“CO2输运包括水路和陆路低温储罐输送与管道输送两类方式，其中管道输送最具规模应用优势。目前，我国CO2的输送以陆路低温储罐运输为主，尚无商业运营的CO2输送管道。与国外相比，主要技术差距在CO2源汇匹配的管网规划与优化设计技术、大排量压缩机等管道输送关键设备、安全控制与监测技术等方面。” 业内知情人士表示。

　　“从单纯低碳讲的话，目前比较针对性的还是咸水层封存。” 朱前林向《中国能源报》记者介绍说，技术方面，我国也进行了初步探索，如：中石油吉林油田的CO2工业分离与驱油项目、神华的鄂尔多斯煤制油CO2工业分离与陆上咸水层封存项目、中石化胜利油田的燃烧后CO2捕集与驱油项目，这些项目给我国CCUS技术发展提供了非常宝贵的技术积累。

　　朱前林还表示，CCUS虽然是新问题，但其涉及的很多关键技术来源于石油、地质、化学、生物等领域，基础的薄弱一定程度上制约新技术的发展。《规划》中明确的优先发展方向很多也正是我国目前CCUS面临的问题，当然很多也是世界面临的问题。

　　另外，CCUS技术在石油开采、煤层气开采、化工和生物利用等工程技术领域的运用与国外相比，还存在不同差距。“目前都还处于初步阶段，面临一系列技术问题，很多问题需要解决后才能实现规模化。” 朱前林表示。

　　“以利用CO2开采石油方面为例，国外已有60年以上的研究与商业应用经验，技术接近成熟。我国利用CO2开采石油技术处于工业扩大试验阶段。与国外相比，主要技术差距在油藏工程设计、技术配套、关键装备等方面。”知情人士向本报记者透露，在利用CO2开采煤层气方面，国外已开展多个现场试验，我国正在进行先导试验。

　　CCUS面临捕集能耗和成本过高问题

　　CO2捕集主要分为燃烧后捕集、燃烧前捕集以及富氧燃烧捕集三大类。

　　燃烧后捕集技术相对成熟，广泛应用的是化学吸收法。“我国与发达国家技术差距不大，已在燃煤电厂开展了10万吨级的工业示范。当前，制约该技术商业化应用的主要因素是能耗和成本较高。”科技部相关人士向本报记者介绍。

　　与燃烧后捕集技术相比，燃烧前捕集在降低能耗方面具有较大潜力，国外5万吨级中试装置已经运行，国内6-10万吨级中试系统试验已启动。“当前，该技术主要瓶颈是系统复杂，富氢燃气发电等关键技术还未成熟。”知情人士表示。

　　富氧燃烧技术国外已完成主要设备的开发，建成了20万吨级工业示范项目，正在实施100万吨级的工业示范；我国已建成万吨级的中试系统，正在实施10万吨级的工业级示范项目建设。新型规模制氧技术和系统集成技术是降低能耗的关键，也是现阶段该技术发展的瓶颈。

　　上述的三种CO2捕集都面临着捕集能耗和成本过高问题。