CCUS规模达到150万吨/年，配套建设300万吨/年CO2长输管道，实现CO2长距离管道输送。三期项目预计在“十五五”期间开工，建成后末端减排CO2总规模将达到300万吨/年。项目建成后每年可减排CO2 300万吨，在30年运营期内，可累计注入CO2 7450万吨。
怀柔实验室联合中海油成功实施深海CO2水合物封存海试
2025年11月16日，怀柔实验室联合中海油在海南省三亚市琼东南海域，成功实施了深海CO2水合物固化封存探索性海试作业。科研团队依托自主研发的封存工艺与工具，在1695米的超深水环境下，成功将液态CO2注入并封存于海底及浅地层，实现了从注入、运移到相态转变、固封的全流程多参数动态监测。该技术创新利用深海高压、低温的自然条件，将液态CO2高效转化为稳定的固态水合物，从而实现长期稳定封存。此次作业系全球首次，在深海CO2相态精准预测、水合物生成界面调控及声光电多维原位监测等核心技术上取得系列重大突破，为未来海洋碳封存的规模化应用奠定了技术和工程实践基础。
“齐鲁石化-胜利油田”百万吨级CCUS项目
2025 年 4 月初，齐鲁石化—胜利油田百万吨级 CCUS 项目在碳捕集技术优化上实现新突破。项目研发团队成功研发出一种新型的碳捕集溶剂，该溶剂能够在提高CO2捕集效率的同时，降低捕集过程中的能耗和成本，为项目的进一步规模化推广提供了技术支持。截至2025年10月，累计注入CO2已超200万吨，示范区原油日产量由220吨提升至460吨，实现减碳与增油双赢。该项目于2022年8月成功投产，标志着我国CCUS产业开始进入成熟的商业化运营阶段。项目CCUS全链条技术装备体系达到领先水平，自主研发的低温密闭液相注入等装备填补了国内空白；CO2回收利用装置实现核心设备国产化率100%，多项技术拥有自主知识产权，配套建设投用国内首条全长109公里的大规模CO2输送管道。
国家能源集团江苏泰州电厂50万吨级碳捕集项目
作为江苏省规模最大的火力发电企业之一，泰州发电有限公司“百万千瓦燃煤机组二氧化碳捕集工程示范项目”于2023年6月满负荷投运。总投资3.85亿元的50万吨/年碳捕集及综合利用项目集成了多项技术和设备创新，投资及捕集成本较以往降低30%以上，能效指标、产品品质均达到或优于设计值并处于行业领先水平，捕集的CO2纯度可以达到99.9%以上。截至2025年8月，这套煤电碳捕集系统不仅是亚洲最大，更重要的是已连续稳定运行超800天，累计销售CO2超过44万吨，相当于培植了一片无形的森林。
中国石油卧龙河气田MK组气藏CCUS－EGR先导试验工程
2025年11月底，国内首个探索注CO2提高气藏采收率的先导试验项目——中国石油西南油气田公司卧龙河气田MK组气藏CCUS-EGR先导试验工程开始捕碳注碳，至2026年1月9日，已累计注入CO2超76万m3，项目迈入规模化验证新阶段。作为国内首个天然气净化厂尾气碳捕集工业化项目，其76万m3注气量标志从试验向规模化过渡。CCUS－EGR是指将CO2通过捕集、提采，输送并注入即将枯竭的天然气藏恢复地层压力，把因自然衰竭而无法开采的残存天然气驱替出来，从而提高气田采收率。西南油气田公司在这一领域的探索，为国内油气田企业提供了CCUS经验借鉴。据了解，中国石油目前还在西南油气田、吉林油田、长庆油田等公司开展了CCUS相关项目。
这些标杆项目，不仅是技术突破与工程落地的集中体现，更是我国推动能源绿色转型、践行“双碳”承诺的生动注脚。
产业管理及政策建议
我国的CCUS产业正以前所未有的步伐，在探索中迈向规模化、全链化、自主化的新阶段。未来，随着技术持续创新、成本不断降低、政策体系日臻完善，CCUS必将在中国构建新型能源体系、应对全球气候变化的进程中，扮演更加关键的角色。目前在国家引导和企业参与下，我国CCUS取得了一些实践经验，但对比欧美国家，在技术水平和产业规模上仍存在差距，且相关政策法规、标准体系也需进一步完善。为更好地推动CCUS产业发展，提出以下建议：
（一）产业管理方面
1）明晰CCUS项目的审批监管流程，为CCUS项日的建设、运行、管理提供依据。解决CO2跨省运输和封存过程中可能产生的所有权认定、审批及监管等问题，为全流程项目的实施提供制度保障。
2）加强CCUS产业链顶层设计，形成国家部委主管油气企业牵头，发电、水泥、钢铁等行业的主要排放企业深度参与的总体构架，理顺管理模式，促进产业发展。
3）建立CCUS产业联盟及产业链长平台，统筹开展技术攻关和总体布局规划，明确CCUS产业链管理模式，发挥产业联盟及产业链长平台在碳捕集、管输、利用、埋存等环节的引领支撑作用。
4）推动CCUS与油气行业协同融合发展。油气企业是CCUS领域中的引领者，CCUS - EOR也是近期实现产业规模化效益发展最现实可行的技术。为有效助推CCUS产业发展，建议以油气行业为产业发展的着力点，构建CCUS产业链基本框架。
（二）法律法规及标准规范方面
1）逐步加大国家对CCUS项目的财政支持力度，并配套专项资金、财税贷等多方面激励政策，推动CCUS产业发展。
2）建立适用于CCUS项目全生命周期的法律法规，涵盖CCUS项目立项、评估、定义、建设、运行、退役等各阶段。
3）借鉴国际标准化组织已启动制定的CCUS相关标准，结合我国CCUS示范项目实施情况，建立建设施工封存选址、监测评价等标准体系。
（三）科技创新方面
1）针对各环节开展核心技术攻关，超前部署低成本、低能耗捕集技术研发，补齐BECCS、DACCS、制备燃料、海底封存、集群枢纽、安全监测等技术的短板和缺项。
2）在技术研发和保护自主知识产权基础上，积极开展国际合作，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，推动我国CCUS技术发展。