化学吸收法是能源密集型行业实现碳减排的关键路径，但高能耗、高成本等问题限制了其大规模应用。本文从“吸收剂代际演进-节能工艺集成-工业示范”三个维度的交叉发展，厘清化学吸收法碳捕集技术的历史发展脉络与现状，剖析该技术存在的问题并与可再生能源发电进行对比，指出该技术在以可再生能源为主的新型能源系统中应该如何通过技术突破实现发展，助力碳中和目标实现。
导 读
碳捕集、利用与封存（CCUS）技术被视为实现碳中和的关键路径之一。化学吸收法因适应性强、技术成熟度较高而备受关注，但其能耗与成本问题仍是规模化应用的阻碍。在未来以可再生能源为主的新型能源系统中，CCUS技术应该如何突围？本文从吸收剂代际演进、节能工艺集成与工程示范三个维度，系统梳理碳捕集技术的历史发展脉络、现状与问题，并结合可再生能源的发展历程指出未来技术突破方向。
图1 图文摘要
一、吸收剂的“三代革新”：能耗下降幅度可观但再生温度高，需强化兼顾“高捕集率-低㶲耗-低粘度-长期稳定性”的综合性能
化学吸收法作为工业烟气碳捕集的主流技术路径之一，其核心工艺原理可概括为“吸收-解吸-资源化/封存”的闭环流程。首先，该技术利用化学吸收剂（如醇胺类溶液等）在特定工艺参数（如温度、压力）下的选择性反应活性，对工业烟气中的CO2进行高效吸收捕集。随后，通过热再生等解吸手段打破吸收剂与CO2的化学结合键，使高纯度CO2得以分离释放。
图2 吸收剂的代际划分标准
化学吸收剂作为化学吸收法碳捕集的“核心引擎”，已历经三代迭代。如图2所示，第一代吸收剂以单乙醇胺（MEA）为代表，虽具有较高的吸收速率，但其再生能耗显著（3.8-4.2 GJ/t CO2），且腐蚀性强、易降解，如同“高耗能的独行侠”。第二代混合胺吸收剂通过“主胺+活化剂”协同，将能耗降至2.5-3.5 GJ/t CO2，解决了单一吸收剂的性能短板，却仍受限于水溶剂的高蒸发潜热。第三代吸收剂（如胺基双相吸收剂、离子液体）以降低水含量为主要设计策略，实现能耗降至2.0 GJ/t CO2以下的关键突破，但高粘度特性和复杂降解路径成为工业应用的新挑战。值得关注的是，催化剂与吸收剂的耦合可将解吸温度降至373K以下，大幅降低再生能耗，但催化剂的结构稳定性、循环性和选择性仍面临阻碍。此外，催化剂设计策略仍以第一代和第二代吸收剂为基础，缺乏适配第三代吸收剂复杂溶剂环境与反应途径的催化剂开发策略。未来吸收剂的设计，既要算“支持再生所必须的总热量”（热力学第一定律热耗），更要把再生温度压到最低，从而节省“真正能拿来干活的可用能”（㶲，exergy），最终实现“高捕集率-低能耗-低粘度-长期稳定性”的综合性能。
二、工艺创新：从“单点优化”到“多效协同”
单一工艺优化难以突破能耗瓶颈。如图3所示，吸收过程节能工艺中，级间冷却和贫液分流工艺可降低约10%的系统能耗。解吸过程节能工艺中，级间加热、富液分流、蒸汽压缩和多段压力解吸可降低10%-20%的系统能耗。相比单一工艺，吸收-解吸多节能工艺协同的节能潜力有限，难以实现工艺附加能耗与系统节能的有效平衡。此外，碳捕集系统作为能源消耗端，其电力与热量需求多源于燃烧煤炭、石油、天然气等化石燃料。考虑能源供给路径与地区资源禀赋，开发太阳能、风能、地热能等可再生能源与CCUS技术的系统耦合，是消耗可再生能源富裕电力，实现CO2高效减排与可持续发展的开拓方向。碳捕集系统节能的关键挑战主要聚焦于多工艺协同、吸收剂-工艺协同设计、与可再生能源等结合的动态工艺设计、捕集/利用或捕集/储能工艺一体化等维度。首先，解吸环节能效优化对整体系统节能率贡献显著，但多工艺协同可能因热力学耦合效应导致节能收益衰减。其次，现有工艺优化多基于第一代吸收剂模拟，需针对新型溶剂特性开发适配性工艺模型，构建“吸收剂-工艺”协同设计框架。并且，基于能量品位匹配的原则将CO2再生热源与工业余热/废热、可再生能源相整合可提升系统经济性，但需考虑可再生能源供能波动对捕集工艺及原有电厂系统的影响。最后，将碳捕集技术与储能技术或者转化利用技术（如氢/甲醇燃料制造等）结合到一起，实现捕集/储能/转化利用功能一体化，增强CCUS技术的经济竞争性。
