近日，《中国耦合CCUS制氢机遇》报告在《联合国气候变化框架公约》第二十七次缔约方大会（COP27）中国角——中国碳捕集利用与封存新进展边会上正式对外发布。其中关于低排放氢生产路线内容如下：
目前，中国的专用氢气生产以煤炭制氢为主，占总产量的近三分之二。
从中期来看，在煤炭成本廉价、CO2封存条件好以及可再生能源可用性较低的地区，使用耦合CCUS的煤气化技术制氢仍然是一种经济高效的方式（约1.4-3.1美元/kgH2）。通过规模经济和技术学习，基于CCUS的生产路线的成本将有所下降，但可能比电解水制氢更为有限。
需要大规模部署使用低排放电力电解水制氢设施，以将成本降低到与配备CCUS的煤制氢相当的水平。在风能和太阳能资源丰富的地区，电解水制氢的成本可能降至1.5美元/kgH2左右。
直接和间接排放核算对于确保所有生产路线的氢气生产符合中国“清洁”氢气标准至关重要。对于耦合CCUS的化石燃料制氢技术，CO2捕集率和燃料来源是决定生命周期排放的关键因素。对于耦合CCUS的生物质制氢技术，生物质供应的可持续性对于最大限度地发挥负排放潜力以及最大限度地减少环境影响至关重要。
氢能耦合CCUS
煤制氢
在中国，煤气化制氢作为一项成熟应用的技术，几十年来一直被化工和化肥行业用以生产氨和甲醇。气化过程指将煤炭转化为由一氧化碳和氢气组成的合成气，合成气可以进一步与额外的CO2反应转化为甲醇,也可以在水煤气变换反应器中反应制取更多的氢气和CO2。在后一种情况下，利用酸性气体去除装置将氢气和CO2混合气体分离，然后经变压吸附可产生高纯度氢气流，其可直接使用或用于生产氨。CO2可以从酸性气体去除装置中直接回收。
在全球正在运行的约家煤气化工厂中，80%以上位于中国。国家能源集团作为中国最大的电力集团，同时也是世界上最重要的氢气生产商，其80座煤气化炉年产氢能约万吨（IEA，）。
煤气化炉产生高浓度高压的CO2气体流（浓度约80%8，来自酸性气体去除装置），这意味着去除杂质（如硫、氮）后的CO2捕集会相对容易，总体CO2捕集率可达90~95%。集成联供循环单元能够生产蒸汽和电力以供内部使用并向电网输出，同时可供应捕集CO2所需的部分能量（用于化学吸收的蒸汽和用于压缩的电力），但会减少了向电网输出的电量。
CO2的运输成本取决于运输距离和运输方式（驳船、轮船、卡车或管道）。在中国，对于一条公里且CO2运输能力在~万吨/年之间的管道，CO2运输成本为0.01~0.12美元/吨每公里（0.05元~0.75元/吨每公里）（Weietal.）。CO2的封存成本也会因封存类型的不同而有很大差异。在中国，CO2封存和监测成本约为：枯竭油气田8美元/吨CO2（50元/吨CO2），陆上咸水层9美元/吨CO2（60元/吨CO2），离岸咸水层50美元/吨CO2（元/吨CO2）（中国21世纪议程管理中心,）。
但是，捕集的CO2用于EOR提高石油采收率产生的收益可以抵消CO2捕集和运输成本。在驱油过程中，大部分CO2能够被永久地封存在地下，但需要对CO2的注入和封存进行严密监控。然而，EOR的经济可行性主要取决于CO2成本和石油价格。附录B给出了宁东地区一家煤气化工厂CCUS改造的技术经济性研究案例，探讨了是否将CO2用于EOR的影响。案例结果表明，当结合CCUS时，煤气化制氢的成本将会增加40%，但当40%所捕集的CO2用于EOR时，其成本增加幅度可限制在23~30%。
天然气制氢
全球范围内，天然气是制氢的主要燃料来源，但在中国，它是继煤炭和工业副产品之后的第三大燃料来源。在中国，由于供应量有限且产品价格较高，天然气使用量相对低于煤炭。天然气制取的氢气消费主体主要是合成氨、甲醇和炼油行业。
