二氧化碳捕集技术是指利用（二氧化碳捕集技术原理）

一、前言

二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）是指将CO2从能源利用、工业过程等排放源或空气中捕集分离，并通过罐车、管道、船舶等输送到适宜的场地加以利用或封存（见图1），最终实现CO2减排的技术手段，是我国实现碳达峰、碳中和目标技术组合不可或缺的重要构成部分。CCUS技术不仅可以实现化石能源利用近零排放，促进钢铁、水泥等难减排行业深度减排，而且对碳约束条件下增强电力系统灵活性，保障电力安全稳定供应，抵消难减排的CO2和非二氧化碳温室气体排放，最终实现碳中和目标等方面具有重要意义。

近年来，我国政府高度重视CCUS技术发展，技术成熟度快速提高，系列示范项目落地运行，呈现出新技术不断涌现、效率持续提高、能耗成本逐步降低的发展态势。与此同时，CCUS技术的内涵和外延进一步丰富和拓展。我国《“十四五”规划和2035年远景目标纲要》明确将CCUS技术作为重大示范项目进行引导支持，未来CCUS技术在我国实现碳中和目标、保障国家能源安全、促进经济社会发展全面绿色转型，以及推进生态文明建设的过程中将会扮演越来越重要的角色。

《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图》2011与2019版、《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》对中国CCUS技术现状进行了总结与梳理，并提出了政策建议与发展路径；《第三次气候变化国家评估报告》《中国二氧化碳利用技术评估报告》从技术角度阐述了CO2利用技术的成熟度、减排潜力和发展趋势；国际能源署、政府间气候变化专门委员会（IPCC）对CCUS在全球范围内的减排潜力进行了预估，指出2070年全球要实现近零排放，CCUS技术累积减排约15%的排放量，2100年要实现1.5℃温升控制目标，全球CCUS累积减排5500亿~1.017万亿t。在碳中和情景下，2060年我国CCUS捕集量可达约16亿t。

2020年与2021年，全球CCUS研究院对全球CCUS设施现状与发展趋势进行了梳理，国内部分示范工程被纳入其中，而中国CCUS技术示范整体情况仍待全面梳理。因此，本文对截至2021年7月中国已投运和建设中的CCUS示范项目进行了系统调研，立足我国经济社会发展基本国情和应对气候变化战略需求，在梳理总结我国CCUS技术水平、示范工程进展、成本效益现状、减排潜力预测的基础上，开展中外CCUS技术发展比较分析，全面系统评估我国CCUS技术发展情况，提出了“双碳”目标下CCUS技术发展的政策建议。

二、我国CCUS技术的发展现状

“十一五”以来，国家自然科学基金、973计划、863计划、国家重点研发计划等科技计划持续支持CCUS技术研发，通过加强基础研究、关键技术攻关、项目集成示范，CO2捕集、运输、利用、封存等各技术环节发展迅速，取得了系列成果。尤其是燃烧前捕集技术、运输技术、化工利用技术、强化深部咸水开采与封存技术，以及集成优化类技术近十年来发展迅速。与国际对比分析表明（见图2），我国CCUS技术与国际先进水平整体相当，但捕集、运输和封存环节个别关键技术及商业化集成与国际先进水平存在一定差距。

CO2捕集技术是指利用吸收、吸附、膜分离、低温分馏、富氧燃烧等技术将不同排放源的CO2进行分离和富集的过程，是CCUS技术发展的基础和首要条件。现阶段我国第一代捕集技术已取得了显著进展，大部分技术已从概念或基础研究阶段发展到工业示范水平，部分技术已经具备商业化应用能力，但大规模系统集成优化缺乏工程经验；第二代捕集技术处于实验室研发或小试阶段。我国燃烧前捕集技术发展比较成熟，整体上处于工业示范阶段，与国际先进水平同步。燃烧后捕集技术处于中试或工业示范阶段，相比国际先进水平发展有所滞后，特别是对于目前CO2捕集潜力最大的燃烧后化学吸收法，国际上已经处于商业化应用阶段，而我国还处于工业示范阶段。富氧燃烧技术国内外均处于中试阶段，整体发展较为缓慢，尤其是增压富氧燃烧技术，目前仍处于基础研究阶段。随着第二代低成本捕集技术不断发展成熟，未来其成本和能耗将明显低于第一代捕集技术，为了进一步降低CO2捕集成本，捕集技术的代际更替应加快推进。