图3 不同节能工艺的节能效率(A)再沸器(B) CO2捕集系统
(IC：级间冷却；LLS贫液分流；LH：级间加热；RLS：富液分流；VC：蒸汽压缩；MPD：多级压力解吸；RFC：富液闪蒸压缩；LFC贫液闪蒸压缩)
三、规模化示范: 大规模示范初有成效，经济性、灵活性及可推广性任重而道远
中国在煤电领域的示范项目表现突出。如图4所示，从长兴岛10万吨级项目（再生能耗 2.4 GJ/t CO2）到正宁150万吨级项目（全球最大煤电捕集设施），中国的碳捕集为35-40 $/t CO2，显著低于欧美同类项目的55-70 $/t CO2。虽然电厂燃烧后捕集CO2已在国内外进行大规模示范，但仍然存在较多挑战。首先，能效经济性约束，溶剂再生能耗和高温需求（120-140℃）导致捕集能耗占电厂输出20%-30%，碳捕集成本仍处高位，需依赖补贴或者个别项目的产品销售收入维持经济可行性，工程可推广性不高。其次，设备耐久性缺陷。碱性高温环境加剧材料腐蚀，耐蚀合金与陶瓷涂层虽可延缓劣化，但长期运行仍面临维护成本攀升与安全风险。最后，系统集成度与灵活性不足，大型装置与电厂热力系统协同优化欠缺，CO2管网与封存设施配套滞后，且溶剂挥发与废液处理缺陷可能引发环境次生风险，并且需要提高碳捕集系统的灵活性以满足削峰填谷的要求，增强能源系统安全性。
图4 不同国家燃煤电厂典型的碳捕获示范项目（A）二氧化碳捕获成本（B）二氧化碳捕获规模
如图5所示，清洁煤电配套CCUS、可再生能源配套储能是两类关键低碳能源路径，二者在技术经济性与未来发展趋势上呈现差异化特征。前者是实现化石能源脱碳的唯一途径且发电负荷稳定，但需突破CCUS规模化应用瓶颈；后者虽具零碳特性却受制于波动性问题，需依赖储能技术或化石能源+CCUS提升稳定性。当前阶段，虽然清洁煤电+CCUS具备一定成本水平，但受限于CCUS处于初期示范阶段，装机规模较小，成本显著高于可再生能源发电，与可再生发电+储能技术相当甚至略低。伴随清洁煤电与CCUS相关技术的突破，清洁煤电+CCUS装机规模扩大，成本大幅下降，未来成本是能与可再生发电+储能技术相抗衡的，甚至可能低于强化稳定性与安全性后的可再生发电+储能技术。然而，当前CCUS大规模示范刚起步，远低于已形成规模化装机的可再生能源发电技术，市场此消彼长，导致其规模化推广难度进一步加大。未来需加快更低能耗和成本、更具灵活性的CCUS技术研发，方能补齐CCUS与可再生发电的发展阶段和规模的巨大差异，实现与可再生能源+储能的真正抗衡。
图5 CCUS清洁煤电与储能可再生能源在不同发展阶段的发电成本比较
总结与展望
基于“吸收剂代际发展-能效工艺协同-工业示范应用”三位一体的综述框架，本文提出以下关键展望与建议：
1. 新型吸收剂的定向研发与全生命周期评价体系构建
1) 重点开发兼具低再生温度（＜100℃）、低粘度、高稳定性的新型吸收剂体系，以大幅降低热㶲损耗并拓宽工业废热利用途径；
2) 建立涵盖吸收容量、再生能耗、降解产物等多维度全生命周期评价标准，推动高性能吸收剂的定向筛选与优化。
2. 吸收剂与能效工艺的协同创新
3) 推动吸收剂研发与工艺创新的深度匹配，尤其针对低温再生吸收剂开发配套的节能工艺；
4) 推进低品位热源（工业余热、太阳能）驱动吸收剂低温再生，实现系统级能耗削减；
5) 发展光/电热协同催化再生技术，探索应用捕集-催化转化一体化工艺或者捕集-储能功能一体化工艺，将CO2与绿氢直接转化为甲醇等液态燃料，规避独立再生环节的能源损耗。
3. 工程示范与系统集成优化
6) 加速第三代吸收剂的百万吨级工程验证，完善低温再生工艺的规模化应用方案；
7) 强化火电+CCUS系统的调峰能力，评估其在可再生能源并网中的动态减排作用；
8) 引入数字孪生与自适应控制算法，实现碳捕集系统的智能优化运行。
4. 政策–市场协同机制建设
参考风电、光伏等清洁技术的发展路径，制定分阶段电价补贴与碳减排奖励政策，明确碳价机制与市场收益渠道，提升CCUS项目经济性，推动其规模化落地。
责任编辑
田 琼 中国科学院深圳先进技术研究院
王 洋 The Innovation