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中国耦合CCUS制氢机遇中国耦合 CCUS 制氢机遇 摘要3 IEA.All rights reserved.摘要摘要氢能和碳捕集利用与封存（CCUS）技术将互为补充地在中国 2030 年前实现达峰和 2060 年前实现碳中和承诺的进程中发挥重要作用。氢能可以通过在工业过程中用作燃料和原料、燃料电池电力运输以及生产用于航运和航空的合成烃燃料等方式为中国的能源系统脱碳战略做出贡献。本报告中的情景分析表明，到 2060 年，可再生能源电解产生的氢气可满足大部分氢气需求，为现有氢气生产设施配备CCUS 可作为减少排放和扩大低排放氢气供应的补充战略。本报告是与中国 21 世纪议程管理中心（ACCA21）合作编写。报告根据国际能源署和中国氢能联盟独立开发的情景，探讨了中国目前氢能和 CCUS 发展现状，并分析到 2060 年中国经济产业各部门对于氢气需求的潜在演变过程。报告还对不同制氢路线的经济性和生命周期排放进行了比较评估。最后，报告讨论了在部署CCUS 和氢能方面的潜在协同效应，并阐述了在中国部署 CCUS 耦合制氢所需的融资机制和支持政策。中国耦合 CCUS 制氢机遇 目录 6 IEA.All rights reserved.目录目录执行摘要.执行摘要.7 第一章：中国的氢能机遇.第一章：中国的氢能机遇.10 中国的碳中和承诺.10 温室气体减排中的氢能价值.11 中国氢能产业发展现状.12 中国氢能产业发展机遇.13 低排放制氢中的 CCUS 技术.16 中国的低排放氢标准.21 第二章：中国氢能工业展望.第二章：中国氢能工业展望.23 中国氢能产业未来蓝图.23 中国氢能供需关系展望.24 氢能在工业和燃料转化中的应用.26 氢能在交通领域的应用.29 氢能在发电领域的应用.31 氢能在建筑领域的应用.31 第三章：低排放氢生产路线.第三章：低排放氢生产路线.33 氢能耦合 CCUS.33 其他低排放制氢路径.36 制氢路线比较.41 第四章：促进氢与第四章：促进氢与 CCUS 的协同效应.的协同效应.45氢能和 CCUS 的潜在协同作用.45 氢与 CCUS 在产业集群中的协同定位.46 低成本 CO2 捕集机会.47 CO2 利用可产生收益.47 生物质制氢结合 CCUS 技术实现碳移除.52 政策建议.53 参考文献.参考文献.55 附录.附录.60 附录 A：中国氢能项目.60 附录 B：中国煤化工 CCUS 案例研究.62 缩写对照表.67 术语表.67中国耦合 CCUS 制氢机遇 执行摘要 7 IEA.All rights reserved.执行摘要执行摘要中国氢能和中国氢能和 CCUS 技术发展机遇技术发展机遇 氢能和碳捕集利用与封存氢能和碳捕集利用与封存（CCUS）技术将互为补充地在中国实现碳中和进程中技术将互为补充地在中国实现碳中和进程中发挥重要作用。发挥重要作用。中国承诺 2030 年前实现达峰，并在 2060 年前实现碳中和，这需要能源系统的深刻变革。中国碳中和政策文件已将低排放氢能和 CCUS 技术作为关键优先领域。中国氢能产量居世界首位，但当前生产过程具有高碳排放量的特征。中国氢能产量居世界首位，但当前生产过程具有高碳排放量的特征。2020 年，中国氢产量约为3300万吨，约占全球产量的30%。目前，氢的需求主要来自化工与炼油行业，中国的领先产量源于在全球化学品市场中的巨大份额和庞大的炼油产能。中国是目前世界上唯一大规模采用煤炭制取氢气的国家。2020 年，中国约有三分之二的氢产自煤制氢工厂，制氢业共排放 3.6 亿吨 CO2。现有制氢设施加装现有制氢设施加装 CCUS 是减少排放和扩大低排放氢供是减少排放和扩大低排放氢供应的关键举措。应的关键举措。要使氢气为中国碳中和目标实现做出贡献，将制氢过程转向低排放排放至关重要。最具前景的低排放制氢路线包括可再生电力电解水制氢，或耦合 CCUS 的化石燃料制氢。中国很多现有煤制氢工厂在近期建成，碳排放量大，且可能在未来数十年运行，加装 CCUS 将对这些工厂的减排具有关键作用。在煤炭资源丰富和具备在煤炭资源丰富和具备 CO2封存条件地区，封存条件地区，CCUS 还可为新增制氢产能提供可行还可为新增制氢产能提供可行的、具有成本效益的选择。的、具有成本效益的选择。考虑到中国本土天然气资源有限，以及中国庞大的煤气化工厂数量，耦合 CCUS 的煤制氢技术仍将持续为中国重要的化石燃料制氢路线。