运输是指将捕集的CO2运送到可利用或封存场地的过程，主要包括罐车、船舶以及管道运输等不同方式。一般来说，小规模和短距离运输可考虑选用罐车，而长距离规模化运输或CCUS产业集群优先考虑管道运输。我国的罐车和船舶运输技术都已开展商业应用，与国际先进水平同步；输送潜力最大的管道运输技术在我国刚刚开展相关示范，而国外已处于商业应用的水平，差距显著。

CO2生物、化工利用技术是指利用CO2的不同理化特征，生产具有商业价值的产品并实现减排的过程。在这方面，国内外技术发展水平基本同步，整体上处于工业示范阶段。近十年来，各项生物、化工利用技术均有所发展，尤其是部分化工利用技术进展显著。发展水平最高的是利用CO2合成化学材料技术，如合成有机碳酸酯、可降解聚合物和氰酸酯/聚氨酯，以及制备聚碳酸酯/聚酯材料等技术，国内外都处于工业示范阶段。

CO2地质利用与封存技术是指通过工程技术手段将捕集的CO2地质利用或注入深部地质储层，实现与大气长期隔绝的技术，其中封存技术包括陆上封存和离岸封存两种方式。在地质利用与封存方面，国内外各项技术发展水平参差不齐。从全球范围看，强化采油和浸采采矿技术发展较快，已开始商业化应用。其余技术中，除强化深部咸水开采与封存技术正在开展工业示范，其他技术均处在中试及以下阶段。我国地质利用与封存技术在近十年均有所发展，尤其是强化深部咸水开采技术，已从概念阶段发展到工业示范水平，但仍整体落后于世界水平。虽然驱替煤层气技术略处于领先水平，但经济效益较好的CO2强化采油技术（CO2-EOR）在我国仍处于工业示范阶段，而国外已实现商业化应用，差距明显。

在CCUS集成优化技术方面，近十年我国取得了较大的进步。然而，国外CCUS集成优化技术已普遍处于商业化应用阶段，与之相比我国有关技术发展仍相对落后，尤其是管网优化和集群枢纽两类技术，我国仅处在中试阶段。上述各环节关键技术的发展水平难以支撑我国CCUS集成耦合与优化技术研究，限制了我国CCUS大规模示范工程的开展，而大规模全链条集成示范项目的缺失又进一步制约了集成优化技术的发展。

三、我国CCUS技术示范工程进展

根据科技部向全国征集CCUS示范项目结果，自2004年我国第一个CCUS示范项目在山西投运以来，已投运和建设中的CCUS示范项目达49个，主要集中在华东及华北地区。其中已建成38个CCUS示范项目，累计注入封存CO2超过200万t，具备捕集能力296万t/a，注入能力为121万t/a。

从技术环节分布看，捕集类示范、化工和生物利用类示范与地质利用和封存类示范分别占比39%（15个）、24%（9个）、37%（14个）。其中，捕集类示范项目共15项，中低浓度排放源CO2捕集项目共14个，高浓度排放源捕集项目仅有1个。

从行业分布看，主要工业行业均有涉及，覆盖电力、煤化工、石油化工、水泥、钢铁等领域。在15个捕集类项目中，有11个来自电力行业，3个来自水泥行业，1个来自煤化工行业（见图3）。地质利用与封存技术的驱油类项目往往与化工行业结合，13个项目中有5个来自煤化工行业，2个来自石油化工。钢铁行业的CCUS示范刚刚起步，2020年在西昌投运的CO2矿化脱硫渣关键技术与万吨级工业试验对钢铁行业烧结烟气进行捕集并矿化利用。

从整体规模看，虽然目前已投运项目规模普遍较小，但是我国正在规划的项目规模逐渐增大。在我国已投运的CCUS示范项目中，29个在10万吨级及以下，仅有中国石化集团公司中原石油勘探局CO2埋存驱油和中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司的CO2-EOR两个示范项目在50万吨级及以上，尚无百万吨级项目。2021年7月，中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司CCUS全流程示范项目正式开始建设，预计2021年年底投运，建成后将成为我国首个年捕集封存CO2百万吨以上项目；国家能源集团泰州发电有限公司50万吨级碳捕集与资源化利用项目、新疆哈密百万吨级CO2捕集与驱油项目也正在筹备中。

值得注意的是，部分项目建成后并未持续投入运行，多数时间处于停运或间歇运行的状态（见表1）。目前CCUS示范项目成本高、收益低，有能力维持运营的项目主要来自大型国有企业或少数几个拥有相关产业链的大型企业。

