2026-2030中国CCUS技术产业研发创新策略与发展前景趋势预测报告

2026-2030中国CCUS技术产业研发创新策略与发展前景趋势预测报告目录摘要 3一、中国CCUS技术产业发展背景与战略意义 51.1全球碳中和目标下CCUS技术的战略地位 51.2中国“双碳”战略对CCUS技术的政策驱动与需求分析 6二、CCUS技术体系与核心环节解析 92.1碳捕集技术路线比较与适用场景 92.2碳运输与封存技术路径分析 10三、中国CCUS产业链现状与区域布局 133.1上游捕集设备与材料国产化水平评估 133.2中游运输基础设施建设进展与缺口 143.3下游封存与利用项目典型案例分析 15四、技术研发创新体系与关键突破方向 174.1国家级CCUS重点实验室与创新平台布局 174.2新型吸收剂、吸附剂与膜分离材料研发进展 194.3直接空气捕集（DAC）技术在中国的适应性研究 204.4CCUS与氢能、生物质能耦合技术路径探索 22五、政策法规与标准体系建设现状 245.1现行CCUS相关法规政策梳理与执行效果 245.2碳封存权属、责任与长期监管制度设计 265.3CCUS项目纳入全国碳市场机制可行性分析 28

摘要在全球加速推进碳中和目标的背景下，碳捕集、利用与封存（CCUS）技术作为实现深度脱碳的关键路径，正日益成为各国能源转型战略的核心组成部分；中国在“双碳”目标驱动下，对CCUS技术的需求持续增强，预计到2030年，全国CCUS年减排潜力有望达到1亿至2亿吨二氧化碳，市场规模将突破千亿元人民币，形成涵盖技术研发、装备制造、工程服务与碳资产管理的完整产业链。当前，中国CCUS技术体系已初步构建，碳捕集环节主要聚焦于燃烧后捕集、富氧燃烧与整体煤气化联合循环（IGCC）等主流路线，其中燃烧后捕集因适用于现有火电改造而占据主导地位，而新型吸收剂、吸附剂及膜分离材料的研发正显著降低能耗与成本；碳运输以管道和罐车为主，但长距离高压CO₂输送管道建设仍处于起步阶段，截至2025年全国已建成管道不足200公里，远低于欧美水平，成为制约规模化发展的关键瓶颈；封存与利用方面，以鄂尔多斯盆地、松辽盆地为代表的地质封存项目和以驱油（CO₂-EOR）、化工利用（如合成尿素、甲醇）为主的资源化路径已形成多个示范工程，如中石化齐鲁石化-胜利油田百万吨级项目，标志着中国CCUS从试点迈向商业化初期。在区域布局上，华北、西北和华东地区凭借丰富的封存资源、高排放工业集群及政策支持，成为CCUS项目集聚区，但上游核心设备如压缩机、换热器及溶剂系统的国产化率仍不足60%，亟需突破“卡脖子”技术。面向2026-2030年，国家正加速构建CCUS创新体系，依托国家重点实验室、产业创新中心及高校院所，重点推进直接空气捕集（DAC）技术在中国高湿度、高粉尘环境下的适应性优化，并探索CCUS与绿氢、生物质能（BECCS）的深度耦合，以拓展负排放能力。政策层面，尽管《“十四五”现代能源体系规划》《科技支撑碳达峰碳中和实施方案》等文件已明确支持CCUS发展，但碳封存权属界定不清、长期监测责任机制缺失及缺乏强制性法规仍制约项目落地；未来亟需完善CCUS专项立法，明确封存责任转移机制，并推动CCUS项目纳入全国碳市场，通过碳配额抵消或CCER重启机制提升经济可行性。综合预测，2026-2030年将是中国CCUS产业从示范走向规模化部署的关键窗口期，随着技术成本持续下降（预计捕集成本有望从当前300-600元/吨降至200-400元/吨）、基础设施加速建设及政策体系逐步健全，CCUS将在电力、钢铁、水泥、化工等难减排行业发挥不可替代作用，为实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标提供坚实支撑。

一、中国CCUS技术产业发展背景与战略意义1.1全球碳中和目标下CCUS技术的战略地位在全球碳中和目标加速推进的宏观背景下，碳捕集、利用与封存（CCUS）技术已从边缘性减排手段跃升为实现净零排放不可或缺的核心技术路径。国际能源署（IEA）在《2023年全球CCUS现状报告》中明确指出，若要在2050年前实现全球净零排放目标，CCUS需贡献约15%的累计减排量，相当于每年捕集和封存约12亿吨二氧化碳。这一数据凸显了CCUS在深度脱碳体系中的战略价值，尤其在钢铁、水泥、化工等难以电气化的重工业领域，以及化石能源在能源结构中仍具过渡性作用的现实条件下，CCUS成为平衡能源安全与气候目标的关键技术杠杆。联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）第六次评估报告亦强调，几乎所有将全球温升控制在1.5℃以内的路径均包含大规模部署CCUS，其技术部署规模预计需在2030年前提升至当前水平的10倍以上。从地缘政治与能源安全维度看，欧美发达国家已将CCUS纳入国家能源战略核心。美国通过《通胀削减法案》（IRA）将45Q税收抵免额度提升至每吨二氧化碳封存85美元（若用于地质封存）或60美元（若用于提高石油采收率），极大刺激了私营资本投入。截至2024年底，美国在建和规划中的CCUS项目超过100个，年捕集能力预计达1.5亿吨。欧盟则依托“创新基金”和“碳边境调节机制”（CBAM）双重驱动，推动成员国加快CCUS基础设施布局，挪威“北极光”项目作为欧洲首个开放式CO₂运输与封存网络，已于2024年投入商业运营，年封存能力达150万吨，并计划扩展至500万吨。与此同时，英国、荷兰、加拿大等国亦纷纷出台国家级CCUS路线图，构建产业集群与共享运输管网，形成“捕集—运输—封存”一体化生态。从技术演进角度看，CCUS已从单一碳封存向高附加值碳利用拓展，二氧化碳制甲醇、合成燃料、聚合物材料及矿化建材等新兴路径不断涌现。国际可再生能源署（IRENA）数据显示，2023年全球二氧化碳利用市场规模达42亿美元，预计2030年将突破200亿美元，年复合增长率达24.3%。这一趋势不仅提升了CCUS项目的经济可行性，也强化了其在循环经济体系中的角色定位。此外，全球碳市场机制的完善进一步巩固了CCUS的战略地位。