【iea】中国耦合CCUS制氢机遇（中文版）_70页_1mb

中国氢能与碳捕集利用及封存（CCUS）技术发展机遇分析总结

中国在2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的目标，氢能与CCUS技术将发挥互补作用。当前中国氢产量约3300万吨（占全球30%），主要源自化工和炼油行业，占全球规模的30%。预计到2060年，可再生能源电解制氢将满足80%氢需求，化石燃料制氢结合CCUS将占比16%。氢气碳足迹高低取决于一次能源类型，煤制氢年排放达36亿吨CO2，天然气制氢约4000万吨，而电解水制氢受电力来源影响可达31-97美元/公斤。

中国现有3000多座煤气化制氢厂，改革此类设施加装CCUS可显著降低排放。2030年前，中国将推动碳中和目标下的甲醇、氨等化学品生产转型，并建设200万吨/年长输CO2管道。未来氢能应用重点在工业原料（钢铁、化工）、交通燃料（航运、航空、重型卡车）和区域供热等方面。IEA承诺目标情景显示，交通领域氢需求将增长3倍，工业领域增产2倍，建筑领域可能达500-600万吨。当前氢能主要用于工业过程，冗余气化气体转化为甲醇、合成氨等产品，2030年氢需求量或将增至3700万吨，2060年达13亿吨。

不同制氢路线碳排放强度差异显著。煤制氢全生命周期排放可达290kgCO2/kgH2，采用CCUS后减排至35-45kgCO2/kgH2；天然气制氢排放强度为26-31kgCO2/kgH2，结合CCUS可降至0.3-0.8kgCO2/kgH2。可再生能源电解水制氢的碳排放强度最低，但成本较高（31-97美元/kgH2），而耦合CCUS的煤制氢成本为14-31美元/kgH2。优化技术成熟度（TRL6-9）与规模化应用是降低成本的关键。

CCUS副产品可与氢气形成协同效应，为中国工业集群的减排提供资金支持。在具备CO2封存条件的地区，依托现有煤化工产业集群开展碳封存，可降低基建成本30-50%。全球40-50%CCUS项目用于提高石油采收率（EOR），中国150万吨CO2封存潜力通过工业排放来源（火电厂、甲醇厂等）实现。生物制氢结合CCUS可形成负排放，但受可持续生物质供应限制。2020年国家能源局数据显示，中国可再生能源发电量达2480TWh，占总发电量30%。

在政策支持下，中国已建立国家碳排放权交易体系（ETS）并推动氢能示范项目。将氢能与CCUS协同部署可降低75%减排成本，推广需解决高占比可再生能源电力消纳、基础设施共享等关键问题。技术经济分析显示，煤制氢CCUS平准化成本约17美元/kgH2，明显低于电解水制氢成本。建议重点支持西北煤炭资源丰富的产业集群发展CCUS与氢能综合应用，同时完善氢能基础设施及商业机制，以加快零碳技术产业化进程。