CCS技术是Carbon Capture and Storage 的缩写，是将二氧化碳（CO2）捕获和封存的技术。CCS技术是指通过碳捕捉技术，将工业和有关能源产业所生产的二氧化碳分离出来，再通过碳储存手段，将其输送并封存到海底或地下等与大气隔绝的地方。CCS技术尚处于研发阶段。

CCS是稳定大气温室气体浓度的减缓行动组合中的一种选择方案。CCS具有减少整体减缓成本以及增加实现温室气体减排灵活性的潜力。CCS的广泛应用取决于技术成熟性、成本、整体潜力、在发展中国家的技术普及和转让及其应用技术的能力、法规因素、环境问题和公众反应。CO2的捕获可用于大点源。CO2将被压缩、输送并封存在地质构造、海洋、碳酸盐矿石中，或是用于工业流程。CO2大点源包括大型化石燃料或生物能源设施、主要CO2排放型工业、天然气生产、合成燃料工厂以及基于化石燃料的制氢工厂。潜在的技术封存方式有：地质封存(封存在地质构造中，例如石油和天然气田、不可开采的煤田以及深盐沼池构造)、海洋封存(直接释放到海洋水体中或海底)以及将CO2固化成无机碳酸盐。

CCS技术由碳捕集和碳封存两个部分组成。其中，碳捕集技术最早应用于炼油、化工等行业。由于这些行业排放的CO2浓度高、压力大，捕集成本并不高。而在燃煤电厂排放的CO2则恰好相反，捕集能耗和成本较高。现阶段的碳捕集技术尚无法解决这一问题。

碳捕集技术大体上分作三种：燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧捕集。三者各有优势，却又各有技术难题尚待解决，呈并行发展之势。哪一种先取得突破，哪一种就会成为未来的主流。

燃烧前捕集技术以IGCC（整体煤气化联合循环）技术为基础：先将煤炭气化成清洁气体能源，从而把CO2在燃烧前就分离出来，不进入燃烧过程。而且，CO2的浓度和压力会因此提高，分离起来较方便，是运行成本最廉价的捕集技术，其前景为学界所看好。问题在于，传统电厂无法应用这项技术，而是需要重新建造专门的IGCC电站，其建造成本是现有传统发电厂的两倍以上。

燃烧后捕集可以直接应用于传统电厂，北京高碑店热电厂所采用的就是这条技术路线。这一技术路线对传统电厂烟气中的CO2进行捕集，投入相对较少。这项技术分支较多，可以分为化学吸收法、物理吸附法、膜分离法、化学链分离法等等。其中，化学吸收法被认为市场前景最好，受厂商重视程度也最高，但设备运行的能耗和成本较高。

事实上，由于传统电厂排放的CO2浓度低、压力低，无论采用哪种燃烧后捕集技术，能耗和成本都难以降低。如果说，燃烧前捕集技术的建设成本高、运行成本低，那么燃烧后捕集技术则是建设成本低、运行成本高。

若把CCS作为一个系统来看，碳捕集的成本要占到2/3，碳封存的成本占1/3。碳封存技术相对于碳捕集技术也更加成熟，主要有三种：海洋封存、油气层封存和煤气层封存。与碳捕集技术多路线并行发展不同，碳封存技术路线主次分明，方向明确。

海洋封存有两种潜在的实施途径：一种是经固定管道或移动船只将CO2注入并溶解到水体中（以1000米以下最为典型），另一种则是经由固定的管道或者安装在深度3000米以下的海床上的沿海平台将其沉淀，此处的CO2比水更为密集，预计将形成一个“湖”，从而延缓CO2分解在周围环境中。海洋封存及其生态影响尚处于研究阶段 。

油气层封存分为废弃油气层封存和现有油气层封存。国际上有企业在研究利用废弃油气层的可行性，但并不被看好。主要原因在于人类对油气层的开采率只能达到 30%—40%，随着技术进步，存在着将剩余的60%—70%的油气资源开采出来的可能性。所以，世界上尚不存在真正意义上的废气油气田。

通过利用现有油气田封存CO2被认为是未来的主流方向，这项技术被称为CO2强化采油技术，即将CO2注入油气层起到驱油作用，既可以提高采收率，又实现了碳封存，兼顾了经济效益和减排效果。这项技术起步较早，最近10年发展很快，实际应用效果得到了肯定，也是中国优先发展的技术方向。