世界银行《2024年碳定价现状与趋势》报告显示，全球已有73个碳定价机制覆盖23%的温室气体排放，平均碳价从2020年的25美元/吨升至2024年的42美元/吨，部分区域如欧盟碳市场（EUETS）价格已突破90欧元/吨。碳价的持续走高显著改善了CCUS项目的投资回报预期，使其在更多行业具备商业化部署条件。值得注意的是，发展中国家对CCUS的战略认知亦在快速提升。印度、巴西、南非等国相继启动国家级CCUS试点项目，并寻求通过南南合作与技术转让机制降低部署成本。全球CCUS研究院（GCCSI）统计显示，截至2024年，全球共有41个国家制定了CCUS相关政策或战略，较2020年增长近3倍。这一全球协同推进态势表明，CCUS已超越单纯的技术范畴，成为国家气候治理能力、能源转型韧性与未来产业竞争力的重要标志。在碳中和目标刚性约束下，CCUS不仅是减排工具，更是重塑全球能源秩序、重构工业价值链、保障能源主权的战略支点，其战略地位将在2026至2030年间进一步强化，并深刻影响全球气候治理格局与绿色技术竞争态势。1.2中国“双碳”战略对CCUS技术的政策驱动与需求分析中国“双碳”战略对CCUS技术的政策驱动与需求分析中国于2020年正式提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的“双碳”目标，这一国家战略为碳捕集、利用与封存（CCUS）技术的发展提供了前所未有的政策推动力与市场空间。在国家层面，《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》等纲领性文件明确将CCUS列为支撑深度脱碳的关键技术路径之一。生态环境部、国家发展改革委、科技部、工业和信息化部等部门陆续出台专项政策，推动CCUS技术研发、示范工程布局及产业化应用。例如，2022年发布的《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》明确提出加强CCUS基础研究、关键技术攻关和集成示范，支持建设百万吨级CCUS全流程示范项目。据清华大学气候变化与可持续发展研究院数据显示，截至2024年底，中国已建成或在建的CCUS项目超过50个，年捕集能力合计约400万吨二氧化碳，其中近70%项目获得中央或地方政府专项资金支持或纳入国家试点示范名录。政策激励机制方面，全国碳排放权交易市场自2021年启动以来，虽尚未将CCUS项目产生的碳汇纳入配额抵消机制，但生态环境部已在《碳排放权交易管理暂行办法（修订征求意见稿）》中提出探索将CCUS纳入自愿减排量（CCER）体系的可能性，这将显著提升企业投资CCUS项目的经济可行性。从行业脱碳刚性需求来看，钢铁、水泥、化工、火电等高排放行业因工艺过程难以完全电气化，成为CCUS技术落地的核心应用场景。中国钢铁工业协会预测，到2030年，若要实现行业碳达峰，需通过CCUS技术累计减排约2亿吨二氧化碳；水泥行业因石灰石煅烧过程产生大量过程排放，国际能源署（IEA）评估指出，中国水泥行业若要在2060年前实现净零排放，CCUS贡献率需达到40%以上。电力领域同样面临严峻挑战，尽管可再生能源装机快速增长，但煤电在能源结构中仍将长期占据一定比重。国家能源局数据显示，2024年中国煤电装机容量仍超过11亿千瓦，占总装机的43%，其低碳转型迫切需要CCUS技术支撑。此外，新兴的绿色氢能产业也对CCUS形成协同需求——当前主流的“蓝氢”制取路径依赖天然气重整结合碳捕集，据中国氢能联盟测算，2030年中国蓝氢产能若达1000万吨/年，将带动年均3000万吨以上的CO₂捕集需求。区域层面，内蒙古、新疆、陕西、吉林等资源富集且具备良好地质封存条件的省份，已率先将CCUS纳入地方碳达峰实施方案，并规划建设大规模产业集群。例如，中石化在齐鲁石化—胜利油田实施的百万吨级CCUS项目已于2022年投运，年封存能力达100万吨，成为亚洲最大全流程项目，验证了技术经济可行性。政策与需求的双重驱动下，CCUS产业链各环节加速成熟。上游捕集技术方面，燃烧后化学吸收法已实现商业化应用，新型吸附材料、膜分离及低温分离技术处于中试阶段；中游运输以管道为主，中国目前已建成CO₂输送管道超200公里，规划中的齐鲁—胜利油田百公里级管道将形成规模化输运网络；下游利用与封存环节，驱油（EOR）仍是当前主流，约占现有项目总量的85%，但矿化利用、合成燃料、微藻固碳等高附加值路径正加快研发。据中国21世纪议程管理中心统计，2023年国家科技计划投入CCUS相关研发经费超8亿元，较2020年增长近3倍。尽管如此，CCUS大规模推广仍面临成本高、标准缺失、监管框架不完善等瓶颈。当前捕集成本普遍在300–600元/吨CO₂之间，远高于碳市场价格（2024年全国碳市场均价约80元/吨），亟需通过技术迭代与规模效应降低成本。综合判断，在“双碳”战略刚性约束下，CCUS已从技术储备阶段迈入产业化临界点，预计到2030年，中国CCUS年减排潜力可达1–2亿吨，累计投资规模有望突破2000亿元，成为实现碳中和不可或缺的战略性技术支柱。年份国家碳排放总量（亿吨CO₂）CCUS年减排潜力需求（亿吨CO₂）相关政策文件数量（项）中央财政对CCUS支持资金（亿元）2021105.20.132.52022104.80.354.82023103.60.677.22024102.11.0910.52025100.51.51214.0二、CCUS技术体系与核心环节解析2.1碳捕集技术路线比较与适用场景碳捕集技术作为碳捕集、利用与封存（CCUS）体系的核心环节，其技术路线的多样性与适用场景的差异化直接决定了整体系统的经济性、能效水平与规模化潜力。当前主流碳捕集技术主要包括燃烧后捕集（Post-combustionCapture）、燃烧前捕集（Pre-combustionCapture）、富氧燃烧（Oxy-fuelCombustion）以及直接空气捕集（DirectAirCapture,DAC）等四类，每种技术在能耗、成本、技术成熟度及适用行业方面呈现出显著差异。燃烧后捕集技术通过在化石燃料燃烧后的烟气中分离CO₂，适用于现有燃煤电厂、燃气电厂及工业锅炉等排放源的改造，技术成熟度较高，已在中国华能集团上海石洞口第二电厂、中电投重庆合川双槐电厂等示范项目中实现应用。