不过，从 21 世纪 30 年代起，电解水制氢很可能逐步成为中国主要的制氢技术路径。到 2060 年，随着电解槽和可再生能源预期成本降低，可再生电力电解水制氢占中国氢供应总量的比例可达 80%。氢能在经济社会系统中发挥越来越重要的作用氢能在经济社会系统中发挥越来越重要的作用氢能的利用可以解决中国目前在能源和排放方面面临的一系列挑战氢能的利用可以解决中国目前在能源和排放方面面临的一系列挑战。低排放氢能可助力多部门（包括长途运输、化工和钢铁等）的深度减排。将氢气作为能源载体还可以改善空气质量，降低能源进口依赖，并促进技术创新。基于上述原因，中国氢能联盟提出倡议：到 2060 年，将氢能在中国终端能源需求中的占比提高到20%。氢氢能能将在中国将在中国 2060 年年前前实现碳中和实现碳中和目标的战略目标的战略中发挥重要作用。中发挥重要作用。在国际能源署（IEA）的承诺目标情景（APS）中，为实现气候目标，到 2060 年，中国氢能需中国耦合 CCUS 制氢机遇 执行摘要 8 IEA.All rights reserved.求可能增加 3 倍以上。其中，三分之二的增长来自交通部门的氢气和氢基燃料需求，近三分之一与工业过程中的氢燃料和原料需求有关。在 IEA 承诺目标情景下，到 2030 年，中国氢气需求量将增长至 3100 万吨，部分原因是由于氢制甲醇、炼油和煤化工等传统需求的增长；同时氢能的新用途（包括作为燃料或原料在非化学工业、交通、建筑等部门中的应用）也在逐步发展。氢市场将在 21 世纪 30 年代开始迅速发展，到 2060 年需求将超过 9000 万吨，主要原因是燃料电池重型卡车和航运、航空氢基燃料市场的快速增长，以及工业部门对于氢基燃料和氢基原料需求不断增长。有针对性的支持举措能够扩大中国的氢能需求。有针对性的支持举措能够扩大中国的氢能需求。中国氢能联盟的分析表明，针对性氢能政策和支持举措可以带来更大的市场需求。基于不同于能源系统模型框架的自下而上方法，中国氢能联盟对中国氢能的技术和商业潜力进行了详细评估。结果表明，到 2030 年，中国氢需求将增至 3700 万吨，到 2060 年将增至 1.3 亿吨，其中交通和工业领域中氢和氢基燃料的增长尤为显著。CCUS 支持具有成本竞争力的氢能技术发展支持具有成本竞争力的氢能技术发展 在中国煤炭资源丰富、在中国煤炭资源丰富、CO2封存封存条件较好条件较好、可再生能源有限的地区，、可再生能源有限的地区，耦合耦合 CCUS的煤制氢技术的煤制氢技术将是将是一种一种低成本低成本制取低排放氢的制取低排放氢的选择。选择。中国的制氢成本因地而异，受多方面因素影响，其中资本成本、可再生能源的成本和可获得性是关键。目前中国耦合 CCUS 的煤制氢的成本为 1.43.1 美元/kg H2。可再生能源电力电解水制氢更为昂贵，受电力的来源和可获得性影响，成本为 3.19.7 美元/kg H2。预计中期成本将大幅下降；在太阳能和风能资源条件良好的地区，远期成本有望降到1.5 美元/kg H2左右。高高 CO2捕集率和捕集率和低低上游排放是保证耦合上游排放是保证耦合 CCUS 的的煤煤制氢路径制氢路径低低排放排放的的决定性决定性因素。因素。在捕集率为 9095%、考虑上游燃料排放的情况下，中国化石能源耦合 CCUS 技术制取的低排放氢温室气体（GHG）排放强度为：煤制氢 3.54.5 kg CO2eq/kg H2，天然气制氢 2.63.1 kg CO2eq/kg H2。在目前的电力系统下，采用电网电力电解水制取的氢气GHG排放强度为2931 kg CO2/kg H2。如果包括制氢装置制造过程排放，可再生能源电力电解水制氢的排放强度平均为 0.30.8 kg CO2/kg H2。结合 CCUS 技术的煤制氢或天然气制氢部署CCUS 技术排放强度，可满足目前中国“清洁氢”标准低于 4.9 kg CO2eq/kg H2（全球首个该领域正式标准）。然而，随着时间的推移，该门槛可能进一步收紧，从而在未来匹配目前正在制定的国际市场标准。中国耦合 CCUS 制氢机遇 执行摘要 9 IEA.All rights reserved.推动氢能与推动氢能与 CCUS 协同，助力中国实现碳中和协同，助力中国实现碳中和 氢能和氢能和 CCUS 共同共同部署可部署可达到互利共赢和相互促进的效果达到互利共赢和相互促进的效果。化石燃料制氢过程产生的 CO2纯度相对较高，是 CCUS 设施以最低成本捕集 CO2的选择之一，同时其为 CCUS 技术发展和 CO2相关基础设施投资提供了早期机会。