近几年，全球CCUS项目发展迅速，截至2021年9月，全球规划、在建和运行中的商业化CCUS设施的数量达到135个，比2020年增加一倍以上，全部建成后每年可捕集CO2约1.5亿t。

捕集设施的单体捕集量呈现增加趋势，数个项目超过百万吨级；CCUS朝产业集群化方向发展，促进了CCUS项目成本的降低。与国际先进水平相比，我国CCUS技术在大规模示范项目整体规模、集成程度、离岸封存和工业应用等方面存在较大差距。

（1）大规模商业化示范项目的数量较少。全球处于建设阶段或运行阶段的大规模CCUS项目共有31个，分布在美国（13个）、中国（5个）、加拿大（4个）、欧洲（4个）、中东（3个）以及澳大利亚（1个）和巴西（1个）。2021年，全球新建了多个千万吨级CCUS产业集群，其中最大的是埃克森美孚提出的“休斯顿航道CCUS创新区”，该集群旨在利用多个CCUS工业碳源并在墨西哥湾近海地层年封存1亿tCO2。处于开发后期或运行中的CCUS产业集群数量从15个提高至24个，其中分布在美国（6个）、英国（6个）、荷兰（4个）、希腊（1个）、挪威（1个）、丹麦（1个）、加拿大（1个）、中国（1个）、中东（1个）、澳大利亚（1个）和巴西（1个）。CCUS产业集群将受益于规模经济，通过提高压缩、脱水、管道和封存规模，大幅降低二氧化碳减排的单位成本。我国新疆CCUS产业中心预计建成后规模达到20万~300万t/a。

（2）尚未开展百万吨级全流程集成示范。目前我国尚未开展百万吨级CCUS全流程集成示范项目，多数项目都是针对CCUS单一技术环节。与美国、加拿大等拥有多个全流程CCUS技术示范项目经验的国家差距明显。截至2021年10月，美国在建和运行中的百万吨级以上的商业化全流程集成运营设施有5个，加拿大有3个。美国、英国、荷兰、挪威、阿联酋等国家建设的CCUS产业集群，不仅重视CCUS全链条技术环节的集成，而且通常涉及电力、石油、钢铁等多个工业行业，统筹考虑跨产业的协同。

（3）CO2离岸封存技术示范滞后。我国目前还没有海底封存示范项目运行和建设。截至2021年，挪威、美国、巴西、日本等国家都已开展不同规模的离岸封存示范，全球海底封存量已经累计超过2500万t，挪威政府近期批准的长船项目，将从垃圾焚烧厂和水泥厂捕集的CO2运输到北海海底的一个近海封存地点进行永久封存，预计初期每年可注入和封存150万tCO2。

（4）工业难减排领域CCUS技术示范基础薄弱。我国CCUS示范项目行业分布不均衡，多数应用于电力行业和化工行业，目前还没有长期稳定运行的水泥和钢铁行业大规模一体化示范项目。而全球多个国家已经开始开展钢铁水泥等难减排工业领域的大型示范。阿联酋的AlReyadahCCUS项目从钢铁厂排放的烟气中捕集CO2并用于强化石油开采，是阿联酋建立CCUS大型网络枢纽的一部分，该项目目前每年捕集、运输和注入CO2约80万t。

四、我国CCUS技术成本与效益

（一）CCUS技术成本

国内已投运CCUS示范项目净减排成本统计显示，我国CCUS技术推广依然面临高能耗和高成本的挑战。CCUS技术的能耗及成本因排放源类型及CO2浓度不同有明显差异。一般来说，CO2浓度越高，捕集能耗和成本越低，CCUS减排技术的CO2避免成本越低。我国主要排放源已投运的CCUS示范项目中（见图4），水泥行业受到技术成熟度的影响，捕集能耗最高，可达6.3GJ/tCO2；电力行业捕集能耗为1.6~3.2GJ/tCO2；煤化工行业由于捕集源和捕集技术的差异，能耗在0.7~2.5GJ/tCO2；石油化工行业的捕集能耗最低，约为0.65GJ/tCO2。

电力、水泥是我国减排成本较高的行业，净减排成本分别为300~600元/tCO2和180~730元/tCO2。我国煤化工和石油化工领域的一体化驱油示范项目净减排成本最低可达到120元/tCO2（见图5）。结合项目成本来看，捕集能耗高的行业CCUS示范项目成本也较高，降低CCUS捕集能耗对降低我国CCUS示范项目成本十分重要。