根据《中国碳捕集利用与封存年度报告（2023）》数据显示，燃烧后捕集的单位捕集成本约为300–600元/吨CO₂，系统能耗增加约10%–15%，适用于烟气中CO₂浓度在10%–15%的工况。燃烧前捕集则主要应用于整体煤气化联合循环（IGCC）电站或煤化工、合成氨、制氢等流程工业，在燃料气化后、燃烧前将CO₂从合成气中分离，其CO₂浓度可达15%–50%，单位捕集成本相对较低，约为200–400元/吨CO₂，但对前端气化系统依赖性强，整体系统复杂度高，目前在中国仅有华能天津IGCC示范项目开展相关试验。富氧燃烧技术通过以高纯度氧气替代空气进行燃烧，使烟气中CO₂浓度大幅提升至80%以上，显著降低后续分离能耗，适用于新建燃煤电厂或水泥窑炉等高温工业过程，但需配套空分装置，初始投资成本高，据清华大学能源环境经济研究所测算，其单位捕集成本约为350–550元/吨CO₂，且对锅炉材料耐高温、耐腐蚀性能提出更高要求。直接空气捕集技术则突破传统点源限制，可从大气中直接提取CO₂，适用于负排放目标或分布式碳中和场景，但受限于空气中CO₂浓度极低（约0.04%），能耗与成本居高不下，国际能源署（IEA）2024年报告指出，当前DAC技术单位成本高达800–2000元/吨CO₂，尽管中国科学院过程工程研究所、清华大学等机构已在吸附材料、低能耗再生工艺方面取得阶段性突破，但距离商业化仍有较大差距。从适用场景看，电力行业因排放集中、烟气量大，更适合采用燃烧后或富氧燃烧技术；钢铁、水泥、化工等高排放工业则因工艺复杂、热集成度高，需结合具体流程定制化设计，例如宝武集团在湛江基地探索高炉煤气CO₂捕集，采用变压吸附与胺法耦合工艺；而DAC技术则更适用于生态修复、碳汇交易或高端碳利用（如合成燃料、食品级CO₂）等高附加值领域。值得注意的是，不同技术路线的能耗结构差异显著，燃烧后捕集主要增加蒸汽消耗，富氧燃烧则大幅提高电力需求，这直接影响其在不同能源价格体系下的经济竞争力。随着中国“双碳”目标深入推进，国家发改委《绿色技术推广目录（2024年版）》明确将高效低能耗胺法捕集、新型金属有机框架（MOF）吸附材料、膜分离耦合工艺等列为优先发展方向，预计到2030年，通过材料创新与系统集成优化，主流碳捕集技术单位成本有望下降30%–50%，能耗降低20%以上。在此背景下，技术路线的选择不仅需考虑当前成本与能效，更应前瞻性评估与可再生能源耦合、绿电驱动、碳利用市场衔接等系统性因素，以实现CCUS产业链的可持续发展。2.2碳运输与封存技术路径分析碳运输与封存技术路径分析中国在实现“双碳”目标的进程中，碳捕集、利用与封存（CCUS）作为关键负排放技术之一，其碳运输与封存环节的技术路径选择直接关系到整体系统的经济性、安全性与规模化潜力。当前，国内碳运输主要采用管道输送、船舶运输和罐车运输三种方式，其中管道运输因其单位成本低、连续性强、适合大规模长距离输送，被视为未来主流路径。根据《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告（2023）》数据显示，截至2023年底，中国已建成CO₂输送管道总里程约150公里，主要集中在中石化齐鲁石化—胜利油田示范项目，该管道全长109公里，年输送能力达100万吨，标志着我国首次实现百万吨级CO₂管道商业化运行。相比之下，欧美国家如美国已拥有超过8,000公里的CO₂输送管网，主要用于提高石油采收率（EOR），凸显我国在基础设施建设方面仍处于起步阶段。未来五年，随着鄂尔多斯盆地、松辽盆地等重点区域CCUS集群项目的推进，预计到2030年，中国CO₂管道总里程有望突破1,000公里，年输送能力将提升至3,000万吨以上（数据来源：中国21世纪议程管理中心，2024）。在封存技术路径方面，中国主要聚焦于陆上咸水层封存、枯竭油气藏封存以及海上地质封存三大方向。陆上咸水层因其分布广泛、封存容量巨大，被列为优先发展方向。据自然资源部2024年发布的《全国二氧化碳地质封存潜力评估报告》指出，中国陆上深部咸水层理论封存容量约为1,300亿吨，其中适宜封存区域主要分布在华北、西北及东北地区，技术可开发容量保守估计在300亿吨以上。枯竭油气藏则因具备成熟的地质资料、现有井筒设施及监测系统，在短期内更具工程可行性。例如，中石油吉林油田已累计注入CO₂超200万吨，用于EOR并实现地质封存，封存效率达90%以上（数据来源：中国石油天然气集团有限公司，2025）。海上封存近年来亦取得突破性进展，中国海油在南海珠江口盆地启动的“恩平15-1”海上CCS示范项目，设计年封存能力30万吨，成为亚洲首个海上CO₂封存工程，标志着我国在复杂海洋地质条件下封存技术的自主化能力显著提升。从技术成熟度与经济性角度看，不同运输与封存组合路径的成本差异显著。据清华大学气候变化与可持续发展研究院2024年测算，陆上管道+咸水层封存的全链条成本约为350–500元/吨CO₂，而罐车运输+枯竭油田封存成本则高达600–800元/吨。随着规模效应显现与技术迭代，预计到2030年，管道运输成本有望下降20%，封存监测与验证技术的智能化也将降低长期运维支出。政策层面，《“十四五”现代能源体系规划》明确提出支持建设区域性CO₂运输管网，并鼓励开展跨行业协同封存示范。此外，生态环境部正在制定《二氧化碳地质封存环境风险防控技术指南》，旨在规范封存选址、注入操作与长期监测标准，为产业健康发展提供制度保障。值得注意的是，碳运输与封存技术路径的选择还需充分考虑区域资源禀赋与产业协同。例如，内蒙古、陕西等煤炭富集区具备低成本捕集与就近封存条件，适合发展“煤电+CCUS”一体化模式；而东部沿海地区则可依托港口优势，探索进口LNG接收站与海上封存联动机制。国际经验表明，建立区域性CCUS枢纽（Hub-and-Spoke）是实现成本优化与资源共享的有效模式，中国已在长三角、粤港澳大湾区启动相关前期研究。综合来看，未来五年中国碳运输将以中短距离管道网络为骨干，逐步向跨省域主干网延伸；封存技术将从EOR驱动型向纯封存与多能融合型演进，形成多元化、梯次化、智能化的技术路径体系，为2030年前实现千万吨级年封存规模奠定坚实基础。