中国耦合CCUS制氢机遇.pdf
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1、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
2、)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
3、.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
4、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
5、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
6、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
7、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
8、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,
9、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
10、,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
11、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,
12、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 res
13、erved.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
14、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
15、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:
16、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
17、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
18、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
19、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%
20、)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
21、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
22、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
23、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,
24、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 2
25、100 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
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