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中国耦合CCUS制氢机遇 The IEA examines the full spectrum of energy issues including oil, gas and coal supply and demand, renewable energy technologies, electricity markets, energy efficiency, access to energy, demand side management and much more. Through its work, the IEA advocates policies that will enhance the reliability, affordability and sustainability of energy in its 31 member countries, 11 association countries and beyond. Please note that this publication is subject to specific restrictions that limit its use and distribution. The terms and conditions are available online at www.iea.org/t GCCSI （2021）, CCS Facilities Database 2021; ；中华人民共和国生态环境部环境规划院（2020）， China Status of CO 2 Capture, Utilization and Storage （CCUS ） 2019。此外，中国还计划在西北部开发一个大型 CCUS 枢纽，用以捕集和封存炼油厂制氢装置产生的 CO 2 。该项目将逐步部署 CCUS，计划从 2020-2023年每年捕集 150 万吨 CO 2 ，增加到 2030-2040 年每年捕集 1000 万吨 CO 2 （张贤等，2021a）。中国支持 CCUS 发展的政策和举措越来越多，这反应了中国 CCUS 的兴趣和重视。尽管过去有多个政府官方报告强调了 CCUS 的重要性并着力推动 CCUS 技术研发，但“十四五”规划（ 2021-2025 年）是第一个提到在山西、陕西、内蒙古和新疆等重要产煤地区部署大规模 CCUS 示范的五年规划。此外，多个部委已经出台了与 CCUS 直接相关的政策，包括全面建设中国国家碳排放交易体系（ETS）。中国政府于 2021 年 10 月发布了中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见，将 CCUS 确定为减排计划的关键支撑技术之一。在地区层面，CCUS 也在逐渐受到更多关注，目前在 34 个省级行政区中已有 29 个发布了 CCUS 相关政策（张贤等，2021a），在国家和区域两级皆开展了相关研发活动。 2019 年，中国 21 世纪议程管理中心发布了中国 CCUS 技术发展路线图，该报告提出了中国 CCUS 技术发展的总体愿景（中国 21 世纪议程管理中心 , 2019）。报告明确了到 2050 年的多个 5 年阶段性目标。到 2030 年，CCUS 技术开始进入商业应用阶段并具备产业化能力，建成具有输送能力达 200 万吨/ 年的陆地长输管道，同时，CO 2 捕集成本和能耗到 2030 年比目前降低 1015，到 2040 年进一步降低 4050。到 2050 年，CCUS 技术将实现广泛部署，建成多个 CCUS 产业集群。此外，路线图还指定了多个可优先开展 CCUS 集群的地区。