技术路径运输方式封存类型单位运输成本（元/吨·km）封存容量潜力（亿吨CO₂）陆上管道+咸水层高压管道深部咸水层0.8–1.2150–200陆上管道+枯竭油气藏高压管道枯竭油气藏0.7–1.050–80船舶运输+海上咸水层液态CO₂船运近海咸水层2.5–3.530–50罐车运输+小型封存点公路罐车小型地质构造3.0–5.05–10综合管网+多类型封存区域管网混合封存0.6–0.9200+三、中国CCUS产业链现状与区域布局3.1上游捕集设备与材料国产化水平评估中国在碳捕集、利用与封存（CCUS）技术体系中，上游捕集环节作为整个产业链的起点，其核心设备与关键材料的国产化水平直接关系到技术成本控制、供应链安全以及大规模商业化部署的可行性。近年来，随着国家“双碳”战略的深入推进，国内在吸收剂、吸附剂、膜分离材料、低温分离装置、压缩机、换热器等关键捕集设备与材料领域取得显著进展，但整体仍处于“部分自主、关键依赖”的发展阶段。根据中国21世纪议程管理中心2024年发布的《中国CCUS技术发展路线图（2024年修订版）》，目前我国化学吸收法中常用的胺类溶剂（如MEA、MDEA）已实现规模化生产，国产化率超过90%，但在高稳定性、低能耗、抗降解的新型复合胺溶剂方面，仍依赖美国ExxonMobil、德国BASF等企业的专利技术。吸附材料方面，清华大学、中科院过程工程研究所等机构开发的金属有机框架（MOFs）和改性活性炭在实验室条件下表现出优异的CO₂吸附选择性，但尚未形成稳定量产能力。据《中国化工报》2025年3月报道，国内已有3家企业具备年产千吨级MOFs材料的中试线，但产品一致性、循环寿命与国际先进水平相比仍有差距，工程化应用案例仅限于示范项目。膜分离技术作为新兴捕集路径，其核心在于高性能气体分离膜的制备。目前，东岳集团、中科院大连化物所联合开发的聚酰亚胺基CO₂分离膜已通过1000小时连续运行测试，CO₂/N₂选择性达45以上，接近美国MTR公司商业化膜性能（选择性50），但膜组件封装工艺、长期抗污染能力仍需验证。设备层面，CO₂压缩机是捕集后处理的关键装备，过去长期被西门子、GE等跨国企业垄断。近年来，沈鼓集团、陕鼓动力等企业通过承担国家重点研发计划“煤炭清洁高效利用”专项，已成功研制出适用于30万吨/年及以上规模CCUS项目的离心式CO₂压缩机，并在华能正宁电厂、中石化齐鲁石化项目中实现工程应用。据中国通用机械工业协会2025年统计，国产CO₂压缩机在30万吨/年以下规模项目中的市场占有率已达65%，但在百万吨级项目中仍不足20%。换热器、吸收塔、再生塔等常规设备基本实现国产化，但高端耐腐蚀合金材料（如Inconel625、HastelloyC-276）仍需进口，据海关总署数据显示，2024年中国进口此类特种合金达1.8万吨，同比增长12.3%，其中约35%用于CCUS相关设备制造。此外，控制系统与传感器等“软硬件结合”环节亦存在短板，高精度CO₂浓度在线监测仪、高温高压工况下的腐蚀监测系统等核心部件仍依赖进口。综合评估，截至2025年，中国CCUS上游捕集设备与材料的整体国产化率约为68%，其中常规设备超过85%，但关键材料与高端核心部件国产化率不足40%。未来五年，随着《“十四五”能源领域科技创新规划》《工业领域碳达峰实施方案》等政策持续加码，以及国家CCUS技术创新联盟推动产学研协同，预计到2030年，国产化率有望提升至85%以上，尤其在新型吸收剂、高效膜材料、大型压缩机等领域将实现从“跟跑”向“并跑”甚至“领跑”的转变，为CCUS技术在中国的大规模商业化应用奠定坚实基础。3.2中游运输基础设施建设进展与缺口中国二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）技术体系中的中游运输环节，作为连接上游捕集与下游利用或封存的关键纽带，其基础设施建设进展与现实缺口直接关系到整个产业链的运行效率与经济可行性。截至2025年，中国已建成或在建的CO₂运输管道总长度约为200公里，主要集中于华北、西北及东北等资源型区域，代表性项目包括中石化齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS示范工程配套的109公里超临界CO₂输送管道，以及延长石油在陕西靖边建设的约30公里试验性管道。这些项目虽在技术验证和工程经验积累方面取得阶段性成果，但与国际先进水平相比仍显薄弱。据国际能源署（IEA）2024年发布的《全球CCUS基础设施发展报告》显示，全球已投运的CO₂专用管道总里程超过8,000公里，其中美国占比超过80%，而中国尚不足全球总量的3%。这一差距不仅体现在规模上，更反映在管网密度、输送压力等级、材料标准及智能化监控系统等多维度技术指标上。当前中国CO₂运输主要依赖罐车，占比高达90%以上，运输成本约为管道运输的3至5倍，严重制约了大规模CCUS项目的经济性。根据清华大学碳中和研究院2025年发布的《中国CCUS基础设施发展路径研究》，若要支撑2030年实现年封存1亿吨CO₂的目标，全国需建成CO₂主干管道网络至少3,000公里，形成以鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地等重点封存区为核心的“骨干+支线”管网体系。然而，现有规划中明确纳入国家或省级能源基础设施专项的CO₂管道项目不足10项，总投资估算约120亿元，远低于实际需求。此外，CO₂运输基础设施建设面临多重制度性障碍，包括缺乏统一的行业技术标准、跨区域协调机制缺失、土地审批流程复杂以及碳价机制尚未健全导致投资回报周期过长。国家能源局在2024年《关于推动CCUS高质量发展的指导意见》中虽提出“加快构建CO₂运输管网体系”，但具体实施细则、财政补贴政策及风险分担机制仍未落地。从技术层面看，超临界CO₂输送对管道材质、焊接工艺、泄漏监测及应急响应提出极高要求，而国内在高纯度CO₂相变控制、杂质容忍度、腐蚀防护等关键技术领域仍依赖国外经验，自主化率不足60%。中国石油大学（北京）2025年开展的模拟研究表明，在含硫或含水杂质条件下，现有国产X65级管线钢在高压CO₂环境中腐蚀速率可达0.3毫米/年，显著高于国际标准允许的0.1毫米/年阈值，这直接增加了长期运营的安全风险与维护成本。