蒸汽甲烷重整（SteamMethaneReforming，SMR）是目前应用最广泛的天然气制氢方法。该工艺包括两个连续过程：首先天然气与蒸汽重整后生成由一氧化碳和氢气组成的合成气，然后通过水煤气变换反应（需更多的蒸汽）生成氢气和CO2，以获得高纯度氢气。通常情况下，该工艺中30~40%的天然气用作燃料进行燃烧，从而产生“稀释”的CO2气流，而剩余的天然气分解成氢气和高浓度CO2气流。自热重整（AutothermalReforming,ATR）是SMR的一种替代技术，所需的热量由转化炉本身产生，即所有的CO2都存在于转化后的合成气中。其他技术还包括气热转化技术和天然气部分氧化技术。
中国天然气重整工艺设施每年直接排放约万吨CO29，应用CCUS技术可实现其深度减排。SMR工厂捕集CO2有多种途径。一个可行方案是利用燃烧前捕集系统，可以从高CO2浓度合成气中回收整个工艺排放的大约60%的CO2。同时，还可以采用燃烧后捕集技术从更稀释的炉膛烟气中捕集CO2，捕集率可达90~95%，该途径可以使整体减排水平提高到90%或更高，但也会增加成本和额外能耗。
同时，集成热电联产单元能够产生蒸汽和电力，可供内部使用以及向电网输送。CO2捕集所需的能量（用于溶剂再生的蒸汽和用于压缩的电力）通常可以从该工艺单元获取，但会减少输出到电网的电量，并略微增加天然气的使用量。应用ATR技术时，大部分的CO2可以从转化炉中的合成气中捕集。
其他低排放制氢路径
电解水制氢
电解水是将水分解为氢气和氧气的电化学过程。当前，中国每年电解水制氢产量仅有几千吨，主要用于需要高纯度氢气的领域（如电子产品生产）（中国氢能联盟，a）。除了电解水制氢外，在氯碱电解生产氯气和烧碱过程中也会产生少量高纯度副产氢。
目前，电解槽技术主要有三类：碱性电解槽、质子交换膜（protonexchangemembrane，PEM）电解槽和固体氧化物电解池（solidoxideelectrolysiscells，SOECs）。碱性电解槽技术是一种效率较高（63~70%10）的商业化技术，该技术广泛应用于浮法玻璃、电子行业和食品行业制氢。PEM电解槽技术尚未普遍推广，其具有设备体积小、可产高压氢（利于储存）的优点，但存在需要昂贵的催化剂和膜材料、效率较低（56-60%）、寿命短（目前仅为碱性电解槽的一半）等问题（IEA，a）。
SOECs是以陶瓷作为电解质，材料成本低，但其技术成熟度低，该技术在高温下电效率高（74~81%）的优点，但因需要蒸汽形式的水，制氢时不仅需要电力和水资源，还需要热力。未来SOECs技术发展的关键挑战是解决高工作温度导致的材料降解问题。随着技术研发的持续推进，三类电解槽技术性能都将显著提升（IEA，a）。
随着可再生能源电力（尤其是光伏发电和风力发电）成本的下降，中国对电解水制氢的兴趣日益增长。近年来，越来越多的大容量电解水项目投产或宣布建设，尤其是为支持年北京冬奥会可持续发展议程，在张家口沽源县建设的20兆瓦风电制氢项目。
电解水制氢成本受多种因素影响，其中电力成本、转换效率、资本投入和年运行小时数影响最大。电力成本是影响最大的因素，占总制氢成本的50~90%（IEA，a）。电价上涨十倍会导致制氢成本上涨六倍。
电力成本和运行时间主要取决于地点和电力来源，而资本要求和转换效率因电解槽技术而异。随着电解槽运行时间的增加，资本成本对氢平准化成本（LCOH）的影响降低。因此，获得足够数量的低成本电力来确保电解槽运行的较高满载时间，对于生产低成本氢气至关重要。
电解槽系统可以通过多种方式运行，每种方式都会影响年运行小时数、电力成本和碳足迹。电力低排放则电解水制取的氢气低排放。中国电力行业碳强度高，使得电解槽无法利用电网供给电力生产低排放氢。在未来具有高比例不稳定可再生能源电力的脱碳电力系统中，过剩电力可能低成本获得。然而，目前这种低成本电力通常仅在一年中极少数时间可用，这意味着电解槽的利用率很低，进而会推高资本成本对制氢成本的影响。
当然，也可以选择满负荷运行电解槽，但运营商需要为用电高峰时的高电价买单。最佳运营机制的确定需要在资本成本和电价之间进行权衡，在多数情况下为0~当量满载小时（IEA,a）。
然而，在中国部分地区过剩可再生能源电力的利用潜力较大。年中国可再生能源发电装机容量达到GW，占电力系统总装机容量的近45%，发电量为TWh，占电力系统总发电量的近30%，使中国成为了可再生能源发电的全球领导者（国家能源局，）。