在承诺目标情景中，2060 年中国能源部门的 CO2捕集量将达到 26 亿吨。工业集群可成为工业集群可成为扩大扩大低低排放氢生产排放氢生产和和 CCUS 技术部署的神经中枢。技术部署的神经中枢。氢的供需主要集中在工业集群中，其中部分位于潜在的 CO2封存地距离附近。因此，对现有制氢设施进行 CCUS 改造可为扩大低排放制氢基础设施规模提供低成本途径，同时带动 CO2运输和封存基础设施建设。此外，由于潜在需求聚集（例如重型卡车），工业集群同时也是将氢能应用拓展到其他部门的理想场所。捕捕集集的的 CO2和氢和氢气气是未来合成燃料的关键原料。是未来合成燃料的关键原料。尽管目前生产成本较高，但合成燃料是长途运输特别是航空业为数不多的减排方案之一，因为直接使用氢能或者电气化对其具有挑战性。此外，中国捕集 CO2也可以用于提高石油采收率（CO2 enhanced oil recovery，CO2-EOR）、生产化学品和建筑材料。在某些用途中，CO2可能会被重新释放到大气中（包括合成燃料燃烧排放），因此需要严谨的核算来确定减排量。生物质制氢耦合生物质制氢耦合 CCUS 具备碳移除具备碳移除效应效应，可抵消，可抵消其他其他经济经济部门部门排放。排放。在中国实现碳中和的进程中，碳移除技术将发挥抵消工业和交通部门剩余碳排放的重要作用。尽管生物质制氢耦合 CCUS 技术仍处于早期发展阶段，但其可实现碳移除。但是，该技术路线需要可持续的生物质供应，面临与燃料制备（如生物煤油）等其他生物质利用途径的竞争。中国耦合 CCUS 制氢机遇 第一章：中国的氢能机遇 10 IEA.All rights reserved.第一章：中国的氢能机遇第一章：中国的氢能机遇摘要摘要 低排放氢可以成为中国 2060 年前实现碳中和战略的重要组成部分。低排放氢提供了包括长途运输、化工和钢铁在内的一系列领域实现深度减排的途径。此外，它的使用还有利于改善空气质量、减少对进口燃料的依赖，并推动技术创新。中国在氢气的生产和使用方面处于全球领先地位。2020 年，中国的氢气产量在26003300 万吨之间，具体值取决于对于副产氢产量的考虑。中国的领先地位源于其庞大的化学工业和炼油能力，这是当今主要的氢气消费领域。中国超过三分之二的专用氢气生产来自煤炭，其余几乎全部来自天然气。这也导致了大量的碳排放。根据 IEA 数据，使用化石燃料制氢导致每年排放约 3.6 亿吨二氧化碳（不包括甲醇和尿素生产中捕集并直接利用的 1.15 亿吨 CO2）碳捕获、利用和封存（CCUS）可以支持和中国加速扩大具有成本效益的低排放制氢规模。CCUS的主要作用是解决现有制氢厂的排放问题，特别是其中许多制氢厂可能会在未来几十年内运行，同时其还可以为煤炭成本低、拥有 CO2封存地，以及风能和太阳能稀缺地区的新增制氢产能提供具有成本竞争力的选项。中国的碳中和承诺中国的碳中和承诺2020 年 9 月，中国国家主席习近平在联合国大会上承诺，中国将在 2030 年之前实现 CO2排放量达到峰值，并在 2060年前实现碳中和。这一承诺的宣布是国际气候政策的一个重要里程碑，并在全球范围内产生了连锁效应。根据 IEA 数据，2020年中国能源相关CO2排放量超过了110亿吨，约占全球的三分之一。（IEA,2021a）向碳中和经济转型，需要中国能源部门进行快速而深刻的转型，通过广泛的技术组合实现所有经济部门的深度减排。能源效率和可再生能源供给能力的快速提高是实现碳中和关键，但仍需要大幅加速部署包括氢和 CCUS 在内的一系列清洁能源技术。中国耦合 CCUS 制氢机遇 第一章：中国的氢能机遇 11 IEA.All rights reserved.温室气体减排中的氢能价值温室气体减排中的氢能价值氢能在能源系统低排放转型中具有较大的前景。氢能在一些行业中有许多潜在的应用，特别是在那些几乎没有替代减排解决方案的行业中，如长途运输和重工业。具体来说，氢气的潜在用途包括用作燃料电池汽车（Fuel Cell Electric Vehicles,FCEVs）动力源，化学品和合成运输燃料（如氨和煤油）的原料，钢铁生产等工业过程的还原剂，以及在某些地区用于建筑物供暖。氢气可从多种能源制取，包括天然气、煤炭、生物质、可再生能源电力和核电。其中，电解水制氢，即将水分解为氢气和氧气的过程，允许在电气化困难的其他经济部门间接使用低排放电力。当前，氢氢能的使用主要是工业应用和炼油。