中国耦合CCUS制氢机遇第一章中国的氢能机遇 21 IE A . A ll r i g h t s r e s e r v e d . 中国的低排放氢标准扎实落实排放核算框架，贯彻执行排放标准，确保氢气生产过程低排放目标。 2020 年 9 月，中华人民共和国财政部、工信部等五部委发布了关于开展燃料电池汽车示范应用的通知（以下简称通知），鼓励企业采用低排放的制氢工艺。该通知文件的目的是为氢 FCEVs 示范城市群创造安全、稳定和经济可行的供氢体系，并推动可再生能源制氢技术进步和成本降低（中华人民共和国财政部， 2020）。 2020 年底，中国氢能联盟正式发布了低碳氢、清洁氢与可再生氢的标准与评价团体标准，这是目前全球首个包含一系列制氢方式的全生命周期制氢碳强度的评价原则、系统边界和量化标准（中国氢能联盟，2020c ）的标准文件，旨在支持中国氢能和燃料电池产业的示范和推广。中国的低碳清洁氢标准立足于中国制氢产业发展现状评估和实测数据收集，深入调研了煤制氢CCUS 项目与传统煤制氢项目。经实际数据核算，包含上游（煤矿开采、洗选和运输）和下游 CO 2 排放（基于当前电网电力碳强度，用于 CO 2 压缩、运输和储存的电力）的煤气化制氢全生命周 CO 2 排放估值为 29.0 kg CO 2 /kg H 2 （张贤等 . 2021b）。根据国家应对气候变化规划（2014- 2020）中提出的 50 减排目标，以煤气化制氢全生命周期碳排放的 50进行折算，作为“低碳氢”的全生命周期碳排放阈值上限，为 14.5 kg CO 2 /kg H 2 。根据能源生产和消费革命战略（ 2016-2030）要求的 65减排目标，相对于 “低碳氢”全生命周期碳排放降低 65和传统煤气化制氢的碳排放减少了 80以上进行折算，作为“清洁氢”的全生命周期 CO 2 排放阈值上限，为 4.9 kg CO 2 /kg H 2 。当氢气制取的全生命周期碳排放低于 4.9 kg CO 2 /kg H 2 ，且氢气生产所消耗的能源为可再生能源时（如可再生电力电解水制氢、生物质制氢等），才能被称为“可再生氢”。中国耦合CCUS制氢机遇第一章中国的氢能机遇 22 IE A . A ll r i g h t s r e s e r v e d . 中国的氢气制取全生命周期碳强度阈值注 “低碳氢”、“清洁氢”和“可再生氢”等术语来自中国氢能联盟低碳氢、清洁氢与可再生氢的标准与评价（T/CAB 0078-2020）团体标准，不代表国际能源署对低排放氢等的定义。“可再生氢”包括可再生电力电解水制氢和生物质制氢等方式。来源中国氢能联盟（2020c ）低碳氢、清洁氢与可再生氢的标准与评价（ T/CAB 0078-2020）。虽然目前尚未制定关于低排放氢的国际标准，但未来对“低碳”和“清洁”氢的定义将日趋严格。IEA 设定情景中的低排放氢只包括可再生能源电力与核电电解水制氢、生物质制氢和耦合 CCUS 的化石燃料制氢。此外，只有在上游排放足够低、生产工艺相关的所有 CO 2 都进行高比率捕集、并且所有 CO 2 都被永久封存以防止其释放到大气中的情况下，耦合 CCUS 的化石燃料制氢才能定义为低排放氢。氢气碳排放强度 kg CO 2 /kg H 2 非低碳氢低碳氢可再生氢清洁氢（非可再生氢） 14.5 4.9 中国耦合CCUS制氢机遇第二章中国氢能工业展望 23 IE A . A ll r i g h t s r e s e r v e d . 第二章中国氢能工业展望摘要本章节基于两个分析框架，评估包含化石燃料制氢 CCUS 在内的氢能产业发展前景。一是 IEA 的承诺目标情景分析框架，该情景考虑了所有燃料品类和技术，以达成中国宣布的在 2030 年前实现 CO 2 达峰和 2060 年前实现碳中和的目标。另一个是中国氢能联盟的不同于能源系统建模框架的自下而上的分析框架，基于该模型中国氢能联盟对中国氢能技术和商业潜力提供了详细的评估。 