然而，中国可再生能源资源分布不均：陆上风能资源主要集中在北部，太阳能资源主要集中在北部和东部，水电资源集中在中部（四川省）和南部（云南省）。当前中国电网传输能力有限，致使可再生能源在全国范围内大规模调配存在挑战。在中国部分地区，发电企业经常被迫在当地需求低迷时弃掉部分可再生能源电力，因为它们无法将更多电力输送到其他地区。年，水电、风电和太阳能发电的弃电量高达TWh。
虽然近年来有所下降，但（可再生能源）弃电量到年仍有44TWh。中国电力体制改革，市场化交易的推进，以及电网输配能力的提高，是推动弃电量下降的主要因素。利用~年的可再生能源弃电量（44~TWh/年），理论上可以生产80-万吨氢气11。如果在未来几年没有其他（本地）需求，这些弃电的价格将很低甚至为零。低电价利于低成本制氢，但由于完全利用弃电的电解设备利用率极低，即使假设电价为零，制氢成本仍高达6.4~7.1美元/kgH。
另一种选择是采用专用的离网可再生能源发电站为电解槽供电。此外，核电也可以用于电解水制氢，可为电解槽提供稳定且低碳的电力。中国核工业集团公司已经启动了一些核电制氢示范项目（EnergyIceberg,）。日本和加拿大也在进行相关项目示范。
副产氢回收
中国约五分之一的氢气供应为工业副产氢，达到万吨/年，这些氢气主要来自于生产氢气以外其他产品的设施和工艺，主要来源是石油精炼、钢铁制造和化工生产。大约一半的副产氢被用作工业锅炉制热的燃料，而另一部分则被回收并分配到其他使用途径。产出的副产氢通常需要脱水或其他净化处理工艺，然后才能被送往其他的氢气使用工艺或设施中。副产氢中还有一小部分被直接放空。
在石油精炼中，副产氢主要来自CNR工艺，这一过程生成了高辛烷值汽油混合组分同时伴生了氢气。具有综合石化业务的炼油厂也从原油蒸汽裂解中获取副产氢。所有这些副产氢都被现场消耗，用于石油精炼脱硫和加氢裂化工艺（参见“石油精炼用氢”一节），而没有用于其他用途。
同时，钢铁行业生产大量的氢气与其他气体混合的工业副产气，包括焦炉煤气、高炉煤气和碱性氧炉气，均由煤或其他化石燃料产生。焦炉煤气由氢气（55~60%）、甲烷（23~27%）、一氧化碳（5~8%）和少量二氧化碳（1.5~3%）组成。一部分副产气可以在现场用于辅助加工工艺，如加热轧钢厂的熔炉，剩余部分用于场内或场外热电联产。
如今，焦炉煤气由于含氢量高，在国内广泛被用作生产甲醇的原料。焦炉煤气中的氢气可利用变压吸附法进行回收。按年国内焦炭产量4.71亿吨（国家统计局，）计算，焦炉煤气中氢气的技术可回收量高于万吨/年。目前，焦炉煤气在中国广泛被用作合成甲醇、钢铁生产的原料，以及用于区域供热。（这其中隐含着利用低排放燃料来替代焦炉煤气使用的契机。）
副产氢的另一主要来源是化学工业。用于生产高值化学品（大多数塑料的前体）的蒸汽裂解工艺和丙烷脱氢工艺产生了大量的副产氢，而生产氯气和烧碱的氯碱工业是另一副产氢的重要来源，值得注意的是，氯碱工业是副产纯氢的唯一来源，而在其他工艺过程中氢气都是以气体混合物的形式产生。
中国的烧碱年产量稳定在0~万吨/年，副产氢产能达到75~87.5万吨/年。其中，大约60%的氢气用于其他化学品的生产，剩余的28~34万吨/年可用于其他用途。用于生产高值化学品的蒸汽裂解工艺和丙烷脱氢工艺可产生大约46万吨/年的副产氢，而如苯乙烯生产等其他工艺产生的副产氢较少13。
中国副产氢氢源主要分布在沿海发达地区，特别是在长三角、环渤海和珠三角地区。上述地区分布有包含燃料电池产业的高科技产业集群，这是近期氢气需求的重要增长点。
利用工业副产氢提供了以低成本扩大中国纯氢市场的机遇。与专用制氢工程项目相比，回收利用副产氢的投资小且化石燃料投入少。大多数富氢副产气只需经过脱水或其他净化处理流程便可交付使用。挖掘工业副产氢利用潜力不仅可以提高资源利用效率，还可减少温室气体排放。虽然工业副产氢不能代表未来低排放制氢的发展趋势，但却是打开氢能先发市场的有力抓手。