具体来说，在全球范围内，氢气（包括纯氢和与其他气体混合的混合氢）有三大应用领域，分别是石油精炼（44%）、合成氨生产（38%）和甲醇生产（13%）（IEA，2021b）。近几十年，全球氢需求量迅速增长，已从 2000年的约 6000万吨/年增至 2020 年的约9000 万吨/年，且未来将进一步增加1。从能源角度看，2020年全球的氢气需求量约为 10 EJ。氢气碳足迹高低主要取决于用于制氢的一次能源。尽管氢气在使用过程中不会排放 CO2，但广泛使用煤炭和天然气制氢，会致使当前氢气碳足迹居高不下。当今世界上生产的绝大多数氢来自化石燃料。2020 年约 80%的氢气是在“专用”制氢设施中生产的，这意味着氢是主要产品，其中 74%和 24%的氢气分别来自没有采取减排措施的“专用”天然气和煤炭制氢设施，相当于约 240 亿立方米天然气（2020 年占全球天然气需求的 6%）和 1.15 亿吨标准煤（全球需求的 2%）。全球剩余 20%的氢气供应是副产氢，来自主要用于生产其他产品的设施和工艺，例如钢铁或甲醇生产工艺。副产氢通常需要经过脱水或其他净化处理工艺，再输送至各类用氢工艺和设施。石油精炼厂的石脑油催化重整（catalytic naphtha reforming，CNR）工艺是副产氢的主要来源之一。2020 年，仅有不到 0.8%的氢气产量来自水电解（约 0.03%）或配备 CCUS 技术的化石燃料制氢设施（约0.7%），这是目前可用的两条最成熟的低排放制氢路线。2020 年全球氢气的生产（专用制氢设施和副产氢制备设施）造成了近 9 亿吨的 CO2排放2（IEA，2021b）。1 包括 7000 多万吨的纯氢和低于 2000 万吨的与甲醇生产和钢铁冶炼过程中的含碳气体混合的混合氢，不包括约 3000 万吨存在于工业过程残余气体中的用于供热和发电的氢气。供热和发电的利用方式与残余气体中固有的氢气存在有关，与任何氢气需求无关，因此这些氢气在这里不被视为氢需求。2 包括捕集并现场用于合成氨和甲醇生产的 2.65 亿吨 CO2（最终会释放到大气中）。中国耦合 CCUS 制氢机遇 第一章：中国的氢能机遇 12 IEA.All rights reserved.中国氢能产业发展现状中国氢能产业发展现状由于工业部门对氢气需求不断增长和低廉的制氢原材料成本，中国自 2010 年以来一直是全球最大的氢气生产国和消费国。据中国氢能联盟统计（中国氢能联盟，2020a），自2010年以来中国氢气消费量增长了30%，并在2020年达到3300万吨左右，占全球氢气总消费量的 30%。上述统计数据包含了钢铁冶炼厂煤炭焦化与氯碱电解制氯气和烧碱过程产生并就地用于热电联产的氢气。由专用制氢设备制取的氢气和CNR工艺的副产氢（IEA评估依据），合计约为2600万吨3（IEA,2021a）。由于中国的合成氨、甲醇以及其他高值化学品产能占全球总产能约 30%，使得中国成为全球氢气需求量最大的国家（IEA,2021a）。同时，中国也是世界第二大炼油产能国，2021 年炼油产能达到 1700 万桶/天（IEA,2021c）。合成氨生产（耗氢 1000-1100 万吨/年，根据不同数据，来源数值有所差异）和石油精炼（耗氢 800-900 万吨/年）是目前最大的纯氢消费需求领域。甲醇（耗氢 700-900 万/年）以与其他气体（如一氧化碳）混合的混合氢作为原料进行生产吨）。作为燃料直接进行现场使用为其他工业流程提供高品位热的氢气需求量大约 500 万吨/年（中国氢能联盟,2020a）。目前，只有不到 2万吨的纯氢被用于以 FCEVs 为代表的新型交通运输工具4。煤炭仍然是中国氢生产的主要原料，当前近三分之二的氢气（约 2100 万吨）通过煤气化生产。中国用于制氢的煤炭消费量占煤炭总消费量的 5%。天然气重整则是另一种主要的专用制氢方式，年产量约 500 万吨。目前只有极少部分氢气来自电解水制氢工艺。此外，钢铁冶炼厂煤炭焦化、氯碱电解生产氯气与烧碱、脱氢、轻油馏分与裂化、CNR 过程等生产了大量工业副产氢，产量约为 700 万吨（中国氢能联盟,2020a）。3 由于使用工业副产气中的氢气发电与供热（如钢铁生产中的煤焦化、氯碱电解等）与其中固有氢气组分有关，与任何氢气需求无关，因此上述氢气使用量在 IEA 的定义中不被视为氢气需求。4 目前，在交通领域应用的氢气主要是工业副产氢。中国耦合 CCUS 制氢机遇 第一章：中国的氢能机遇 13 IEA.All rights reserved.2020 年中国年中国氢气生产与需求概况氢气生产与需求概况 IEA.CC BY 4.0.