煤层气封存技术是指将CO2注入比较深的煤层当中，置换出含有甲烷的煤层气，所以这项技术也具有一定的经济性。但必须选在较深的煤层中，以保证不会因开采而造成泄漏。中国已经和加拿大合作开发了示范项目，投资高、效果不错。问题在于CO2进入煤气层后发生融胀反应，导致煤气层的空隙变小、注入CO2会越来越难，逐渐再也无法注入。所以，该技术并不为研究人员看好。

对人为的和自然界的类似情况的观测和模式都表明在适当选择并进行管理的地质封存储层中，被保留的部分很可能25在100年时间里维持在99%以上，并且也有可能191,000年中维持在99%以上。海洋封存的CO2其释放将是逐渐的，会延续几百年。在矿石碳化的情况下，已封存的CO2不会向大气释放

富氧燃烧捕集技术试图综合前两种技术的优点，做到既可以在传统电厂中应用，排出的CO2的浓度和压力也较高。由于该技术主要着力在燃烧过程中，也被看作是燃烧中捕集技术。与传统电厂直接用空气助燃的燃烧技术不同，富氧燃烧是用纯度非常高的氧气助燃，同时在锅炉内加压，使排出的CO2在浓度和压力上与IGCC差不多，再用燃烧后的捕集技术进行捕集，从而降低了前期投入和捕集成本。但看似完美无缺的解决方案，却有一个巨大的技术难题——制氧成本太高，这也使得富氧燃烧捕集技术在经济性上并没有太大优势。

运输成本在CCS技术系统当中所比重相当小。主要有两种方式：管道运输和灌装运输，技术上问题不大。

管道运输是一种成熟的市场技术，也是运输CO2最常用的方法。一次性投资较大，适宜运输距离较远、运输量较大的情况。灌装运输主要通过铁路或公路进行运输，仅适合短途、小量的运输，大规模使用不具有经济性。

在大多数CCS系统中，捕获（包括压缩）的成本是最大的成本部分。能源和经济模式指出CCS系统对于减缓气候变化的主要贡献将来自于其在电力行业的发展。正如本报告估计的那样，大多数模拟结果表明当CO2价格开始达到大约25－30美元/吨CO2时，CCS系统才开始出现在显著的部署规模。

在 2002年的状况下，估计CCS在产电方面的应用将使产电成本增加大约0.01－0.05美元16/千瓦时（US$/kWh），具体成本将取决于燃料、特定技术、场地以及国家环境。将EOR的利益包含在内，会使CCS造成的额外电力生产成本降低大约0.01－0.02美元/千瓦时17。用于产电的燃料市场价格的上升通常会使CCS的成本增加。石油价格对于CCS的量化影响尚不确定。然而，来自于EOR的收入通常随石油价格升高而上升。CCS在小规模的基于生物质的电力生产中的应用会大幅度增加用电成本，在一家较大的具备CCS的煤电厂中进行生物质复合燃烧将更有成本效益。与新建一个采用捕获系统的电厂相比，预计用CO2捕获系统改装现有电厂将产生较高的成本并显著降低总体效率。对于一些刚建不久和效率高的现有电厂或者对于电厂已大幅度升级或重建的电厂，改装的成本劣势会减少。

CCS技术面临的主要问题有三个：

(1) 成本高昂。碳捕集的高昂成本来源于两个方面，一是基本建设投资，二是碳捕集

过程中耗费的大量能源。根据北京高碑店、上海石洞口以及围际上已运行的燃烧后碳捕集装置的实际情况，二氧化碳完全捕集后，每千瓦时电增加能耗30%～50%。能耗大是其最大弊端，一是不符合节能减排的宏观政策，二是即使设备成本随规模化生产有所降低，总体捕集成本也会随着能源价格的提高而不断增加。此外电厂排硫、排硝量与排碳量不在同一个数量级上，即使技术进步导致捕集能耗降低，其降低程度也是有限的。因此，从运行能耗占捕集成本的比例，以及由此带来的动态可变成本来看，碳捕集装置和脱硫、脱硝装置有很大不同。

(2) 技术研发尚处于初始阶段，未出现明显占优的技术路线。CCS技术大体可分为燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧捕集三种，每种技术路线又有多个分支，尚未出现技术经济指标明显占优的技术路线。

(3) 二氧化碳的利用和储存面临很多技术和经济难题。从情况来看，捕集后二氧化碳的经济利用主要有两种，一种是食品利用，另一种是采油利用(提高采油率)。食品的总利用量过低，采油利用还存在技术问题(利用量预计不会太大)，其他储存方式无经济价值可言。