目前中国每年大约有10万吨工业副产氢可用于FCEVs。根据燃料电池卡车每百公里氢耗3~4kg、日行驶里程公里计算，副产氢可满足大约3.5~4.5万辆燃料电池卡车的燃料需求；根据燃料电池乘用车每百公里氢耗1~1.3kg、日行驶里程公里计算，副产氢可满足大约21~27万辆燃料电池乘用车的燃料供给。
生物质制氢
由于生物质的处理流程较为复杂，因此通常是一种比太阳能或风能电解水制氢成本更高的低排放氢制备方法。大规模生物质制氢产业的发展潜力受到生物质原料资源的可获得性（可持续性、成本等）限制。但对于如航空等其他难以实现产业脱碳的行业，生物煤油是为数不多的低排放能源，所以可能出现可持续生物质能的需求竞争。此外，生物质制氢结合CCUS是一种潜在的负排放技术，这可能在中国实现碳中和目标进程中发挥重要作用。
生物质制氢的碳强度因生产特性而异，取决于原料类型、运输条件需求、生物质转化工艺以及是否采用CCUS技术等。
氢气可以利用各种生物质来源通过多种技术路线来生产。在生物化学转化工艺中，微生物作用于有机质产生沼气（这一过程称为厌氧消化）或酸类、酒精和气体的混合物（这一过程称为发酵）。而热化学转化工艺中，生物质制氢的方法包括气化、热解和水热处理，其中生物质气化是目前最成熟的技术（技术成熟度已达到TRL5），其反应原理与煤气化类似，在一定热力条件下，生物质转化为一氧化碳、CO2、氢气和甲烷的混合物。
生物转化方面，厌氧消化则是一种已经完全商业化的技术（TRL9-10），因此是最成熟的生化生产路线，但只能处理污水污泥、农业、食品加工和生活垃圾，以及少数能源作物。酶发酵法可以加工植物不可食用的纤维素部分，但仍处于技术原型阶段（TRL5）。生物转化技术的主要优势是低能耗。
生物质气化工艺理论上可以转化生物质中所有的有机物，包括最难分解的木质素。尽管国内用于发电和供热的小型生物质气化设施（一般低于kWe）已经商业化开发和运营，但大规模生物质气化成套设备尚不成熟。目前，国内尚未有生物质气化合成气经费托合成液态燃料（bio-FT）工厂投入运营，但数个生物质气化项目正在筹备中，不过均不以氢气生产为目的，例如位于黑龙江省的40MW农林生物质热电联产项目；位于吉林省的MW超临界燃煤机组锅炉耦合20MW生物质气化发电项目。
制氢路线比较
成本
煤气化是目前中国最具成本效益的制氢方法，这主要是由于廉价煤炭的可用性以及中国在煤气化方面具备丰富的经验。据估计，中国煤气化制氢的成本约为1.1~1.7美元/kgH2（7~11元/kgH2）（IEA,a；王彦哲等，；李家全等，；Fanetal.）。根据煤炭价格的不同，燃料成本约占总生产成本的一半左右，其次是运营成本和资产支出。引入CCUS技术（若将CO2封存于咸水层）会使制氢成本增加到1.4~3.1美元/kgH2（9~20元/kgH2）。应用CCUS的制氢技术路线具备成本降低的潜力，但整体的成本降低幅度相比电解水制氢技术可能会更加有限。
天然气制氢的气体燃料成本对生产成本的影响最大，占总成本的70%以上，然后是资本支出。中国的天然气价格远高于制氢成本普遍较低的中东、北美或俄罗斯等地区。在不结合CCUS技术时，中国的天然气制氢成本估计为1.4~2.8美元/kgH2（9~18元/kgH2），结合CCUS技术时为2~3.8美元/kgH2（13~24元/kgH2）（IEA，a；王彦哲等，）。
在大多数地区，当前电解水制氢比结合CCUS技术的煤和天然气制氢更贵。在中国，根据不同的电力来源，可再生能源电力制氢的成本为3.1~9.7美元/kgH2（20~62元/kgH2）（IEA，a；Fanetal.；王彦哲等，）。但是，随着太阳能光伏和风能发电成本的逐渐下降，由可再生能源电力驱动的电解水制氢技术在未来将变得更具竞争力。尽管在太阳能和风能资源丰富的地区，氢气的生产成本可能为1.3~1.5美元/kgH2（8.4~9.7元/kgH2）（IEA,a），但必须持续供应可再生能源，以确保电解槽利用系数保持足够高水平，从而摊销资本成本。