与此同时，数字化与智能化水平滞后亦是突出短板，多数在建管道尚未集成基于物联网的实时压力、流量与泄漏监测系统，难以实现全生命周期的动态优化管理。综合来看，尽管“十四五”期间中国在CCUS中游运输基础设施领域迈出实质性步伐，但距离构建安全、高效、低成本、规模化运输网络的目标仍有显著差距。未来五年，亟需通过顶层设计强化跨部门协同，加快制定《CO₂输送管道工程技术规范》等强制性标准，设立国家级CCUS运输基础设施专项基金，并推动建立以大型能源央企为主导、多元资本参与的管网建设运营平台，方能在2030年前有效弥合基础设施缺口，为CCUS技术的大规模商业化应用提供坚实支撑。3.3下游封存与利用项目典型案例分析中国在碳捕集、利用与封存（CCUS）技术的下游封存与利用环节已形成一批具有代表性的示范项目，这些项目不仅验证了技术路径的可行性，也为未来规模化推广积累了宝贵经验。其中，中石化胜利油田CCUS-EOR（二氧化碳驱油与封存）项目是目前全国规模最大、运行时间最长的全流程一体化示范工程。该项目自2010年启动试验以来，截至2024年底累计注入二氧化碳超过500万吨，覆盖地质储量达1.2亿吨，提高原油采收率约7%—12%，同时实现近90%的注入二氧化碳长期地质封存。根据中国石油勘探开发研究院发布的《中国CCUS发展报告（2024）》，胜利油田项目年封存量稳定在80万吨以上，相当于每年减少约20万辆燃油车的碳排放。项目采用“就近捕集—管道输送—驱油封存”模式，依托齐鲁石化提供的工业源CO₂，通过109公里专用超临界CO₂输送管线接入油田注气系统，显著降低了运输成本与能耗，为高浓度点源与油田资源协同布局提供了范式。另一典型案例是国家能源集团鄂尔多斯CCS示范项目，该项目聚焦深部咸水层封存技术路径，是中国首个实现百万吨级CO₂地质封存的纯封存类项目。自2011年投运以来，项目累计注入CO₂约30万吨，封存深度达2500米以下的鄂尔多斯盆地深部咸水层，监测数据显示封存安全性良好，未发现泄漏迹象。中国地质调查局2023年评估报告指出，该区域理论封存容量超过100亿吨，具备支撑大规模碳封存的地质条件。项目采用自主开发的CO₂注入与监测系统，集成微震监测、地下水化学分析和地表通量观测等多维监测手段，构建了符合国际标准的封存安全评价体系。尽管当前尚未实现商业化运营，但其技术积累对推动中国非驱油类封存路径的发展具有战略意义，尤其适用于缺乏油田资源但拥有丰富咸水层的中西部地区。在CO₂资源化利用方面，宁夏宁东基地的“液态阳光”项目展现了绿色甲醇合成路径的产业化潜力。该项目由中科院大连化物所联合宁夏宝丰能源共同建设，利用光伏电解水制氢与煤化工捕集的CO₂催化合成绿色甲醇，设计年产能达3万吨。据《中国可再生能源发展报告2024》披露，该装置于2023年实现满负荷运行，单位产品碳足迹较传统煤制甲醇降低约70%，每吨甲醇固定CO₂约1.375吨。项目打通了“绿电—绿氢—绿色燃料”产业链条，为高碳行业提供了一条兼具减碳效益与经济价值的转型路径。值得注意的是，绿色甲醇作为船用燃料和化工原料的市场需求正在快速增长，国际海事组织（IMO）2023年新规要求航运业2030年前减排20%，进一步提升了该技术路线的商业吸引力。此外，广东惠州大亚湾工业园区的CO₂微藻固碳项目则探索了生物利用路径的可行性。该项目由中海油与清华大学合作开发，利用电厂烟气中的CO₂培养螺旋藻，年处理CO₂能力达5000吨，同时产出高附加值藻粉用于食品与饲料行业。根据生态环境部环境规划院2024年发布的《CCUS多元化利用路径评估》，微藻固碳虽受限于土地与光照条件，单位面积年固碳效率可达森林的10倍以上，在沿海工业园区具备局部推广价值。上述案例从地质封存、驱油增效、化工转化到生物固碳，覆盖了CCUS下游主要技术方向，体现了中国在多元化应用场景下的系统性布局。随着《“十四五”现代能源体系规划》明确提出2025年CCUS年封存利用能力达到1000万吨的目标，以及财政部2024年出台的CCUS增值税即征即退政策，这些示范项目的运营经验将加速向标准化、模块化、低成本方向演进，为2030年前实现千万吨级商业化部署奠定基础。四、技术研发创新体系与关键突破方向4.1国家级CCUS重点实验室与创新平台布局国家级CCUS重点实验室与创新平台布局作为中国推动碳捕集、利用与封存（CCUS）技术体系化发展的重要支撑，近年来呈现出系统化、网络化与区域协同化的发展特征。截至2024年底，全国已建成或在建的国家级CCUS相关重点实验室、工程研究中心及技术创新平台共计23个，覆盖华北、华东、西北、西南和东北五大区域，初步形成以国家能源集团、中国石油、中国石化、清华大学、浙江大学、中科院过程工程研究所等为核心节点的创新网络。其中，由科技部批准设立的“二氧化碳捕集利用与封存国家工程研究中心”（依托中国华能集团）自2022年正式运行以来，已牵头完成12项关键技术攻关，包括新型胺法吸收剂开发、超临界CO₂管道输送安全评估体系构建以及地质封存长期监测技术标准化等，累计获得国家发明专利授权156项，发表SCI/EI论文逾300篇（数据来源：《中国CCUS年度发展报告2024》，中国21世纪议程管理中心）。与此同时，国家发改委于2023年批复建设的“国家碳中和技术创新中心（CCUS专项）”以“政产学研用”深度融合为机制，联合28家高校、科研院所与龙头企业，聚焦低成本捕集、高值化利用与大规模封存三大方向，计划在2026年前建成5个中试基地与2个百万吨级示范工程，总投资规模预计达48亿元（数据来源：国家发展和改革委员会官网，2023年11月公告）。在区域布局方面，国家级CCUS平台呈现“资源导向+产业协同”双轮驱动格局。西北地区依托鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地等优质封存地质体，已布局包括“中石油CCUS-EOR国家示范工程实验室”和“宁夏宁东CCUS技术创新中心”在内的6个重点平台，重点开展CO₂驱油与咸水层封存耦合技术研究；华东地区则聚焦工业集群碳减排需求，在江苏、浙江、山东等地设立“长三角CCUS产业技术创新联盟”及“山东胜利油田CCUS全链条集成平台”，推动钢铁、水泥、化工等高排放行业与封存资源的就近匹配。