注：工业副产氢来源包括钢铁冶炼厂煤炭焦化、氯碱电解生产氯气与烧碱、脱氢、轻油馏分与裂化以及 CNR 工艺。专用制氢设备制取的氢气和 CNR 工艺的副产氢（IEA 评估依据），合计约为 2600 万吨。来源：中国氢能联盟（2020a），中国氢能源及燃料电池产业发展报告 2020。IEA 的分析表明，广泛使用化石燃料制氢导致中国每年排放约 3.6 亿吨的 CO2（不包括甲醇和尿素生产中捕集并直接利用的 1.15 亿吨 CO2）。中国氢能产业发展机遇中国氢能产业发展机遇中国政府致力于扩大低排放氢的生产规模，并创造新的氢能终端应用场景，例如作为 FCEVs 的燃料，以解决空气污染和弃风弃光等问题。多年来，中国一直在积极发展氢能产业，除了应对气候变化因素外，还有经济增长和其他方面的驱动因素:引领全球氢能技术引领全球氢能技术的机遇。氢能领域的技术创新可以开辟国内外新兴市场，并推动经济增长。创新驱动型增长模式与中国政府的“十四五”规划布局及技术自立战略高度吻合。减少本土空气污染减少本土空气污染。在工业制造和交通运输行业中广泛使用的化石燃料是空气污染物的主要来源。氢能源应用于交通工具和制热用途，无颗粒物产生和排放。城市空气污染及其关联引发的健康和环境问题，已成为中国能源战略决策的主要考量因素。保障能源供应安全保障能源供应安全。中国的石油、天然气对外依存度高，供应严重依赖进口。氢能可使中国通过利用更具成本优势国内资源替代部分油气，如煤（结合 CCUS 进行利用时）与可再生能源（包括弃掉的风电和光电），使中国一次能源供给更加多样化。庞大的国内制氢资源基础甚至可以使其在未来出口氢气。中国氢能联盟在其发布的中国氢能源及燃料电池产业发展报告 2020中进行了详尽分析并指出，中国氢能产业面临巨大的发展机遇，其中氢 FCEVs、工业燃料0 5 10 15 20 25 30 35 40氢气产量Mt/年副产氢电解水制氢天然气制氢煤制氢0 5 10 15 20 25 30 35 40氢气需求Mt/年其他合成氨合成甲醇工业原料/燃料交通运输精炼中国耦合 CCUS 制氢机遇 第一章：中国的氢能机遇 14 IEA.All rights reserved.与原料用氢、氢基合成燃料被认为是未来氢能应用的关键市场（中国氢能联盟，2020a）。中中国对氢能产业的支持国对氢能产业的支持中国支持氢能和燃料电池发展的悠久历史可以追溯到 20 世纪 50 年代早期。自 1980 年代以来，中国政府陆续通过“863 计划”和“973 计划”等多项国家级研发项目，加速氢能技术的开发和商业化。截至 2019 年底，中国在氢能相关研究、开发和示范项目上的研发支出超过 20 亿元人民币（3 亿美元）（中国氢能联盟，2020 b）。中国中国氢能及燃料电池研究历程氢能及燃料电池研究历程,19911991-20202020 时期时期研发过程研发过程资金资金1991-1995 中国科学院长春应用化学研究所开展质子交换膜燃料电池（protonexchange membrane fuel cell，PEMFC）研究。中国科学院上海硅酸盐研究所、过程工程研究所（原化学冶金研究所）和清华大学启动燃料电池研究。1996-2000 对 PEMFC 及燃料电池系统研究。4000 万元人民币（600 万美元）2001-2005 国家高技术发展计划（863 计划）：中国科学院大连化学物理研究所牵头开展 FCEVs 研究。清华大学、浙江大学开展研究 PEMFC 与储氢技术。12 亿元人民币。（1.8 亿美元）2006-2010 国家基础研究计划（973 计划）和 863 计划：设立开展制氢、储氢及燃料电池组件材料技术研究。3.5 亿元人民币（5300 万美元）2011-2015 建设燃料电池技术创新平台，开始关注甲醇燃料电池的发展，拓宽小型燃料电池应用领域和 FCEVs 示范运营。1.6 亿元人民币（2400 万美元）2016-2020 “十三五”期间，中华人民共和国科学技术部在武汉理工大学召开的氢能与燃料电池技术研讨会，重点研讨燃料电池和 FCEVs 及其关键技术开发。5 亿元人民币（7500 万美元）资料来源：中国氢能联盟（2020b），中国氢能及燃料电池产业手册。中国耦合 CCUS 制氢机遇 第一章：中国的氢能机遇 15 IEA.All rights reserved.