碳价90块，捕集成本300多！电厂碰不起的买卖，油田为啥抢着干？

10月16日，中国石化在胜利油田正式开工建设全国首个百万吨级低浓度二氧化碳捕集、利用与封存工程，总投资达到几十个亿。

消息一出来，很多关注资本市场的人都在问同一个问题：这会不会是继光伏、锂电池之后，新能源赛道迎来的下一个爆发板块？

很多人看好这个方向，是因为它解决的都是大行业。

我国每年的二氧化碳排放量里，火电厂排放占比超过40%，钢铁和水泥也占了很大一部分。

这些工业窑炉和锅炉排出来的烟气，二氧化碳浓度通常只有10%到15%左右，行业里把这种气体叫做低浓度烟气。

之前国内投产的项目，抓的大多是煤化工或者化肥厂排出来的气体，那里的二氧化碳浓度高达80%到90%，提纯起来相对省事。

而这次胜利油田开工的项目，直接针对燃煤电厂排出来的低浓度烟气，建设年捕集能力达到100万吨的装置。

这就让很多人觉得，全国有几千台燃煤机组，一旦全部加上这套设备，整个产业链的产值马上就能翻几倍。

但实际情况是，只要你稍微算一下电厂的运营成本，就会明白这件事在短期内根本不可能大面积铺开。

第一项支出，是设备采购和安装费用。

建设一套年处理100万吨低浓度烟气的装置，光是前面的脱硫降温系统、大型吸收塔、解吸塔以及压缩机组，前期的设备和土建投资就需要18亿到26亿元。

第二项支出，则是每天都在发生的运营成本。

抓取高浓度的化工废气，每吨的综合成本只要100元到180元；但是抓取电厂排出来的低浓度烟气，因为里面的二氧化碳分压很低，还含有大量的氧气、水汽和酸性杂质，每吨的捕集成本直接飙升到了250元到450元。

更严重的问题还在于它对电厂本身发电效率的影响，低浓度捕集需要消耗大量的电能来带动大型风机和压缩机，同时还需要抽取机组产生的高温蒸汽去加热解吸液体。

加装一套传统化学吸收法装置，会让火电厂原本发出来的电被扣掉15%到25%，机组的供电煤耗上升20%到30%。折算下来，电厂发一度电的成本要直接增加0.15元到0.26元。

在目前各地火电企业普遍保持微利运营的现实情况下，没有任何一家独立发电厂愿意自掏腰包去买一套既费钱又费电的设备。

那么，能不能靠卖碳配额来收回成本呢？

目前全国碳排放权交易市场的平均成交价格，在每吨90元到100元之间。也就是说，电厂花300元甚至400元抓了一吨二氧化碳下来，拿到市场上卖掉，只能换回90多元，每处理一吨就要净亏损200元以上。

如果一年抓100万吨，一年就要净亏损2亿元。

仅凭现在的电价和碳价，低浓度捕集在商业层面完全无法自负盈亏，自然不可能在短期内引发全行业的跟风采购。

既然单纯算账是明显亏损的，为什么中国石化还要自筹几十亿资金在胜利油田把工程做起来？

原因在于，这套工程并不是把二氧化碳抓出来放进仓库，而是直接送进了油田的地下油层里。

石油行业有一个应用多年的成熟技术，叫做二氧化碳驱油与提高采收率。

当油田开采几十年后，地下的压力变小，普通注水的方法已经很难把深层岩石微小孔隙里的原油冲洗出来了。

如果把捕集到的二氧化碳加压到7.39兆帕以上、温度加热到31.1摄氏度以上，二氧化碳就会进入超临界状态。

这种状态下的二氧化碳具备类似气体的强渗透能力和类似液体的溶解能力，把它注入几千米深的地下，能直接溶解到原油里，让原油的黏度降低80%以上，体积发生膨胀，从而把原来采不出来的原油推到生产井里。