工业副产氢的成本主要取决于富氢混合气的价格或经济价值。假设焦炉煤气价格在3.5~6.6美元/GJ（21~42元/GJ），焦炉煤气的氢气回收成本约为2.2~3.8美元/kgH2（14~24元/kgH2）（王彦哲等，）。
温室气体排放
制氢生命周期温室气体排放量因制氢技术而异。当前未应用CCUS技术的天然气制氢直接过程CO2排放量（8.9~9.8kgCO2/kgH2）约为未应用CCUS技术的煤炭制氢的一半（17.8~21.6kgCO2/kgH2）（IEA，b；王彦哲等，；李家全等，；张贤等，b）。然而，应用CCUS可以显著减少制氢过程的CO2排放量。捕集率为90%~95%的煤炭制氢CO2排放量可降至1.0~2.2kgCO2/kgH2，部分捕集（56%）的天然气制氢CO2排放量为4.3~5.4kgCO2/kgH2，完全捕集（95%）的天然气制氢CO2排放量可降至0.5~0.6kgCO2/kgH2。高捕集率（高于90%）和低上游排放对于最大限度地减少结合CCUS技术的化石燃料制氢技术的剩余排放至关重要。
若考虑制氢上游燃料和材料的间接温室气体排放（包括CO2、甲烷和氧化亚氮），毫无疑问会增加制氢温室气体排放量。煤炭制氢上游的温室气体排放量取决于与煤炭开采工艺（露天开采、浅层开采）、运输距离和上游甲烷排放量。中国煤炭制氢上游的温室气体排放量为1.8~3.4kgCO2eq/kgH2（IEA，b，张贤等，b；李家全等，），这仅略微增加了未应用CCUS技术的煤炭制氢温室气体排放水平，但却会使结合了CCUS技术的煤炭制氢温室气体排放量增加一倍以上。
天然气制氢的上游温室气体排放量因区域而异，取决于甲烷泄漏量和供应链结构。若考虑上游中国天然气供应相关的温室气体排放，天然气制氢的碳足迹将增加2.0~2.2kgCO2eq/kgH2。
根据中国标准，直接和间接温室气体排放总量低于4.9kgCO2eq/kgH2的氢气属于“清洁氢”，其中系统边界包括燃料（开采和运输）或电力供应，以及氢气生产过程（中国氢能联盟，c）。应用CCUS的煤炭或天然气制氢气都可以达到中国的“清洁氢”标准，但随着时间的推移，可以设置更低排放水平门槛，以支持碳中和目标和/或满足潜在的国际出口市场要求，这些要求也可能变得更严格。
减少上游排放并确保以高捕集率捕集所有工艺排放CO2，对于满足更严格的标准和最小化应用CCUS技术的天然气制氢的上游甲烷排放至关重要。生物质制氢也可能产生高生命周期排放，生物质上游排放量的高可变性取决于原料类型、来源和运输距离。
电解水制氢的温室气体排放强度（仅CO2）取决于投入电力的温室气体排放强度。如果将制造和建造生产资产产生的排放包括在内，可再生能源电力制氢可产生0.3~0.8kgCO2/kgH2（王彦哲等，）。其实可再生电力产生的氢气可被视为近零碳排放，因为这些排放通常不在化石燃料制氢路线生命周期温室气体排放的评估范围内。
中国使用电网电力制氢会产生约29~31kgCO2/kgH2，远远高于未应用CCUS技术的煤制氢技术（王彦哲等，），这是因为目前中国近70%的电力来自燃煤电厂，发电过程存在转换损失，致使使用煤电制氢，相比直接使用天然气或煤炭制氢产生更高的CO2排放强度。
因此，需要对电网电力进一步脱碳或使用专用可再生能源电力制氢，以实现氢气生命周期的近零排放。除可以促进减排外，采用可再生能源电力制氢还有其他好处，即基于可再生能源电力的制氢耗水量比煤气化制氢少4~9倍。因此，从长远来看，中国对水资源紧张的日益担忧，强化了电解制氢的重要性。
对于自焦炉煤气回收副产氢工艺，如果采用电网电力进行氢气纯化，会产生2.0kgCO2/kgH2。将副产氢用于其他用途，意味着必须用替代能源来满足原利用氢气工艺的高等级热量需求。替代能源必须是低排放的，以确保与直接使用副产氢相比，将副产氢用于其他用途可以实现系统性减排。因此，决定将副产氢用于现场工业供热或其他应用，需要对能源系统进行全面审视，并取决于行业类型和低排放热生产替代方案的可用性。