站在2026年的起点，全球钢铁工业正经历一场前所未有的深度重塑。驱动这场变革的不仅是日益紧迫的全球气候共识，更来自行业内部因技术革新、成本重构与政策调控而形成的巨大合力。钢铁行业脱碳在取得了一系列瞩目成果的同时，也面临着来自各方面的多重压力。为此，本报特推出“全球低碳转型趋势与展望”专题，旨在剖析全球低碳转型浪潮中的关键动力与未来走向，分析转型过程中蕴含的机遇与挑战，为进一步优化完善我国钢铁行业低碳转型路径提供参考。

西北欧地区持续推进重大基础设施建设。荷兰的Aramis二氧化碳运输项目旨在通过一条200公里的海上管道实现每年2200万吨的运输能力，服务荷兰、比利时、法国和德国的排放方。其于2025年11月启动了全欧盟范围内的管线供应招标，后续招标将陆续进行，预计在2026-2027年完成FID。在英国的 HyNet 西北氢能枢纽（HyNet North West）项目，第一阶段剩余排放源将陆续完成FID，总计在电力、氢能和废物能源化领域形成每年270万吨的捕集能力。

地中海地区正成为一个CCS热点，预计将有两个重大FID：希腊的PRINOS项目一期将储存来自炼油厂、水泥厂和直接空气碳捕集（直接空气碳捕集（DACCS）设施的每年高达300万吨二氧化碳；意大利的Ravenna项目二期将通过吸纳波河谷地区的排放方，将规模从2.5万吨/年扩大到400万吨/年。

两个地区的发展都依赖政府资金支持，但需求风险依然存在。PRINOS和Ravenna二期的主要排放方已获得欧盟创新基金支持，但两个项目均未签署承购协议，意大利正在为运输枢纽和排放方制定融资机制以弥补这一差距。荷兰政府承诺投入6.62亿欧元用于Aramis项目的运营风险，使其能够在没有最低预承诺商业量的情况下启动。在完成FID后，天然气公司Gasunie和EBN将从壳牌和道达尔能源手中接管管道所有权。尽管政府承担了风险，但关键问题依然存在：排放方会跟进吗？

全球范围内正在规划的30个项目总产能达6亿吨/年 （单个项目均超过1000万吨/年）。这些运输和储存枢纽得益于规模经济，但也面临更大的复杂性、成本和需求风险，预计以下项目的FID将出现延期：

Summit Carbon Solutions 集群（1800万吨/年），利益相关方参与面临挑战以及南达科他州和内布拉斯加州的许可审批受阻导致了管道改道，预计FID将推迟至2028年。

CO2 Highway Europe（3000万吨/年），存在巨大承购风险，FID依赖于比利时、法国和德国排放方的承诺，这将FID推迟至2027年。

Pathways项目（4000万吨/年）因碳价疲软和激励措施不足而停滞。加拿大联邦政府与阿尔伯塔省政府于2025年11月签署的谅解备忘录可能成为改变局面的关键，该备忘录将延长激励政策、强化工业碳定价机制，并将Pathways项目与拟建原油出口管道项目挂钩。这改善了FID前景，但项目需扩大油砂产量——这一经济可行性仍需评估，FID最早可能于2027年完成。

截至2025年，全球碳捕集能力预计增长四分之一（达到每年1.36亿吨），其中美国（新增1000万吨/年）、中国（新增600万吨/年）和荷兰（新增300万吨/年）引领增长。

工业多元化加速推进。美国将投运最大的低碳氢气项目——博蒙特氢气（220万吨/年）。荷兰的Porthos项目启动后将成为欧洲最大的CCS枢纽，从氢气生产中捕集250万吨/年二氧化碳。中国正在通过新疆油田电力一期（燃煤，100万吨/年）和阜宁燃气发电（1万吨/年）项目扩大化石燃料发电的捕集能力，这是在华能陇东CCUS项目（150万吨/年）基础上发展的。

AI电力需求推动了美国对燃气发电配套CCS的兴趣。谷歌与Broadwing的交易将于2026年推进至建设阶段，表明大型科技公司愿意为可调度的清洁电力付费而无需大量公共资金支持。在此基础上，Carbon TerraVault和Capital Power签署了谅解备忘录，以评估La Paloma燃气电厂的CCS可行性。NextEra也将与埃克森美孚合作开发配备CCS的燃气发电，初始容量为120万千瓦。这些迹象表明，电力生产商正在测试碳捕集技术满足AI电力需求的商业可行性。

北极光项目一期于2025年启动，标志着全球首次实现商业规模的二氧化碳运输。目前欧洲和亚太地区具备9840万吨/年的二氧化碳运输能力，另有终端设施在规划中，但多数仍处于初期阶段。

