【IEA】中国耦合CCUS制氢机遇_70页_1mb

中国耦合CCUS制氢机遇分析总结

本报告分析了氢能与碳捕集利用与封存（CCUS）技术在中国实现碳中和目标中的协同作用。氢能通过工业燃料、交通运输和电力系统等多领域应用，可为中国的脱碳战略提供重要支持。CCUS技术则可有效降低传统化石燃料制氢的碳排放强度，为低排放氢供应提供补充路径。两者结合将成为中国2030年达峰和2060年碳中和的关键技术方案。

中国是全球最大氢气生产国，2020年产量约3300万吨，占全球总量30%。工业领域是主要需求来源，炼油、合成氨和甲醇生产占全球约45%。其中煤炭制氢占比约66%，天然气制氢约25%，两者合计占总量91%。现有煤制氢年排放约36亿吨CO2，但通过CCUS改造后，其碳强度可降至35-45kgCO2eq/kgH2，符合中国"清洁氢"标准（<49kgCO2eq/kgH2）。可再生能源电解水制氢成本为31-97美元/kgH2，但未来在太阳能和风能资源丰富的地区可能降至15美元/kgH2。

IEA承诺目标情景显示，到2060年中国氢能需求将增至9000万吨以上，其中交通领域占比约60%。中国氢能联盟模型预测需求将达13亿吨，覆盖更广应用场景。交通领域需求主要来自燃料电池汽车（FCEVs）和氢基合成燃料，其中FCEVs保有量预计从2020年不足1万辆增至2060年7200万辆。工业领域氢需求将增长至6200万吨/年，其中钢铁冶金和化工过程将通过氢基还原剂、原料等应用实现深度减排。

低排放制氢技术路径包括：可再生电解制氢（未来占80%）、CCUS耦合化石燃料制氢（占16%）以及生物质制氢。CCUS技术通过提高碳捕集率（90-95%）和降低上游排放，使煤制氢碳强度降至约29kgCO2/kgH2，天然气制氢降至26kgCO2/kgH2。生物质制氢结合CCUS可实现负排放，成为难以直接脱碳领域的重要解决方案。

技术经济性分析显示，煤制氢CCUS改造成本为14-31美元/kgH2，电解水制氢成本在31-97美元/kgH2区间。宁东煤化工CCUS案例显示，通过CO2-EOR（提高石油采收率）和EWR（强化咸水开采）的联合应用，可将煤制氢CCUS成本控制在16-17美元/kgH2。不同制氢技术的全生命周期碳排放强度差异显著，平准化制氢成本（LCOH）显示：煤制氢（11-13美元/kgH2）、天然气制氢（20-38美元/kgH2）、电解水制氢（31-97美元/kgH2）。

产业协同效应显著，工业集群成为CCUS与氢能应用的核心区域。中国现有80%甲醇厂、氨厂和炼油厂位于CO2封存场地100公里范围内，为"制氢-捕集-封存"全流程发展提供了地理优势。2022年启动的CCUS示范项目已实现单个项目年捕集CO2超100万吨。政策支持在推动技术应用中尤为关键，包括：现有制氢设施CCUS改造、CO2运输储存基础设施建设、氢基础设施国家级规划、低排放氢市场激励措施、CCUS创新研发支持和绿色金融体系构建。

未来氢能应用潜力巨大，至2060年预计可满足终端能源需求的10%-20%。重点发展领域包括：交通运输（燃料电池汽车、航空合成燃料、航运氢燃料）、工业（冶金、化工原料）、建筑（供暖、分布式发电）和电力系统的灵活调节。技术突破领域涉及电解槽效率提升（SOEC技术达72-76%）、CCUS成本降低（综合成本＜10美元/kgH2）、生物转化制氢（年潜在供氢量达7500万吨）等。中国已建立多条CO2利用路径，包括EOR（提高石油采收率）、化工原料、建筑材料生产等，为实现碳中和目标提供多元支撑。