“十三五”期间（2016-2020 年），围绕氢能和燃料电池的研发活动进一步被重视，科技部通过“可再生能源与氢能技术”重点专项支持了 27 个氢能研发项目。此外，2022 年北京冬奥会引入了三个氢能“科技冬奥”项目，包括氢气的生产和储存、千辆 FCEVs 示范运营和相关的加氢基础设施（完整项目清单见附件 1）（中国氢能联盟，2020b）。2015 年，国务院将氢能和 FCEVs 列为“中国制造2025”的关键技术之一。过去三年的政策和监管措施发展表明，氢能在中国的战略利益越来越关键。仅2019 年发布的政策文件，就有 10 份涉及氢能，其中包括强调氢能基础设施发展的国务院政府工作报告。2020 年上半年，又有六份来自不同部委的政策文件给予氢能技术支持，特别是对氢能在交通领域的应用（Yue et al.,2020）。2020 年 4 月，国家能源局在中华人民共和国能源法（征求意见稿）中将氢能定义为“能源”。保持这一趋势，氢经济在 2021 年 3 月通过的“十四五”子行业规划中占据突出地位。2022年3月，中华人民共和国国家发展和改革委员会发布了氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年），制定了中国首个发展低排放氢能产业的国家级规划。该计划目标到 2025 年氢 FCEVs 保有量达到 5 万辆，可再生能源制氢量达到 1020 万吨/年（通过电解水或生物质制氢），到 2035 年持续扩大氢能基础设施规模（中华人民共和国国家发展和改革委员会，2022）。地方和地区政府发展氢能的热情高涨。截至 2019 年底，至少有 10 个省市出台了氢能及燃料电池行动规划，并视其为推动经济增长的机会。仅在 2020 年前六个月，地方政府就发布了 30 项支持氢能产业发展的政策（Tu,2020）。政策的成功体现在氢 FCEVs 销量的增长和氢能关联产业的扩张。近年来，北京、广东、河北、江苏、山东、上海等地方政府根据产业和资源基础，相继发布了区域氢能发展规划。这些省市拥有中国新兴氢能企业总数的一半左右。2020 年，广东、北京、河北三地氢 FCEVs 销量占当年中国总销量的 80%。京津冀、上海和广东的 FCEVs 城市群，旨在促进氢能制取-输配-利用全链条研发和大规模示范，这也证明中国在交通领域发展氢能的雄心。20142014-20222022 年中国支持年中国支持氢能氢能产业产业发展的政策和文件清单发展的政策和文件清单 年年当局当局政策或文件政策或文件关键关键2014 国务院能源发展战略行动计划（2014-2020）氢能与燃料电池技术正式成为能源技术创新的战略方向2016 年 中共中央、国务院国家创新驱动发展战略纲要氢能是能源技术发展战略中的重要元素中国耦合 CCUS 制氢机遇 第一章：中国的氢能机遇 16 IEA.All rights reserved.年年当局当局政策或文件政策或文件关键关键2018 多个部委*、国家能源局和中国人民银行2019 年绿色产业指导目录鼓励氢能基础设施、燃料电池、新能源汽车和氢能在航运中的应用2019 全国人民代表大会2019 年政府工作报告首次提及推进氢能基础设施建设2020 年 4 月国家能源局中华人民共和国能源法（征求意见稿）将氢能定义为“能源”2020 年 4 月国家能源局关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知推动氢能等新技术融合2021 年 9 月多个部委*、国家能源局 关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知城市群计划：选择京津冀、上海、广东等 12 个城市开展FCEVs规模化示范。2022 年 3 月中华人民共和国国家发展和改革委员会、国家能源局氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）到 2025 年氢FCEVs保有量达到5 万辆，可再生能源制氢量达到1020 万吨/年；到 2035 年继续扩大氢能基础设施规模。*中华人民共和国生态环境部、中华人民共和国住房和城乡建设部、中华人民共和国工业和信息化部、中华人民共和国自然资源部、中华人民共和国国家发展和改革委员会。*中华人民共和国财政部、中华人民共和国工业和信息化部、中华人民共和国科学技术部、中华人民共和国国家发展和改革委员会。资料来源：中国氢能联盟（2020 b），中国氢能及燃料电池产业手册；IEA（2021a），中国能源行业碳中和路线图。