就CCUS全链条技术而言，现阶段全球主要碳源（煤电厂、燃气电厂、煤化工厂、天然气加工厂、钢铁厂及水泥厂）的CO2避免成本约为20~194美元/t，其中我国CCUS成本整体处于世界较低水平（见图6）。我国传统电厂和整体煤气化联合循环发电系统（IGCC）电厂的避免成本分别为60美元/tCO2和81美元/tCO2，相比全球60~121美元/tCO2和81~148美元/tCO2，处于国际最低水平。钢铁与化肥生产的避免成本分别为74美元/tCO2和28美元/tCO2，相比于全球67~119美元/tCO2和23~33美元/tCO2，我国接近最低水平。

天然气循环联合发电（NGCC）与水泥行业的避免成本为99美元/tCO2和129美元/tCO2，相比全球80~160美元/tCO2和104~194美元/tCO2，我国处于低位。对于天然气加工行业，我国避免成本为24美元/tCO2，相比全球20~27美元/tCO2，我国的避免成本处于中等位置。

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（二）CCUS技术效益

联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）研究表明，如果不采用CCUS技术，大部分模式都无法实现到21世纪末2℃的温升控制目标，即使可以实现，减排成本也会成倍增加，预计增幅平均高达138%。长期以来，虽然受高能耗、高成本和技术不成熟等因素的影响，大部分情景下CCUS技术经济性尚不具备与其他低碳技术竞争的能力，但从实现碳中和目标的整体减排成本看，依靠CCUS与能效提升、终端节能、储能、氢能等多领域多技术共同组合，是实现碳中和最经济可行的解决方案。未来CCUS技术将展现巨大的经济社会潜力。

（1）CCUS技术具有负成本的早期机会，合理的碳定价机制可使CCUS技术更具备经济可行性。特定条件下，依靠CO2化工、生物和地质利用带来的可观经济收益能够抵消捕集、运输、封存环节的相关成本，实现CCUS技术的负成本应用。例如，CO2的地质利用可在实现碳减排的同时通过注入CO2驱替、置换油、气、水等产品带来收益。在较好源汇匹配条件下，我国部分CCUS项目成本低于强化采油（EOR）驱油收益，具有负成本减排潜力。

而在碳定价机制等外在收益存在的情况下，CCUS也可以通过获得的额外减排收益抵消部分成本而实现经济性。在合理碳价水平下，CCUS技术同样存在实现盈利的可能。

（2）CCUS技术可避免大量的基础设施搁浅成本。利用CCUS技术对能源和工业部门的基础设施改造能够大规模降低现有设施的碳排放，避免碳约束下大量基础设施提前退役而产生高额的搁浅成本。我国是世界上最大的煤电、钢铁和水泥生产国，且这些重点排放源的现有基础设施运行年限不长。

考虑到基础设施的使用寿命一般为40年以上，若不采取减排措施，碳中和目标下这些设施几乎不可能运行至寿命期结束。运用CCUS技术进行改造，不仅可以避免已经投产的设施提前退役，还能减少因建设其他低碳基础设施产生的额外投资，显著降低实现碳中和目标的经济成本。据估算，我国煤电搁浅资产规模可能高达3.08万亿~7.20万亿元，相当于我国2015年GDP的4.1%~9.5%。

（3）特定区域和条件下，火电厂加装CCUS的发电成本比燃气电厂和可再生能源发电技术更具竞争力。一方面，当CCUS技术与燃煤电厂耦合发电实现与燃气电厂相同的排放水平时，较低捕集率和适宜的输送距离及方式可使燃煤电厂成为比燃气电厂更具经济性的发电技术。原神华集团36家燃煤电厂的全流程CCUS改造总平准化发电成本（TLCOE）分析表明，以成本最低为目标对电厂与封存地进行源汇匹配后，50%净捕集率下，75%的燃煤电厂TLCOE低于我国2018年燃气电厂标杆上网电价的下限（77.5美元/MW·h），100%的燃煤电厂TLCOE低于燃气电厂标杆上网电价的上限（110.0美元/MW·h），燃煤电厂加装CCUS比燃气电厂更具有成本竞争力。当考虑CCUS技术进步、激励政策时，可能实现更高捕集率条件下的成本竞争优势。另一方面，燃煤发电耦合CCUS技术目前处于示范阶段，不同煤炭价格下我国燃煤电厂CCUS的平准化度电成本（LCOE）在0.4~1.2元/kW·h，整体上与太阳能、风力以及生物质发电LCOE水平相当。当燃煤电厂耦合CCUS处在煤炭资源较为丰富、CO2运输距离短的理想条件下，燃煤电厂耦合CCUS与可再生能源发电技术存在比较竞争优势。原神华集团燃煤电厂CCUS改造的成本经济性研究表明，与风电相比，燃煤电厂净捕集率为85%，44%的电厂改造后总减排电价低于最小风电价格，56%的电厂改造后总减排电价低于最高风电价格。