国际能源署（IEA）发布了2013年版本的《碳捕集与封存（CCS）技术路线图》报告，对曾在2009年发布的路线图进行了更新。

新的路线图指出，今后只要化石燃料和碳密集型产业继续在经济中发挥主导作用，CCS仍然是一项重要的温室气体减排解决方案。

IEA发布CCS路线图的目的是协助各国政府和行业将CCS结合到减排战略中，同时为CCS技术链三个环节——二氧化碳捕集、运输和封存的规模化部署创造条件。IEA报告指出，由于化石燃料继续在一次能源消费中发挥主导作用，CCS部署的紧迫性正在增强。

世界上有很多的CCS项目正在运行中，其中较有代表性的有三个，即挪威国家石油公司在北海的Sleipne项目、阿尔及利亚的In Salah项目和加拿大Weyburn项目。这些项目有些将二氧化碳注入海底或地下，有些注入油田，以提高油田的采收率。

日本最大的煤用户“日本电力”（J-Power）是日本与澳大利亚合作研究CCS技术项目的一部分，据称该小组是世界首个全面运用CCS技术的项目，以削减碳排放。

该项目根据澳大利亚和日本政府间的协议把日本的氧燃烧技术和澳大利亚潜在的CCS储藏地结合起来进行。进行该项目的日本公司有J-Power、IHI、 Mitsui等，澳大利亚公司有Xstrata、澳大利亚昆士兰电力供电商CS能源和Schlumberger有限公司，以及澳大利亚煤炭联合会。在3年多的试验期中，10万多吨二氧化碳将被储藏在地下，相当于该厂排放量的10-%-15%。J-Power公司尚无进行商业规模CCS电厂建设计划，但该公司称，他们未来将出售技术给中国和印度。

欧盟在斯洛文尼亚人任期期间已经达成碳俘获和储存协议。提议支持的条款很宽泛，但为储存大量CO2，协议仍然需要比如安全方面的细节条款。CCS技术或许能为许多国家提供改善能源安全的机会，即允许他们继续燃烧大量煤炭，帮助诸如中国这样的国家削减二氧化碳排放。

工业界评估表明，首座商业规模的CCS试验电厂可能在2012－2015年运行。但这个时间表很可能改变，因为最近美国、英国和加拿大的项目被取消。欧洲电力公司E.ON 和 Electrabel 称，他们将与日立欧洲电力公司组成小组在他们电厂检测清洁煤技术。可移动检测器能够每小时处理5000立方米煤燃烧过的烟气，并且可以从一处移到另一处。欧洲的竞争者RWE和Vattenfall公司也在为这些项目工作。

美国电力的一半来自燃煤，每年要向大气排放CO2达15亿t。美国威斯康辛州的密歇根海滩附近准备建一座大型燃煤发电厂，该电厂烟囱里的CO2将被分离并捕捉，将捕捉到的CO2储存在地下或海底上百年上千年，此项技术简称为CCS技术。这个名为Pleasant Prairie电厂是CCS示范工程。该示范项目将耗资1100万美元，由美国电力公司和阿尔斯通公司合资。

波兰经济部2008年3月21日宣布，至少使建设2套发电装置将采用碳捕集与封存（CCS）技术。波兰电力的95%来自燃煤发电。波兰在欧洲能源论坛上表示，已提出CCS举措，将在2015年实施二个CCS设施。

与国际较为先进的二氧化碳捕集和封存技术相比，中国还处于较为落后的阶段。中国碳捕集的技术还处于起步阶段。二氧化碳捕集法只是大量用于二氧化碳纯度高、比较容易捕集的炼油、合成氨、制氢、天然气净化等工业过程。

中国的二氧化碳捕集和封存整体上还处于实验室阶段，而且大都采用燃烧后捕集的方式。工业上的应用也主要是提高采油率。但是近年来中国在CCS的研究上做了很多的工作，从2003年开始政府就参加了相关的领导人论坛。包括“973计划”、“863计划”在内的国家重大课题都对CCS的研究进行了立项，并取得了重大进展。

事实上，中国的二氧化碳捕集和封存并没有仅仅停留在理论研究上，一些企业还在实践上进行了尝试。2008年7月16日中国首个燃煤电厂二氧化碳捕集示范工程 ——华能北京热电厂二氧化碳捕集示范工程正式建成投产，并成功捕集出纯度为99.99%的二氧化碳。这标志着二氧化碳气体减排技术首次在中国燃煤发电领域得到应用。经过紧张施工、调试、试生产，二氧化碳回收率大于85%，年可回收二氧化碳3000吨。