中国能源资讯网3月17日，《中国耦合CCUS制氢机遇》研究报告（以下简称《报告》）在第七届碳捕集利用与封存国际论坛上正式发布。报告分析了氢能与CCUS（碳捕集利用与封存）技术在我国的发展机遇，评价了不同制氢路线的经济性和生命周期排放，提出了未来CCUS与氢能发展的相关建议。
化石能源耦合CCUS制氢将是我国低碳氢能的重要来源
《报告》指出，低碳氢能和CCUS技术作为碳中和技术体系不可或缺的重要组成部分，互为条件、相互补充，对于能源和工业体系的深度脱碳意义重大。
我国氢能产量居世界首位，2020年，我国氢产量约为3300万吨，约占全球产量的30%。由于我国氢的需求主要来自化工与炼油行业，这一领先产量源于我国在全球化学品市场中的巨大份额和庞大的炼油产能。据测算，2060年，我国氢能（H2）需求量有望增至0.9-1.3亿t，主要用于重卡、航运航空、工业燃料原料等领域。其中，2/3的增长来自交通部门的氢气和氢基燃料需求，近1/3与工业过程中的氢燃料和原料需求有关。
但是，当前氢生产过程具有高碳排放量的特征。我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2/3的氢产自煤制氢工厂，制氢业共排放3.6亿吨CO2。
《报告》指出，要使氢气为“双碳”目标实现做出贡献，将制氢过程转向低排放排放至关重要，目前，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，而现有制氢设施加装CCUS是减少排放和扩大低排放氢供应的关键举措。我国很多现有煤制氢工厂将在近期建成，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。
《报告》认为，现有制氢设施加装CCUS，也将成为中短期内制取低排放氢的一种低成本途径。目前，我国耦合CCUS煤制氢成本为1.4-3.1美元/千克氢气，低于可再生能源电力电解水制氢成本(3.1-9.7美元/千克氢气)。
《报告》预测，考虑到我国本土天然气资源有限以及庞大的煤气化工厂数量，短期内，耦合CCUS的煤制氢技术仍将持续为重要的化石燃料制氢路线。不过，从2030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，80%的氢气将由可再生能源电解水制取，但仍有16%由耦合CCUS的化石燃料制氢工艺生产。
多措并举全面推进制氢和CCUS的协同发展
《报告》建议，为全面推进制氢和CCUS的协同发展，我们还需加速现有制氢设施的CCUS技术改造、完善CCUS与低/零碳氢能基础设施建设、出台低/零碳氢市场开发和融资政策、促进CCUS与低/零碳氢能技术创新与示范等。
《报告》指出，我们仍需要政策支持来发挥 CCUS 技术改造的潜力，因为 CCUS 技术改造的动力不足。目前，CO2捕集技术难以创收或成本折扣，亟需政策支持，例如直接资助初始项目、运营补贴或监管要求，以鼓励现有氢气设施进行CCUS技术改造。监管还可以确保新装置的设计与CCUS开发兼容，从而降低改造成本。
同时，由于CCUS的大规模部署取决于CO2运输、储存和利用基础设施的及时推出，一些省份和地区在规划基础设施时，需要考虑排放源和潜在封存场地的位置。围绕产业集群进行早期规划可产生规模经济，并为共享运输和封存基础设施创造机会，因此，初步规划可以侧重于发展这些枢纽。
《报告》认为，公私合营模式可能适用于运营CO2管理基础设施，运输服务运营商模式还可以很好地适用于CO2管道运输。调整现有基础设施用途，用于氢气、氢衍生燃料和CO2运输，也有助于降低成本。相关部门还需进一步勘探潜在的CO2封存资源，并将勘探结果提供给潜在的开发商和研究人员。
此外，发展氢气、氨和氢基合成燃料需更新现有的供应基础设施，并开发新的生产和分销设施，如专用加氢站和终端以及潜在出口装运船舶。2021年2月，我国发布的最新基础设施规划《国家综合立体交通网络规划纲要》，可能会扩展到低排放燃料的供应领域。此外，基础设施规划还需要注重统筹，以促进制氢行业与CCUS的协同。
《报告》建议，可以促进建立和扩大低排放氢市场的政策工具的多样化。公共采购和销售税退税等市场拉动措施有助于提高低排放氢的需求。若对石油精炼、钢铁和合成氨行业的低排放氢消费比例或近零排放产品比例实行强制性配额，可助力形成工业领域低排放氢的需求（配额随着时间的推移增加）；可以纳入氢气碳强度上限并制定具有雄心的时间表，以及低排放氢的奖励分数；支持国际社会制定氢气制取、运输和分配碳排放核算的统一标准和方法；通过可持续债务和过渡金融市场，帮助企业筹集资金发展低排放技术。
“近期启动的国家碳排放权交易体系（ETS）也可能产生重要影响，但前提是CO2价格高且稳定，足以降低项目风险，以确保氢和CCUS项目所需的高资本投资。同时，CCUS技术已于2020年被纳入《绿色债券支持项目目录（2020年版）》，这可能是CCUS项目融资的关键杠杆。早期融资项目在融资结构上的经验有助于优化融资机制，使后期项目受益。”《报告》认为。
《报告》认为，推动CCUS和氢气技术的创新是推动其部署的重要杠杆。在我国，油气、化工、钢铁类国有企业拥有部署 CCUS 的专业知识和资源，有关部门可以通过不同激励措施来支持这些企业。同时，建立CCUS创新中心有助于设计和快速验证新技术和工艺，尤其是 CO2捕集技术。
《报告》指出，为了从创新走向商业化规模，在氢气方面，需要鼓励氢气价值链所有阶段的创新，包括供应、分销和使用。领先的化工和钢铁行业国有企业需在应对研发挑战方面发挥重要作用。现有氢气产业（如钢铁、合成氨和甲醇）的低排放氢商业化规模项目发展，将有助于在氢需求占较大份额的产业集群中扩大低排放氢生产，进而可以推动重型燃料电池卡车的氢技术和商业模式的发展。
据了解，报告由中国21世纪议程管理中心和国际能源署（IEA）可持续发展技术展望局联合牵头，北京理工大学副校长魏一鸣教授担任领衔专家，组织中国氢能联盟研究院、国家能源集团新能源技术研究院、北京理工大学、北京师范大学、中国矿业大学（北京）、中科院武汉岩土力学研究所等单位共同编制完成。