CCUS技术成本会随着技术进步、基础设施完善、商业模式创新以及政策的健全逐渐降低，随着可再生能源补贴政策的不断退坡，未来燃煤电厂CCUS发电成本优于可再生能源发电技术的可能性将进一步提高。

（4）生物能与CCUS耦合（BECCS）和直接空气捕集（DAC）可有效降低碳中和目标实现的边际减排成本。作为重要的负排放技术，BECCS和DAC技术在深度减排进程中可降低碳中和目标实现的总成本。BECCS技术的成本为100~200美元/tCO2，DAC技术的成本约为100~600美元/tCO2。英国的研究案例表明，以BECCS和DAC技术实现电力部门的深度脱碳，要比以间歇性可再生能源和储能为主导的系统总投资成本减少37%~48%；在更加严格的CO2减排目标下，负排放技术的部署可通过取代未来更昂贵的减排措施，实现35%~80%的成本降低。因此，部署以BECCS为主的负排放技术将是助力我国碳中和目标实现的重要且可行的保障。

值得一提的是，CCUS技术在减排的同时还具有良好的社会效益。CCUS技术将在降低气候变化损失、增加工业产值和就业机会、保障能源安全、提高生态环境综合治理能力和解决区域发展瓶颈等方面具备较好的协同效益。油气行业气候倡议组织（OGCI）最新研究表明：到2050年，部署CCUS可以累计创造400万到1200万个工作岗位。

五、我国CCUS技术的减排潜力

（一）封存理论容量及分布

我国东北、华北和西北地区具有较好的CO2地质利用与封存条件，陆上地质利用与封存技术的理论总容量为1.5万亿~3.0万亿tCO2，海洋也有万亿吨量级的理论封存容量[30]。CCUS技术的理论封存潜力巨大，但受制于CCUS技术成本、排放源距离、环境因素等其他外部条件制约，减排潜力难以释放。当前，我国地质利用与封存场地主要集中在东北、华北和西北的松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地、塔里木盆地等沉积盆地。

（二）各行业CCUS技术减排需求及潜力

根据国内外的相关研究结果，综合考虑CCUS技术在电力、工业等部门的应用及其未来减排潜力，碳中和目标下我国CCUS总体减排需求在2030年为2000万~4.08亿t，2050年为

6亿~14.5亿t，2060年为10亿~18.2亿t。

分行业来看，一是CCUS技术在能源电力部门未来的减排贡献将随着我国电力总体需求增

加和低碳转型的加快而逐渐增大。多项研究报告指出我国的电力需求到2050年将增长到

12万亿~15万亿°，同时火电（燃煤发电、燃气发电）占比将大幅缩减至15%以下，由此

核算电力系统将产生4.32亿~16.36亿tCO2。根据国际能源署电力运维平台CCUS特别报告，在可持续发展情景下，中国的CCUS减排容量预计将快速增长。到2030年，电力部门CCUS捕集规模约为1.9亿t/a；到2050年，捕集量约为7.7亿t/a；到2070年将超过12亿9t/a。二是CCUS技术对钢铁、水泥等难减排的工业行业的贡献将更加突出。据中长期预测数据分析，2070年之前CCUS技术将在工业部门碳减排中持续发力：预计到2030年，CCUS对我国工业CO2减排贡献约为0.8亿~2亿t/a；到2050年其贡献达到2.5亿~6.5亿t/a，2070年缓慢抬升至6.7亿~6.8亿t/a。三是石化与化工领域高浓度排放源可为早期CCUS示范提供低成本机会。2030年石化和化工行业的CCUS减排需求约为5000万t，到2040年后保持同等水平并逐渐降低。四是BECCS等负排放技术不可或缺。考虑农业剩余物、林业剩余物、能源作物作为典型生物质燃料，预计到2050年，我国生物质燃料的资源潜力可达6亿tce，对应CO2负排放潜力可达3.6亿~5.9亿t。

