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中石化百万吨级低浓度CCUS在胜利油田开工——首个跑通“捕集—驱油—封存”商业闭环

    2026年10月16日，我国首个百万吨级低浓度CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）全链条示范工程在胜利油田开工建设。与此前齐鲁石化—胜利油田项目捕集90%高浓度煤制氢尾气不同，这次啃的是燃煤电厂12%至15% 的低浓度烟气——还夹带着硫、氮氧化物等杂质，捕集难度不是线性上升，而是换了一套技术体系。项目预计2028年底建成投运，所捕集的二氧化碳通过70余口注气井注入油藏，在封存的同时驱动原油增产。更关键的是，项目首创“风电+储能+直连线路+CCUS捕集”源网荷储一体化系统，规划13台风机、总装机98.8兆瓦，年发绿电2.17亿度直供捕集装置，实现了“绿电直连、低碳捕集”的闭环。从90%到12%，从高浓度“容易捕的碳”到低浓度“排放量最大、最难捕的那部分碳”，胜利油田用一条已经跑通的驱油封存链条，为全国数百座存量燃煤电厂的低成本减碳，撬开了一道工程化缺口。

一、从90%到12%：不是“放大”，是“换体系”

同一个油田、同一套驱油封存链条，进气浓度从90%掉到12%，技术含义远大于规模含义。

高浓度气源，比如煤制氢尾气、天然气处理尾气，可以用变压吸附、低温分离甚至简单的压缩提纯，能耗低、流程短。2022年8月投产的齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目，捕集的就是90%左右的煤制氢尾气，采用低温精馏法提纯后纯度可达99%。截至目前，该项目已累计注入二氧化碳14亿标准立方米，示范区日产油量由220吨上升至525吨，原油采收率提升15%以上——高浓度路线的“捕集—驱油”逻辑，已经在胜利油田跑通了。

但燃煤电厂的烟气是另一回事。二氧化碳浓度只有12%至15%，还含有硫、氮氧化物、粉尘等杂质，物理法并不适用，必须走化学吸收——用胺液在吸收塔里选择性吸收二氧化碳，再在解吸塔里加热释放。化学吸收的能耗结构由三块构成：胺与二氧化碳结合放出的反应热、把富液从吸收温度加热到解吸温度的显热、再沸器产生蒸汽带走的潜热。传统单乙醇胺（MEA）工艺的再生热耗在3.5至4.5吉焦/吨二氧化碳，仅这一项就相当于把燃煤电厂发电燃料能量的29%至38% 拿走，发电效率从50%掉到31%至35%的区间。这也是为什么过去的CCUS示范项目大多“挑食”——不是技术偏好，是经济理性：同样一套胺法装置，进气浓度90%时的单位能耗产碳量是12%时的数倍，投资回收期差着量级。

胜利油田这次开工的项目，正面迎上了这个“最难啃的骨头”。项目占地约7.45万平方米，新建吸收塔、深度净化塔、再生塔等大型塔器，其中吸收塔高82米、直径12.6米、重1280吨，烟囱高150米，为国内最大二氧化碳捕集设备。

二、2.0吉焦：低浓度捕集的“能耗闸门”是怎么撬开的

CCUS的第一竞争维度从来不是捕集率，而是每吨二氧化碳的再生热耗。胜利油田这个项目的设计指标是：捕集率超过90%，产品纯度99.5%以上，每吨二氧化碳捕集热耗降至2.0吉焦以下，达到国际领先水平。

从传统MEA路线的3.5至4.5吉焦压到2.0吉焦以下，靠的不是某一项“黑科技”，而是一组工艺集成的组合拳。项目创新应用了 “再生气压缩+半富液再生节能工艺、微旋流凝结分离、压缩液化一体化” 等核心技术，采用化学吸收法得到高浓度二氧化碳。

其中半富液再生的思路值得拆开看。常规流程是把吸收塔底的富液全部送进解吸塔再生，全部富液都要被加热到解吸温度，能耗刚性。半富液再生则是把富液分流：一部分在较低温度下再生后回到吸收塔中部，利用中部较低的二氧化碳负荷要求，减少对高品位热的需求。本质是用流程分割换取温度品位下降——不是让再生变得更容易，而是让一部分再生“不必那么彻底”。再生气压缩则是另一条节能路径：解吸塔顶出来的二氧化碳带饱和水蒸气，常规做法是冷却除水后再压缩，压缩热白白排掉；把再生气先压缩再冷却，压缩热可以用于富液预热或胺液再生，等于把压缩功的一部分回收进系统。

这些工艺集成的效果，最终落在“2.0吉焦以下”这个指标上。当再生热耗从3.5—4.5吉焦降到2.0吉焦以下，碳捕集对电厂发电效率的吞噬幅度被显著压缩，低浓度烟气从“捕了就亏”向“捕了能算账”靠近了一步。