中国国家发展和改革委员会（2022），氢能产业发展中长期规划（2021-2035）。低排放制氢中的低排放制氢中的 CCUS 技术技术 CCUS 在实现中国的应对气候变化雄心方面发挥着重要和多样化的作用。它可以大幅减少包括水泥、钢铁和化工等在内的关键工业部门的排放，以及用于减少现有燃煤和燃气发电厂的排放。CCUS 还是构成从大气中去除 CO2的技术的重要基础，这对实现能源系统净零排放至关重要。CCUS 技术可以通过以下三个关键方面支持并扩大低排放制氢及其利用的规模:减少现役制氢设施的排放。减少现役制氢设施的排放。中国拥有一些全球最为年轻的化工生产和炼油设施。目前甲醇厂和氨厂的平均使用年限分别为 8 年和 17 年，而典型的化工厂寿命一般为 30 年（IEA，2020a）。较低的平均使用年限意味着这些工厂的 CO2排放有在未来几十年被锁定的风险。如果维持近年来典型运行条件，中国现有的所有能源基础设施和工厂将在 20202060 年间累计排放约 1750 亿吨 CO2（IEA，2021a）。为工厂加装 CCUS 技术能够使其继续运行，同时显著减少排放。目前，全球有 15中国耦合 CCUS 制氢机遇 第一章：中国的氢能机遇 17 IEA.All rights reserved.个加装 CCUS 设施的大型化石燃料制氢项目正在运行，CO2捕集量超过 1000 万吨/年。为部分地区新增制氢产能提供了一种具有成本效益的手段。为部分地区新增制氢产能提供了一种具有成本效益的手段。随着时间的推移，电解水制氢的成本有望大幅下降，并且在中国太阳能和风能资源丰富的地区成为具有成本效益的生产途径。同时，在其他地区，如果煤炭开采过程产生的甲烷排放能够降至足够低，则可以利用煤制氢结合 CCUS 技术扩大低排放制氢的规模。在CO2封存能力高、可获取低成本化石燃料和可再生资源有限的地区，煤制氢结合CCUS 技术在中短期内可能仍然是一种具有成本效益的选择。目前，全球多个地区正在规划或建设加装 CCUS 技术的化石燃料增制氢新产能，预计每年生产超过1000 万吨/年的氢气，并捕集超过 8000 万吨/年的 CO2。提供捕集的提供捕集的 CO2和氢气生产运输燃料和氢气生产运输燃料。CO2可以用来将氢气转化为碳基合成燃料，其易于处理并可作为气态或液态化石燃料的替代品，但具有更少的 CO2足迹。CO2可以从一系列来源（例如，碳密集的化石和生物燃料、空气）捕集，但是由于所利用的 CO2将在燃料燃烧时释放出来，因而捕集源类型将对所实现的减排效果产生重要影响。为了实现碳中和，CO2需要逐步更多地从生物源或空气中捕集。在一些难以直接使用电力或氢能而需要继续依赖碳基燃料的行业（例如航空），合成燃料将变得重要。在全球范围内，已有几家致力于氢气和 CO2合成液体燃料的公司，正在运营试点规模或正在建设工业规模设施。同时，中国政府因也在探索将低排放燃料用于长途运输的潜力（中国能源基金会，2020）。全球正在运行的大型全球正在运行的大型 CCUS 制氢设施 制氢设施 国家国家项目项目投运时间投运时间CO2来源来源 CO2捕集规捕集规模模（百万吨百万吨/年年）主要封存技术主要封存技术美国Enid fertiliser 1982 化肥制造0.7 提高石油采收率（enhanced Oil Recovery,EOR）荷兰Shell heavy residue gasification Pernis 1997 精炼0.4 EOR 美国Great Plains Synfuel plant 2000 煤制气3.0 EOR 加拿大Horizon H2 capture tailings CCS 2009 精炼0.4 EOR 美国PCS Nitrogen 2013 化肥制造0.3 EOR 美国Port Arthur Air Products SMR 2013 精炼0.9 EOR 美国Coffeyville Gasification 2013 化肥制造1.0 EOR 中国耦合 CCUS 制氢机遇 第一章：中国的氢能机遇 18 IEA.All rights reserved.