（三）源汇匹配情况

CCUS源汇匹配主要考虑排放源和封存场地的地理位置关系和环境适宜性，即评估每个碳源是否有地质条件合适且成本可行的CO2封存场地，这是CCUS技术推广的重要约束条件。在无国家骨干管网和公共管网的情景下，250km是不需要建设中继压缩站的最长管道距离，建设成本比较低，常常作为CCUS项目建设源汇匹配的距离上限。

从区域分布情况看，我国新疆、内蒙古、陕西等中西部地区化石资源丰富，与我国东北、华北和西北地区的陆上封存地匹配度较高，能源与工业原料生产可通过CCUS实现较低成本的低碳化。东部和沿海地区是能源和工业原料的消费地区，特别是福建、广东、广西等省份能开展封存的沉积盆地面积小、分布零散、地质条件相对较差，陆上封存潜力相对有限，存在源汇空间错位，匹配难度较大；在毗邻海域沉积盆地实施离岸封存是重要的备选方案。

从行业分布情况看，准噶尔盆地、吐鲁番–哈密盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地和渤海湾盆地是火电行业部署CCUS技术（包括CO2-EOR）的重点区域，适宜优先开展CCUS早期集成示范项目，推动CCUS技术大规模、商业化发展。但在50km运输范围内，我国火电行业源汇匹配情况不佳，未来CCUS产业集群发展存在挑战。对于钢铁、水泥等行业，现阶段分布于渤海湾盆地、准噶尔盆地、江汉盆地、鄂尔多斯盆地等盆地及附近的排放源数量多、CO2排放量大、封存场地的适宜性较高，源汇匹配较好，相比较而言，南方、沿海及其他区域的排放源距离陆上盆地较远，后期需要考虑实施离岸封存。

六、我国CCUS技术发展建议

（一）构建面向碳中和目标的CCUS技术体系

一是超前部署第二代低成本、低能耗CCUS技术研发，驱动第二代技术成本显著下降，争取

到2035年前具备第二代捕集技术商业化应用能力。

二是明确碳中和目标下CCUS技术需求，针对碳捕集、运输、利用、封存及监测等各个环节开展核心技术攻关。

三是发挥CCUS在多能互补的能源系统和工业领域中的关键减排作用，包括结合CCUS与

新兴能源和工业系统、培育CCUS发展的新技术经济范式、识别CCUS与可再生能源和储能系统集成可行性与发展潜力、探索我国可再生能源/储能+CCUS的集成技术新方向等，构建一个低碳多元功能的CCUS技术体系。

（二）推进CCUS全链条集成示范及商业化应用进程

一是优先部署海底封存示范项目，开展CCUS在工业领域应用示范，补齐CCUS技术环节示范短板。

二是开展大规模全链条集成示范工程，加速推进CCUS产业化集群建设。加快突破全流程工程技术优化方法，争取在“十四五”时期建成3~5个百万吨级CCUS全链条示范项目。

三是以驱油/气、固体废物矿化、化工利用等CO2利用技术的大规模示范为牵引，积极支持油气、能源、化工等相关行业CCUS产业示范区建设，逐步将CCUS技术纳入能源和矿业等绿色发展技术支撑体系和战略性新兴产业序列。

（三）加快CCUS技术管网规划布局和集群基础设施建设

一是加大对CCUS相关基础设施的投入，加强运输管网建设，优化设施管理模式，建立合作共享机制，带动形成以管网设施和封存场地为基础的区域CCUS产业促进中心。二是合理规划未来CCUS产业集群分布，对已初步形成的基于我国源、汇分布地域特点的CCUS集群进行规划布局，充分发挥相关集群在基础设施共享、项目系统集成、能量资源交互利用、工业示范与商业应用衔接等方面的优势，降低综合减排成本。

（四）完善财税激励政策和法律法规体系

一是借鉴我国对太阳能、风能和生物质能等清洁能源技术发展的支持方式，探索制定适合我国的面向碳中和目标的CCUS税收优惠和补贴激励政策，给予超前部署的新一代低成本、低能耗技术以及与新能源耦合的负排放技术同等政策激励；二是加速推动CCUS投融资以加速商业化步伐，将CCUS纳入产业和技术发展目录，探索政府与市场有机结合的CCUS商业化投融资机制，积极利用绿色金融、气候债券、低碳基金等多种方式支持CCUS项目示范；三是提供稳定持续的科技创新政策支持，提升CCUS的技术成熟度、经济性和安全性，特别是先进技术和具备负排放效益技术的研发示范；四是完善法律法规体系，制定CCUS行业规范、制度法规框架体系以及科学合理的建设、运营、监管、终止标准体系，建立并完善CCUS建设运营涉及的技术规范。