IEA 和中国氢能联盟的分析均表明了氢能在实现中国能源和气候目标中的重要作用。承诺目标情景统筹可负担性、气候减缓和能源安全等考虑，指出在中国经济产业中氢能的新应用场景推动下，氢气需求量将在 2030 年增长至 3100 万吨，到 2060 年将超过 9000 万吨。而中国氢能联盟认为中国氢能的市场前景更广阔， 2030 年氢气需求量将增长至 3700 万吨，2060 年将增长至 1.3 亿吨。有针对性的氢能支持政策，对于未来市场规模增长和中国氢能潜力充分发挥至关重要。尽管分析框架和预测氢气需求量存在差异，但 IEA 和中国氢能联盟的研究都发现，约 60的氢需求增长来自交通运输相关行业（包括用于生产航运和航空的合成氨、氢基合成烃类燃料等）， 30来自工业过程（包括钢铁生产，氢用作原料、还原剂和燃料）。其他较小规模的氢能应用场景包括建筑物供暖、灵活发电和储能等。到 2060 年，在石油精炼和合成氨（非燃料应用）产业中的氢气需求将呈下降趋势。未来十年内，由于对汽油品质的要求更加严格，石油精炼行业的氢气需求量缓慢攀升，但随能源效率和交通领域电气化率提升，将在 2030 年后大幅缩减。根据 IEA 承诺目标情景，随化肥使用效率提高，合成氨工业的氢气需求量将下降 50，而甲醇生产的氢气需求量会略有增加。 IEA 和中国氢能联盟的分析均表明，中国氢能供应体系将逐步多元化与低排放化。2030 年，耦合 CCUS 的化石能源制氢和可再生能源电力电解水制氢的产量都将有所增加，而传统的没有采取减排措施的化石能源制氢产量将下降。到 2060 年，80 的氢气需求将由可再生能源电解水制氢满足，16 的氢气需求由耦合 CCUS 的化石燃料制氢厂供应。中国氢能产业未来蓝图在能源系统脱碳减排等一系列重大挑战的推动下，中国氢能产业即将迎来雄心勃勃的转型和增长。本节根据 IEA 承诺目标情景模型（IEA, 2021a）和中国氢能联盟模型（中国氢能联盟, 2020a）的预测结果，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。中国耦合CCUS制氢机遇第二章中国氢能工业展望 24 IE A . A ll r i g h t s r e s e r v e d . IEA 承诺目标情景制定了中国能源部门实现碳中和的途径，即在 2030 年前实现 CO 2 达峰，并在 2060 年实现 CO 2 净零排放，其与中国提出目标相符。该情景描绘了以一种技术不可知、符合实际且具有成本效益的方式，实现中国气候目标所需的能源部门转型和潜在技术变革进程。中国氢能联盟在其发布的中国氢能源及燃料电池产业发展报告 2020中，对中国氢能和燃料电池产业的技术、市场和政策方面进行了详细研究，并提出了到 2060 年的氢能市场展望。与 IEA 承诺目标情景相比，中国氢能联盟旨在评估中国氢能潜力，而不是将氢作为更广泛的能源系统脱碳应用的一部分（中国氢能联盟, 2020a）。尽管在设计理念上难分伯仲，但两个模型的对比分析与展望可以提供重要见解中国氢能联盟自下而上的分析工作，体现出国内专家组织对各细分应用场景氢能潜在市场规模的期望；而通过与 IEA 承诺目标情景比较，我们可以认识到为了达成气候、可承受和能源安全等重要目标所需要开发的氢能市场潜力。如果评估结果出现不同，可能表明中国氢能联盟评估的氢能发展潜力考虑了如特定技术的支持政策等其他驱动因素或影响条件，而 IEA 承诺目标情景未考虑上述因素。中国氢能供需关系展望在上述两种模型之下，2030 年后氢和氢基合成燃料对中国能源转型的贡献将强劲增长，直至 2060年仍然保持逐步增加。到 2030年，氢气总需求量将增加 1120，到 2060 年将增加 34 倍。在 IEA 承诺目标情景中，2060 年氢能源需求量将达到 9000 万吨以上，占中国终端能源需求的 6 5 。