根据胜利油田过去几年在高浓度项目上的实测数据，往地下每注入2.5吨到3.5吨二氧化碳，就能多采出1吨原油。

换算下来，注入1吨二氧化碳，平均可以置换出0.28吨到0.35吨的原油。

如果国际原油价格维持在每桶75美元左右，折合国内原油售价大约在每吨3800元上下。

这意味着，注入1吨二氧化碳，虽然花掉了300多元的捕集和注入费用，但带出来的原油能够卖出1000元到1300元的高价。

原油销售带来的收入，不仅全额覆盖了捕集、管输和打井注入的所有开销，还能给油田留下可观的净现金流。

胜利油田此前建设的高浓度项目，便让试验区块的原油采收率提高了15个百分点，示范区的原油日产量从220吨提升到了525吨。

正是因为这笔油田增产的账能算平，百万吨级的低浓度项目才得以立项落地。

为了进一步压低运营支出，这次新开工的工程还配套建设了13台风力发电机组，总装机容量98.8兆瓦，一年可以发出2.17亿千瓦时的绿电。

工程通过专用的自建输电线路，把风电直接送给二氧化碳压缩机和机泵使用，不再去购买高价的工业电网用电，从源头上削减了捕集过程中的电力支出。

同时，工程设计了70多口注气井，把注入范围从过去的普通低渗透油藏，扩大到了滩坝砂、深层浊积岩和页岩油等以前极难动用的复杂地质构造。

这也解释了为什么目前国内真正出钱上马大项目的只有大型油气企业，因为全行业只有它们手里拥有可以将二氧化碳直接变现为原油的地下储层。

弄清楚了它在特定区域能够盈利的逻辑，我们再来看整个产业链到底能不能形成长期的市场扩容。

虽然驱油能够带来可观的现金回流，但国内适合注入二氧化碳驱油的低渗透油藏储量毕竟是有限的，预估总容量只有十几亿吨。

而我国每年由化石能源燃烧产生的二氧化碳排放量高达数十亿吨，绝大多数捕集出来的气体，未来不可能全部拿去换石油，最终必须注入到几千米深的地质咸水层里永久封存。

纯粹的咸水层地质封存，属于纯投入、无实物产出的工业操作，这就决定了这项技术的发展路径和光伏、风电存在根本的区别。

光伏板造出来装在屋顶或者戈壁滩上，第二天就能发电卖钱，它是一个自带收入属性的生产工具。

而二氧化碳捕集本质上是高排放工业的一项重资产治理支出，必须依靠强制性的碳减排制度或者高额的补偿机制才能推动。

欧美国家之所以能提前展开商业运营，主要是补贴和罚款力度极大。

美国通过法案规定，只要企业把二氧化碳打入地下咸水层封存，政府每吨直接给予85美元的税收减免；如果拿去驱油，每吨给予60美元减免。

欧洲则是依靠极高的碳价，欧洲碳排放配额长期维持在每吨60欧元到90欧元的高位，工厂如果不减排，买指标的罚金远高于买设备的费用，因此大型企业必须出资建设管网。

我国目前正在走第二条发展路径，由大型央企先跑通全链条设备的技术成熟度，然后通过碳市场扩容来倒逼需求。

根据生态环境部环境规划院等专业机构的测算，到2030年我国碳达峰前后，全国CCUS的年捕集需求量将达到1亿吨到2亿吨，对应的全行业设备投资规模将在1500亿元到2500亿元之间。

而到了2060年实现碳中和时，即便非化石能源发电比例超过80%，国内为了维持电网调峰安全和基础制造业生产，依然会保留一部分煤电机组和工业熔炼炉，每年仍有10亿吨到18亿吨无法完全消除的绝对排放量，必须全部依靠捕集与封存技术来冲抵。

在这个漫长的时间表里，第一批拿到真金白银订单的不是概念运营公司，反而是制造核心设备的工业重工制造厂商。

首先是超临界大型压缩机和深冷液化装置，要把每小时数万立方米的气体增压到几十个大气压并保持密封，技术门槛极高。

其次是特种化工吸收材料，面对复杂的火电烟气，需要抗氧化、低消耗、高循环周期的复合吸收溶剂。

再次是高压集输管网和高压注入井口设备，超临界二氧化碳具有极强的渗透力和腐蚀性，需要专门的高抗蚀合金管道及密封阀门。

从资本市场的逻辑来看，这并不是一个在几个月内依靠消费级需求迅速放量的短期赛道，而是一项跨越数十年的高门槛重工业设备更新。

低浓度工程的开工，证明了大型火电机组在工程技术层面上完全可以实现规模化减碳。

接下来这个行业如果想从几个重点工程走向全行业爆发，必须等待三个硬性指标的落实：全国碳交易价格逐步提高到能覆盖处理成本的水平、钢铁和建材行业全面纳入强制性碳配额管理、以及国家核证自愿减排量在金融端实现常态化现金交割。

在这些制度条件完全补齐之前，它会稳步体现为少数装备制造龙头企业的确定性订单交付，而不是全市场跟风投机的短期暴涨。