Greensand Future项目是下一个启动的项目，其一期将于2026年启动，在2030年前可扩大至800万吨/年的规模，但需要额外的排放方和船舶。

日本推进低成本船舶运输以用于远距离运输。EXCOOL船（1450立方米）在2026财年将持续在舞鹤港和苫小牧港之间进行试验，测试在零下50摄氏度和0.7兆帕条件下运输液化二氧化碳。如果可行，与欧洲的中温中压系统相比，这种低温低压技术将降低远距离运输成本，这对于扩大亚太地区的跨境CCS至关重要（到2050年，每年可能有7400万吨二氧化碳从日本、韩国和新加坡经由数千公里运输至遍布东南亚、澳大利亚及其他地区的封存场地）。

亚太地区的政策制定者此前专注于推进法规制定，但随着6500万吨/年的非上游二氧化碳捕集能力计划于2030年后投入运营，政府资金支持必须加快步伐。

日本考虑通过差价合约（CfD）机制来推进国内使用管道运输的CCS项目。虽然这将促进发展，但如果只有管道运输项目符合资格，日本可能会无法实现其到2030年每年封存600万-1200万吨二氧化碳的目标。在日本能源和金属矿产资源机构（JOGMEC）的九个“先进CCS项目”中，仅每年480万吨的规模完全依赖管道运输，而其余项目每年可释放1650万吨的潜力。

新加坡的S Hub项目在2025年完成了其海上运输和封存提案请求流程，结果将于2026年公布。前端工程设计预计在2026年进行，FID预计在2027年完成，目标是2030年启动——这取决于政府的激励措施。S Hub项目可能建立亚太地区首个双边的跨境CCS协议。

印度和泰国宣布了高额的CCUS资金支持计划，并正在推进法规制定。在Arthit项目于2025年9月完成FID后，泰国的进展可能会加速，目标是2028年投入运营。

中国旨在通过CCUS改造实现燃煤设施脱碳。监管和激励措施的制定步伐将取决于即将发布的“十五五”规划及有关解读。

美国环保署拟废除的温室气体报告计划（GHGRP）将影响45Q税收抵免申请。该计划是运营商获取抵免所需的监测、报告与核查（MRV）的基础，相关结果将于2026年公布。随着约17亿美元的美国能源部CCUS和DACCS资金被取消且无替代方案出台，45Q仍然是美国主要的激励措施，GHGRP的废除将进一步恶化投资环境。

欧盟《净零工业法案》面临法律挑战。该法规根据成员国2020-2023年产量，按比例为油气生产商设定5000万吨二氧化碳封存目标。罗马尼亚油气生产商已向欧盟委员会提起诉讼，认为其约1000万吨的封存目标（占欧盟总目标的20%）与其仅占欧盟工业排放量3%的份额不成比例。考虑到行业对无法按时实现目标的担忧，此举可能引发更广泛的抵制。分析显示，当前产能规划与5000万吨目标存在显著差距。尽管欧盟不太可能放弃该目标，但修改或延期是可能的。

碳移除技术正在成熟的强制碳市场中确立其地位。英国已承诺在2029年底前将生物质能碳捕集与封存（BECCS）和DACCS纳入英国碳排放交易体系。同时，欧盟ETS在2026年的审查决定将至关重要——预计将宣布如何将碳移除技术纳入强制碳市场。纳入将为碳移除项目创造长期的履约收入，但实施细节将决定其影响：合格的方法学、总量上限、价格下限，以及碳移除额度是否与碳排放配额分开交易，将决定政策的有效性。

新兴市场从一开始就重视碳捕集技术，并积极把握国际贸易机遇。印度碳市场将认可点源 CCUS 减排量，相关合规工作将于2026年启动。重要的是，印度已批准CCUS用于产生国内碳信用，并使其有资格根据《巴黎协定》第6.2条进行国际贸易。日本GX-ETS将于2026年转为强制碳市场，该体系认可日本国内信用（J-Credits）及通过联合信用机制（JCM）开发的跨境碳信用。J-Credit计划已认可吸收二氧化碳混凝土的使用，且两个计划正在推进其他 CCUS 项目的认可工作。新兴市场对CCUS和CDR的早期认可，加上对国际信用贸易的开放态度，标志着CCUS在国家碳市场框架和跨境气候合作中的重要性日益增长。

BECCS有望受益，而DACCS仍依赖自愿买家。像斯德哥尔摩BECCS和Stratos一期这样的BECCS和DACCS项目，一直依靠政府激励措施和自愿碳市场来克服高额投资障碍。2025年，BECCS和DACCS的预购协议达到900万吨/年的碳移除能力。基准情景下，预计2030年欧盟碳价可能达到144美元/吨，2050年达到182美元/吨。已完成FID的欧盟BECCS项目显示成本为200-350美元/吨——尽管仍高于强制碳市场水平，但已接近目标，技术进步有望进一步缩小差距。相比之下，早期的小规模DACCS项目成本在600-1200美元/吨，预计成本可能在2030年降至250-350美元/吨。对于DACCS的部署，自愿承购方及资金雄厚的买家（大型科技公司和主要金融机构）的市场承诺仍将至关重要。