而在中国氢能联盟模型中，氢能将在中国能源转型中发挥更大的作用，预计到 2060 年氢需求量将达到 1.3 亿吨，占中国终端能源消费量的 20。 5 6的测算结果不包含工业部门的现场氢气生产和使用，到 2060 年，工业部门的现场氢气生产和使用约占 IEA 承诺目标情景工业能源需求的 8。若计入上述氢气消耗，氢气和氢基燃料可满足中国终端能源消费量的 10。中国耦合CCUS制氢机遇第二章中国氢能工业展望 25 IE A . A ll r i g h t s r e s e r v e d . IEA 承诺目标情景下中国氢气需求量（左）与产量（右）展望， 20302060年 IEA. CC BY 4.0. 注 “工业应用”包含商用和现场使用氢气供热和作为生产原料于合成甲醇和氨（用于化肥）等。“合成燃料”包括氨作为燃料的生产。“建筑供热供电”包含天然气管网掺氢。资料来源 IEA （2021a）, An Energy Sector Roadmap to Carbon Neutrality in China 。从增长比例看来，由于 FCEVs 的部署，交通运输业在 IEA 承诺目标情景和中国氢能联盟的模型场景中都是氢能应用增速最快的部门（ 36-42），其次是合成碳氢化合物和合成氨生产（ 16-28），以及工业过程（ 30-35），上述部门使用氢气作为原料及燃料。在短期内，可再生能源电解水制氢对低排放氢生产的增长贡献最大（鉴于电解槽可以规模化制造、新建基础设施需求低，电解水制氢项目的开发时间往往较短）。 2030 年电解水制氢可满足氢气总需求量的 815。在 IEA 承诺目标情景中，近 90的电解水制氢生产来自化工行业（电解水制氢合成氨和甲醇）和钢铁行业（氢基直接还原铁（D irect Reduced Iron，DRI））。在 IEA 承诺目标情景和中国氢能联盟的预测中，到 2060 年，几乎全部的氢气需求都将由低排放技术满足，其中近 80是电解水制氢，届时电解水制氢将成为具有成本竞争力的制氢工艺，耦合 CCUS 的化石能源制氢产量则将满足 16的氢气需求。 0 20 40 60 80 100 2030 2040 2050 2060 Mt / 年副产氢电解水制氢化石能源制氢 CCUS 化石能源制氢 0 20 40 60 80 100 2030 2040 2050 2060 Mt / 年合成燃料建筑供热供电交通运输发电与电网平衡工业应用石油精炼中国耦合CCUS制氢机遇第二章中国氢能工业展望 26 IE A . A ll r i g h t s r e s e r v e d . 中国氢能联盟对中国氢气需求量（左）与产量（右）的展望，20302060年 IEA. CC BY 4.0. 注CTL 煤化工。“合成燃料”包括氨作为燃料的生产。“建筑供热供电”包含天然气管网掺氢。“现有工业”包括现有用于甲醇和合成氨生产的氢气和工业供热。“新工业（燃料）”包括用于工业供热的新型氢能用途，“新工业（原料）”包括用于工业过程的新型氢原料用途（DRI ）。来源中国氢能联盟（2020a），中国氢能源及燃料电池产业发展报告 2020。至 2060 年，中国使用低排放氢及氢基燃料可实现累计减少 160230 亿吨 CO 2 排放（IEA, 2021a; 中国氢能联盟 , 2020a）。在 IEA 承诺目标情景中，到 2060 年，制氢环节的 CO 2 排放量将下降 80，直接排放量（不包括使用尿素和甲醇等氢气衍生产品的下游排放量）将从 2020 年的 3.6 亿吨下降到 2040 年的 2.8 亿吨和 2060 年的 6000 万吨，其中配备了碳捕集设施的工厂仍有少量的碳排放。现有的化石燃料制氢工厂通过 CCUS 技术改造来减少排放。氢能利用减排效益的最大受益者是工业部门，尤其是化工和钢铁行业，可以实现 50以上碳减排目标；航运中使用的氢和氨以及航空中的合成煤油实现碳减排目标的 20，公路运输中使用的氢能实现碳减排目标的 13。