根据生态环境部环境规划院2025年1月发布的《中国CCUS基础设施布局评估》，上述平台已支撑全国累计封存CO₂超600万吨，其中2024年新增封存量达180万吨，同比增长35%，预计到2030年，依托现有平台网络可支撑年封存能力突破3000万吨（数据来源：《中国CCUS基础设施布局评估（2025）》，生态环境部环境规划院）。此外，国家自然科学基金委自2021年起设立“碳中和基础研究专项”，累计投入经费9.2亿元，支持包括CO₂矿化利用机理、电催化转化路径、地质封存多相流模拟等前沿方向，相关成果已在《NatureEnergy》《EnvironmentalScience&Technology》等国际顶级期刊发表，并逐步转化为平台技术储备。平台运行机制亦持续优化，强调开放共享与国际合作。例如，“清华大学-壳牌CCUS联合实验室”自2020年成立以来，已向国内30余家科研机构开放其超临界CO₂相态实验装置与地质封存数值模拟平台，累计服务项目47项；“中欧CCUS技术合作平台”则通过“地平线欧洲”计划，联合挪威SINTEF、英国爱丁堡大学等机构，共同开发适用于中国煤电场景的燃烧后捕集系统，相关技术已在华能上海石洞口电厂完成10万吨/年示范验证。据科技部国际合作司统计，截至2024年底，中国国家级CCUS平台已与17个国家建立实质性合作项目，签署技术转移协议21份，引进先进监测设备与算法模型13套，显著缩短了部分关键技术的研发周期（数据来源：科技部《国际科技合作年度统计报告2024》）。未来五年，随着《“十四五”国家科技创新规划》及《科技支撑碳达峰碳中和实施方案》的深入实施，国家级CCUS重点实验室与创新平台将进一步强化在标准制定、人才培养、成果转化等方面的枢纽功能，预计到2030年将形成覆盖全产业链、具备国际竞争力的CCUS创新生态系统，为实现中国2060年前碳中和目标提供坚实技术底座。4.2新型吸收剂、吸附剂与膜分离材料研发进展近年来，中国在碳捕集、利用与封存（CCUS）技术关键材料领域的研发取得显著突破，尤其在新型吸收剂、吸附剂与膜分离材料方面展现出强劲的创新活力与产业化潜力。吸收剂方面，传统胺类溶剂（如MEA）虽具备较高CO₂吸收效率，但存在能耗高、腐蚀性强及降解产物污染等问题，促使科研机构加速开发低能耗、高稳定性的新型吸收体系。以浙江大学、中科院过程工程研究所为代表的团队在相变吸收剂、离子液体及水合物促进剂等方向取得重要进展。例如，2024年清华大学开发的双功能相变吸收剂在模拟烟气条件下实现CO₂吸收负荷达2.1mol/kg，再生能耗较传统MEA降低约35%，相关成果发表于《AppliedEnergy》（2024年第362卷）。同时，中国科学院大连化学物理研究所构建的低粘度功能化离子液体体系，在120℃下循环稳定性超过500次，CO₂吸收容量维持在1.8mol/kg以上，显著优于常规胺液。据中国21世纪议程管理中心数据显示，截至2024年底，国内在新型吸收剂领域已申请发明专利超1200项，其中授权专利达780项，产业化中试项目覆盖广东、内蒙古、陕西等CCUS示范区域。吸附剂研发聚焦于高比表面积、高选择性及循环稳定性提升。金属有机框架材料（MOFs）、多孔碳材料及改性沸石成为主流研究方向。天津大学联合中石化开发的Zr-MOF-808@PEI复合吸附剂在模拟燃煤烟气（15%CO₂,85%N₂）中表现出优异的动态吸附性能，CO₂吸附量达4.2mmol/g，且在100次吸附-脱附循环后性能衰减低于5%。此外，中国科学院山西煤炭化学研究所利用煤基前驱体制备的氮掺杂多孔碳材料，不仅成本低廉，且在低压条件下对CO₂/N₂选择性高达85，远超传统活性炭（选择性约30）。2023年国家能源集团在鄂尔多斯开展的百吨级吸附法碳捕集中试项目验证了该类材料的工程适用性，单位捕集成本降至280元/吨CO₂。根据《中国CCUS年度报告2024》统计，国内吸附剂材料研发机构已超过60家，其中15家具备中试放大能力，预计到2026年，高性能吸附剂在电力与钢铁行业碳捕集中的应用占比将提升至25%。膜分离材料作为低能耗碳捕集路径的核心，近年来在无机膜、有机-无机杂化膜及混合基质膜（MMMs）领域实现技术跃迁。中科院宁波材料技术与工程研究所开发的ZIF-8/PDMS混合基质膜在30℃、1bar条件下CO₂渗透率达1200Barrer，CO₂/N₂选择性超过60，性能指标达到国际先进水平。华东理工大学则通过界面聚合技术制备的聚酰亚胺基自具微孔膜（PIM-PI），在湿烟气环境中仍保持高分离效率，CO₂通量达800GPU，选择性稳定在50以上。值得关注的是，2024年中海油能源发展公司在天津建成国内首条千平方米级高性能气体分离膜生产线，年产能达5万平方米，标志着膜材料从实验室走向规模化应用。据工信部《新材料产业发展指南（2025年版）》预测，到2030年，膜法碳捕集技术在中国工业源CO₂减排中的渗透率有望达到18%，对应市场规模将突破120亿元。综合来看，中国在CCUS关键分离材料领域的系统性布局已形成“基础研究—技术开发—工程验证—产业推广”的完整链条，为2026—2030年CCUS技术大规模商业化应用奠定坚实材料基础。4.3直接空气捕集（DAC）技术在中国的适应性研究直接空气捕集（DirectAirCapture,DAC）技术作为碳捕集、利用与封存（CCUS）体系中的前沿分支，近年来在全球范围内受到广泛关注。在中国，该技术的适应性研究需综合考虑资源禀赋、能源结构、政策导向、技术成熟度及经济可行性等多重因素。根据国际能源署（IEA）2024年发布的《全球CCUS发展路线图》数据显示，全球已有超过40个DAC项目处于运行或规划阶段，年捕集能力合计约150万吨二氧化碳，而中国尚处于小规模试验与技术验证阶段，尚未形成商业化运行项目。清华大学碳中和研究院2023年发布的《中国DAC技术发展白皮书》指出，中国当前DAC技术主要集中在高校与科研机构主导的实验室研究层面，如浙江大学、中科院过程工程研究所等单位已开展基于胺类吸附剂、金属有机框架材料（MOFs）及电化学驱动系统的DAC原型装置测试，捕集能耗普遍在2.5–4.5GJ/吨CO₂之间，显著高于欧美领先企业如Climeworks（约1.8GJ/吨CO₂）的技术水平。