国家国家项目项目投运时间投运时间CO2来源来源 CO2捕集规捕集规模模（百万吨百万吨/年年）主要封存技术主要封存技术法国Port Jerome 2015 精炼0.1 利用加拿大Quest 2015 制氢1.0 封存阿布扎比Al Reyadah phase 1 2016 钢铁0.8 EOR 中国新疆克拉玛依敦化甲醇厂2016 化工（甲醇）0.1 EOR 加拿大Alberta Carbon Trunk Line（ACTL）with Agrium CO2 stream 2020 化肥制造0.3 EOR 加拿大ACTL with NWR Sturgeon Refinery CO2 stream 2020 制氢1.3 EOR 中国中国石化齐鲁石化-胜利油田2022 化肥制造0.2 EOR 注：表中涉及项目的 CO2捕集规模不低于 10 万吨/年。来源：IEA tracking and GCCSI（2021）,CCS Facilities Database 2021。中国的中国的 CCUS 项目和政策支持项目和政策支持 过去十年，中国发展和部署 CCUS 方面取得了显著进展。2021 年，中国有近 50个处于不同发展阶段和不同重点领域的 CCUS 示范和商业规模项目，规划的总捕集能力约为 700 万吨/年。目前，中国在运商业和示范项目每年可捕集接近 300 万吨的 CO2（张贤等，2021a）。中国石油天然气集团公司（CNPC）吉林项目自 2008 年投产以来，每年从天然气处理厂捕集约 60 万吨 CO2，并通过 50 公里长的管道输送到吉林油田，用于 EOR。同时，中国石化齐鲁石化公司的 CCUS 设施于 2022 年 1 月竣工。该项目旨在每年从齐鲁炼油厂捕集 100 万吨 CO2，并通过管道将其运输到距离超过 75150 公里的油田，同样用于 EOR。此外，该项目还将产生氢气，既可作为纯氢用于合成氨生产，也可与其他气体混合用于化学品生产。近十年，中国已有几个与燃煤电厂和化学设施相关的小型捕集和封存示范项目已成功运行。中国耦合 CCUS 制氢机遇 第一章：中国的氢能机遇 19 IEA.All rights reserved.中国正在运行的中国正在运行的 CCUS 示范和商示范和商业设施业设施项目项目地点地点CO2点源点源 捕集能力捕集能力（万吨万吨/年年）CO2封存封存/利利用用中石化和南化公司 CCUS 合作项目 江苏南京化工厂20 EOR 国家能源集团国华电力锦界电厂榆林制氢（天然气处理）15 EOR 华中科技大学 35MW 富氧燃烧示范 湖北武汉燃煤电厂10-海螺集团水泥窑烟气 CO2捕集和纯化示范项目安徽芜湖水泥厂5 用作防护气体和灭火原料（干冰）中电投重庆双槐电厂碳捕集示范项目重庆燃煤电厂1-中石化华东油田 CCUS 全链示范项目 江苏盐城化工厂5 EOR 长庆油田 EOR 项目 陕西西安甲醇厂5 EOR 中联煤驱煤层气项目（柳林）山西柳林燃煤电厂-强化煤层气开采中联煤驱煤层气项目（柿庄）山西沁水燃煤电厂-强化煤层气开采大庆油田 EOR 示范项目 黑龙江大庆天然气处理16 EOR 敦华甲醇厂 EOR 项目 新疆克拉玛依甲醇厂10 EOR 华能集团高碑店电厂北京燃煤电厂0.3-华润电力海丰碳捕集测试平台广东海丰燃煤电厂2 华能整体煤气化联合循环项目天津燃煤电厂（整体煤气化联合循环）10-中国国电集团电厂天津燃煤电厂2-清洁能源动力系统研究设施江苏连云港燃煤电厂（整体煤气化联合循环）3-中石化胜利油田 EOR 项目 山东东营燃煤电厂4 EOR 华能集团石洞口电厂上海燃煤电厂12-中国耦合 CCUS 制氢机遇 第一章：中国的氢能机遇 20 IEA.All rights reserved.项目项目地点地点CO2点源点源 捕集能力捕集能力（万吨万吨/年年）CO2封存封存/利利用用中国核工业集团有限公司通辽地浸采铀内蒙古通辽-浸铀工艺延长石油煤化工 CCU 示范项目 陕西西安煤炭气化厂5 EOR 吴起白豹碳 CCUS 示范区 陕西延安煤化工企业5 EOR 中国能源投资公司金杰发电厂示范项目陕西榆林燃煤电厂15-钢渣和煤灰粉的间接矿化利用 CO2示范 山西吕梁燃煤电厂1.5 化工利用中石油吉林油田 CO2-EOR 研究示范 吉林油田64 EOR CO2矿化脱硫 CCU 示范 四川西昌燃煤、电力、钢铁1.5 化工利用来源：IEA tracking;GCCSI（2021）,CCS Facilities Database 2021;；中华人民共和国生态环境部环境规划院（2020），China Status of CO2 Capture,Utilization and Storage（CCUS）2019。此外，中国还计划在西北部开发一个大型 CCUS 枢纽，用以捕集和封存炼油厂制氢装置产生的CO2。该项目将逐步部署CCUS，计划从2020-2023年每年捕集150万吨 CO