三、绿电直连：让“捕碳”本身也低碳

低浓度捕集的另一重压力，来自捕集过程自身的能耗。如果驱动捕集装置的电来自电网煤电，那么“捕碳”的过程就在“产碳”——减排的净效益被打折扣。

胜利油田的解法，是在能源供给端另辟蹊径。工程同步配套 “风电+储能+直连线路+CCUS捕集”源网荷储一体化系统，规划13台风机、总装机98.8兆瓦，年发绿电2.17亿度，直供碳捕集装置，“绿电直连、低碳捕集”的闭环模式在国内尚属首创。中国石化胜利油田主要负责人杨勇对此的定位很清晰：这个项目是“我国首座用风电直连+燃煤电厂低浓度二氧化碳捕集的CCUS全链条示范工程，攻克了再生热耗高、减排率低等技术瓶颈”。

“绿电直连”的意义不只在环保账上。捕集装置的运行成本中，电耗和蒸汽消耗是刚性支出；当绿电以直连方式替代网电，捕集过程的用电成本结构发生了变化，同时避免了“用煤电捕碳”的逻辑矛盾。源网荷储一体化系统的配置，则为捕集装置在风光出力波动时的稳定运行提供了缓冲——储能平抑波动，直连线路减少输配电损耗，CCUS捕集作为可调节负荷参与系统平衡。这套组合，让“捕碳”这个高耗能过程，在能源来源上先做到了“低碳”。

四、商业闭环：不靠补贴，“驱油增产”就是现金流

百万吨级低浓度CCUS项目能否立得住，最终取决于它能不能“自己养活自己”。

胜利油田的商业逻辑，在高浓度项目中已经被验证：捕集的二氧化碳注入油藏，驱动原油采出，增油的销售收入覆盖捕集成本。低浓度项目复制的是同一套闭环，但经济性的挑战更大——低浓度捕集的吨碳成本高于高浓度，需要更高效的驱油增产来对冲。

从项目设计看，这套闭环的规模是清晰的：所捕集二氧化碳通过70余口注气井注入油藏，全覆盖滩坝砂油藏、浊积岩和页岩油等不同类型油藏。杨勇给出的长期预期是：预计15年累计注入二氧化碳将超1000万吨、增油300万吨。1000万吨级的注入规模与300万吨级的增油量绑定在一起，意味着这个项目的商业模型不是“捕了碳等着政策补贴”，而是在油田的增产现金流中内生出捕集的经济回报。

这一模式的推广边界也需要清醒认识：它高度依赖邻近有可注入的油藏、驱油增产效果可预期、原油销售收入可覆盖捕集成本这三个前提。胜利油田具备这些条件，所以能跑通；并非所有燃煤电厂周边都有这样的地质和产业配套。但它的示范意义在于：低浓度CCUS不必等待碳价涨到某个阈值才能启动——当捕集成本被工艺创新和绿电直连压下来，当驱油增产的现金流足够厚实，“捕集—驱油—封存”的全链条就可以先于碳市场的成熟而运转起来。

五、产业坐标：中国石化补上了“高低浓度全套技术体系”的最后一块拼图

这个项目之于中国石化的战略意义，可以用一句话概括：高低浓度气源的CCUS技术体系，至此补齐。

高浓度路线（齐鲁石化—胜利油田项目）已经工业化运行三年多，累计注入14亿标准立方米，增油效果明确。低浓度路线（本次开工项目）将捕集率做到90%以上、纯度99.5%以上、热耗压到2.0吉焦以下，2028年底建成投运后，中国石化将拥有高、低浓度二氧化碳捕集利用的全套技术体系。这套体系覆盖的，恰恰是中国碳排放结构中体量最大的两块：煤化工的高浓度尾气和燃煤电厂的低温烟气。前者相对集中、易捕，后者分布广、总量大、难度高，是“实现大规模碳减排必须攻克的技术难关”。

从全国视角看，这个项目的价值不在于它自身100万吨/年的捕集规模，而在于它证明了低浓度燃煤烟气在工程上可以被经济地捕集和消纳。中国有数百座存量燃煤电厂，它们的烟气是碳排放的“大头”，也是CCUS从“示范”走向“规模化”绕不开的战场。胜利油田用一个“捕集—驱油—封存”全链条项目，把这条路从“理论上可行”推到了“工程上可建、商业上可算”。正如杨勇所说，这“为电力、石化等行业深度脱碳蹚出了一条可以复制、可以推广的路径”。

结语

从齐鲁石化90%的煤制氢尾气，到胜利发电厂12%至15%的燃煤烟气；从3.5—4.5吉焦的传统再生热耗，到2.0吉焦以下的工艺集成突破；从依赖网电的捕集装置，到13台风机、98.8兆瓦绿电直连的闭环——胜利油田的百万吨级低浓度CCUS项目，用一组可以逐项核查的工程参数，回答了“最难捕的那部分碳，到底能不能捕、捕了划不划算”这个核心问题。

2028年底建成投运之后，每年100万吨二氧化碳将从电厂的烟囱走向油田的油藏，在封存的同时驱动原油采出。当“捕碳”的能源来自风机而非煤电，当“固碳”的回报来自增油而非补贴，CCUS就不再只是一个靠政策驱动的环保工程，而是一条在油田现金流里自己运转起来的产业链。胜利油田啃下的这段“最难啃的烟气”，为全国数百座燃煤电厂提供的，不是一套可以照搬的图纸，而是一个工程上已经被验证、商业上已经被算通的起点。

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