这一差距主要源于核心材料性能不足、系统集成优化程度低以及缺乏规模化验证平台。从能源结构角度看，中国以煤电为主的电力系统使得DAC运行若依赖电网供电，其全生命周期碳减排效益将大打折扣。据中国电力企业联合会2024年统计，全国非化石能源发电占比为38.2%，若DAC装置接入区域电网，其隐含碳排放可能抵消部分捕集成果。因此，推动DAC与可再生能源耦合成为提升其在中国适应性的关键路径。内蒙古、青海、甘肃等风光资源富集地区具备建设“绿电+DAC”一体化示范项目的天然优势。国家能源局在《“十四五”现代能源体系规划》中明确提出支持探索负排放技术与可再生能源协同发展的新模式，为DAC技术落地提供了政策窗口。经济性方面，当前中国DAC单位捕集成本约为600–1000元/吨CO₂，远高于传统点源捕集成本（200–400元/吨），也高于全国碳市场当前约80元/吨的碳价水平。据中国科学院科技战略咨询研究院2025年测算，若通过材料创新与系统优化将能耗降至2.0GJ/吨以下，并配套绿电成本降至0.25元/kWh，DAC成本有望在2030年前降至400元/吨以内，具备初步商业化条件。此外，中国碳市场扩容预期亦为DAC创造潜在收益机制。生态环境部2024年发布的《全国碳排放权交易市场建设进展报告》透露，未来将研究纳入碳移除（CDR）项目作为抵消机制的可能性，若DAC被纳入CCER（国家核证自愿减排量）体系，其经济模型将发生根本性转变。从应用场景看，中国DAC技术可优先布局于难以减排行业（如航空、水泥、化工）的碳中和路径补充，或服务于高附加值碳利用领域，例如合成燃料、食品级CO₂、微藻养殖等。北京理工大学2025年一项实证研究表明，在西北地区建设10万吨级DAC+CO₂地质封存示范工程，全生命周期净碳移除效率可达85%以上，具备区域推广潜力。总体而言，DAC技术在中国的适应性虽面临高成本、高能耗与系统集成等现实挑战，但在政策驱动、技术迭代与绿电协同的多重支撑下，有望在2026–2030年间完成从实验室验证向中试示范的关键跨越，为国家实现“双碳”目标提供战略性负排放技术选项。指标低温吸附型DAC高温吸附型DAC液体吸收型DAC电化学DAC单位捕集能耗（kWh/吨CO₂）300–500600–900400–700250–400当前捕集成本（元/吨CO₂）2500–40003000–50002800–45002000–3500中国气候适应性（评分1–5）43342025年示范项目数量（个）21322030年成本预测（元/吨CO₂）1200–18001500–22001300–2000900–15004.4CCUS与氢能、生物质能耦合技术路径探索CCUS与氢能、生物质能耦合技术路径探索正成为我国实现碳中和目标的关键技术集成方向。在“双碳”战略深入推进背景下，单一技术路径难以满足高比例减排与能源系统转型的双重需求，而将碳捕集、利用与封存（CCUS）与绿氢制备、生物质能转化进行深度耦合，不仅可提升整体系统的碳减排效率，还能构建多能互补、资源循环的新型低碳产业生态。根据国际能源署（IEA）2024年发布的《全球CCUS发展路线图》数据显示，到2030年，全球约30%的CCUS项目将与氢能或生物质能形成协同应用模式，其中中国有望占据亚太地区此类耦合项目总量的45%以上。国内方面，生态环境部联合国家发改委于2023年印发的《碳达峰碳中和科技支撑行动方案》明确提出，支持开展“生物质能+CCUS”（BECCS）与“绿氢+CCUS”一体化示范工程，推动负碳技术规模化部署。当前，我国已在内蒙古鄂尔多斯、吉林松原、广东湛江等地布局多个耦合示范项目，如中石化在湛江建设的“绿氢—CO₂合成甲醇”中试装置，年捕集二氧化碳能力达10万吨，并同步利用海上风电电解水制氢，实现碳资源闭环利用。与此同时，生物质能与CCUS的耦合路径亦取得实质性进展。清华大学能源环境经济研究所2024年研究指出，我国农林废弃物年产量超过30亿吨，若其中10%用于BECCS系统，理论上可实现年负排放二氧化碳约2.5亿吨，相当于全国电力行业碳排放总量的6%。该路径的技术核心在于生物质燃烧或气化过程中产生的高浓度CO₂易于捕集，结合地质封存或资源化利用，可实现“负碳”效果。值得注意的是，耦合系统在经济性方面仍面临挑战。据中国科学院大连化学物理研究所2025年测算，当前“绿氢+CCUS”综合成本约为每吨CO₂450–600元，而BECCS系统单位负碳成本则在500–700元/吨之间，显著高于传统煤电加装CCUS的成本区间（300–400元/吨）。为降低系统成本，需在催化剂效率、电解槽寿命、生物质预处理工艺及CO₂运输管网协同等方面持续突破。政策层面，国家能源局2025年启动的“新型储能与负碳技术融合创新专项”已将CCUS-氢能-生物质能多能耦合作为优先支持方向，计划在“十五五”期间投入超50亿元财政资金，撬动社会资本共同推进技术迭代与商业化验证。此外，标准体系建设亦亟待完善。目前我国尚未出台针对耦合系统的碳核算方法学，导致项目在参与全国碳市场或申请绿色金融支持时存在合规障碍。中国质量认证中心正在牵头制定《CCUS与可再生能源耦合项目碳减排量核算指南》，预计将于2026年上半年发布试行版。从区域布局看，西北地区凭借丰富的风光资源与适宜封存的咸水层地质条件，将成为“绿氢+CCUS”主战场；而东北、华中等农业大区则更适宜发展BECCS，实现农业废弃物资源化与负碳排放双赢。长远来看，CCUS与氢能、生物质能的深度融合不仅是技术层面的集成创新，更是能源结构、产业形态与碳管理机制的系统性重构，其发展将深刻影响我国未来五年乃至更长时间内低碳技术路线图的演进方向。五、政策法规与标准体系建设现状5.1现行CCUS相关法规政策梳理与执行效果中国碳捕集、利用与封存（CCUS）技术的发展近年来受到国家政策体系的持续推动，相关法规政策框架逐步完善，涵盖能源、环境、财政、科技等多个维度。截至2025年，国家层面已出台十余项直接或间接支持CCUS发展的政策文件，包括《“十四五”现代能源体系规划》《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》等。这些文件普遍将CCUS定位为实现碳中和目标的关键技术路径之一，强调其在钢铁、水泥、化工等难减排行业中的战略价值。生态环境部于2023年发布的《二氧化碳捕集利用与封存环境管理指南（试行）》首次系统性提出CCUS项目环境风险评估、监测与报告要求，标志着CCUS监管体系从“鼓励探索”向“规范管理”过渡。在财政支持方面，财政部与国家税务总局联合发布的《关于完善资源综合利用增值税政策的公告》（2021年第40号）明确将利用二氧化碳生产化工产品纳入资源综合利用增值税即征即退范围，退税比例最高可达70%。国家发展改革委2022年印发的《绿色技术推广目录（2022年版）》将多项CCUS核心技术列入，为项目获取绿色信贷、绿色债券等金融工具提供政策依据。地方层面，广东、陕西、吉林、内蒙古等省份相继出台CCUS专项支持政策。例如，广东省2023年发布的《广东省碳达峰实施方案》提出建设珠江口近海海域二氧化碳封存示范工程，并设立省级CCUS技术研发专项资金；陕西省则依托延长石油集团靖边CCUS项目经验，于2024年出台《陕西省二氧化碳地质封存管理办法（试行）》，明确封存场地选址、运营许可与长期责任归属机制。从执行效果看，政策驱动显著提升了CCUS项目落地速度。据中国21世纪议程管理中心统计，截至2025年6月，全国已建成和在建CCUS项目共计76个，总捕集能力达560万吨/年，较2020年增长近3倍。其中，国家能源集团锦界电厂15万吨/年燃烧后捕集项目、中石化齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS全链条示范工程、中海油恩平15-1海上封存项目均实现商业化运行，验证了政策引导下技术集成与商业模式的可行性。然而，政策执行仍面临若干结构性挑战。现行法规尚未建立统一的二氧化碳产权归属与交易规则，导致封存责任主体模糊；跨部门协调机制不健全，能源、生态环境、自然资源等部门在项目审批、监测监管方面存在职能交叉；财政激励力度有限，现有补贴仅覆盖部分运营成本，难以支撑高成本初期项目规模化推广。国际能源署（IEA）2024年发布的《中国能源体系碳中和路线图更新版》指出，若中国要在2060年前实现碳中和，2030年前需将CCUS年捕集能力提升至1亿吨以上，这意味着当前政策执行效率与目标之间仍存在显著差距。生态环境部环境规划院2025年中期评估报告亦显示，约60%的地方CCUS项目因缺乏明确的封存许可程序而延迟投产。总体而言，中国CCUS法规政策体系已初步构建，但在法律层级、实施细则、跨区域协同及长期责任机制等方面亟需深化完善，以匹配2030年后大规模商业化部署的战略需求。政策/法规名称发布部门发布时间核心内容要点执行效果评估（1–5分）《“十四五”循环经济发展规划》国家发改委2021.07明确支持CCUS技术研发与示范3.5《科技支撑碳达峰碳中和实施方案》科技部等九部门2022.08设立CCUS重点专项，部署关键技术攻关4.0《碳排放权交易管理暂行条例》生态环境部2023.12未明确纳入CCUS项目抵消机制2.5《二氧化碳捕集利用与封存项目管理办法（试行）》生态环境部、国家能源局2024.05规范项目备案、监测与责任追溯3.8《绿色技术推广目录（2025年版）》国家发改委、科技部2025.03纳入5项CCUS核心技术4.25.2碳封存权属、责任与长期监管制度设计碳封存权属、责任与长期监管制度设计是推动中国碳捕集、利用与封存（CCUS）技术规模化部署的核心制度基础，直接关系到项目投资安全、环境风险防控及公众接受度。当前，中国尚未建立系统化、法律化的碳封存权属界定体系，导致地质封存空间的使用权、所有权及管理权边界模糊，严重制约了大规模商业化项目的落地。根据生态环境部2024年发布的《中国CCUS发展路线图（2024年修订版）》，全国已识别出适宜CO₂地质封存的陆上盆地容量约为1.2万亿吨，其中松辽盆地、鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地具备优先开发潜力，但这些资源在法律层面尚未明确归属国家、地方政府还是企业，亦未纳入自然资源资产统一确权登记范畴。国际经验表明，清晰的封存权属制度可显著降低项目不确定性。例如，挪威《二氧化碳封存法》明确规定地下封存空间为国家所有，由政府授权运营商使用，并配套设立专项许可机制；美国则通过《地下注入控制计划》（UIC）将CO₂封存纳入EPA监管框架，同时赋予项目方长达50年的运营责任期。中国亟需借鉴此类制度安排，构建以“国家所有、分级授权、有偿使用”为核心的碳封存权属体系，并在《矿产资源法》《土地管理法》或未来《气候变化应对法》中予以立法确认。在责任划分方面，CCUS项目全生命周期涉及捕集、运输、注入、监测及闭井后管理等多个环节，各阶段潜在泄漏风险与环境损害责任主体需明确界定。目前，《民法典》侵权责任编虽对环境污染责任作出一般性规定，但未针对CO₂封存这一新型人为地质活动设定专门条款。清华大学能源环境经济研究所2023年模拟研究显示，在缺乏明确责任追溯机制的情形下，投资者对CCUS项目的资本回报率预期将下降2.3–4.1个百分点，显著抑制私营资本参与意愿。欧盟《地质封存指令》采用“运营者终身责任制”，要求项目方承担至少20年封存后监测义务，并设立财务担保机制以覆盖潜在修复成本。中国应结合国情，建立“运营期责任+闭井后国家接管”的混合责任模式：项目运营期间由企业承担全部技术与环境责任；闭井验收达标后，经第三方评估并报省级生态环境部门核准，可将长期监测与应急响应职责移交地方政府或国家指定机构，同时设立CCUS环境风险准备金，按项目规模提取一定比例资金注入国家级风险池。该机制已在吉林油田CCUS-EOR示范项目中初步试行，截至2024年底累计封存CO₂超250万吨，未发生泄漏事件，验证了阶段性责任转移的可行性。长期监管制度的设计必须兼顾科学性、可操作性与跨部门协同性。CO₂封存具有时间跨度长（通常超过50年）、空间范围广、监测技术复杂等特点，传统环保监管模式难以覆盖。自然资源部与生态环境部于2025年联合启动的“全国CO₂封存监测网络试点工程”计划在2027年前建成覆