氢能在工业和燃料转化中的应用目前，中国生产的氢气几乎全部消耗在工业和燃料转化领域，可以通过化石燃料制氢结合 CCUS 技术、可再生电力电解水制氢或生物质制氢等清洁技术满足该部门氢气需求，进而实现脱碳。此外，氢能在拓展新的用途方面有很大的潜力，诸如作为工业过程的原料（例如在炼钢过程中的直接还原铁）、用作工业供热的燃料、作为长途运输燃料的生产原料（如合成煤油）。因此无论是在 IEA 承诺目标情景还是中国氢能联盟的模型中，工业和燃料转化领域都是未来氢气需求量增加的主要因素之一。在 IEA 承诺目标情景中，考虑到替 0 20 40 60 80 100 120 140 2030 2040 2050 2060 Mt / 年合成燃料建筑供热供电交通运输发电与电网平衡新工业（原料）新工业（燃料）现有工业原油炼化与煤化 0 20 40 60 80 100 120 140 2030 2040 2050 2060 Mt / 年副产氢电解水制氢化石能源制氢 CCUS 化石能源制氢中国耦合CCUS制氢机遇第二章中国氢能工业展望 27 IE A . A ll r i g h t s r e s e r v e d . 代技术方案的可行性和成本因素，以及限制能源需求的措施，到 2060 年工业部门氢气需求量将达到近 4000 万吨/ 年。在中国氢能联盟模型分析中，2060 年工业部门氢气需求将增至 6200 万吨/ 年（中国氢能联盟， 2020a；IEA, 2021a）。化学工业与氢基燃料化工行业是中国最大的氢气需求源。近年来，甲醇和氨这两种化学品在中国的产量都有所增加，其中甲醇产量的增幅更大。氨的需求主要来自农业部门，用于制造氮肥。尽管粮食需求不断增加，但预计到 2060 年，考虑化肥应用效率的提升和其他施肥方法的发展，用于化肥制造的氨消费量将保持不变或略有下降。氨消费需求的另一来源是用于采矿、采石和隧道工程等的工业炸药制造，预计无减排措施的燃煤电厂的逐步淘汰，氨需求也会随之减少。不过，氨还可作为能源载体储存可再生电力，或用作运输和电力部门的零碳燃料。目前用于生产当前用途的合成甲醇用氢的消费量将缓慢增长，预计到 2060 年该领域氢气消费量将达到 11001200 万吨 /年左右（ IEA, 2021a；中国氢能联盟， 2020a）。当前甲醇在工业上最常用来制造其他化学品，并进一步加工为塑料、油漆和纺织品。未来甲醇的应用场景包括用作车辆燃料或作为制造诸如烯烃（乙烯、丙烯）和芳烃（苯、甲苯和二甲苯）等重要石化工业产品的基础材料。一种新的生产工艺是将氢气与一氧化碳、二氧化碳或氮气结合，生产合成碳氢化合物（如甲醇、柴油和煤油）或氨 6 。不同的化学品和生产途径对氢和能源的需求差异很大。氢基合成原料和燃料的重要性预计将在未来逐步增长。到 2060 年，氨（作为燃料）和氢基合成碳氢化合物燃料产生的氢气需求可能达到 16001800 万吨 /年，主要用于实现航运和航空部门的脱碳（ IEA, 2021a；中国氢能联盟， 2020a）。石油精炼与煤化工目前，石油精炼和煤制化学品也是氢的主要使用途径。炼油厂使用氢气作为生产原料与能源，加氢处理和加氢裂化是炼油厂主要的耗氢工艺。加氢处理用于去除以硫为主的杂质，其耗氢量占炼油厂氢能需求总量的很大一部分。加氢裂化则是一种利用氢气将重质渣油升级为高价值石油产品的工艺流程。除了加氢处理和加氢裂化，炼油厂使用或生产的部分氢气并没有被经济地回收，而是作为混合废气的一部分作为燃料燃烧。在炼油工艺过程，氢气作为 CNR 工艺的副产物，在现场用于满足炼厂内部部分耗氢工艺需求。 6 在本报告中，合成碳氢燃料指通过氢气和二氧化碳的混合气经合成工艺的产品，而化石基合成燃料包含煤制油（CTL ）和煤制气（CTG ）产品。中国耦合CCUS制氢机遇第二章中国氢能工业展望 28 IE A . A ll r i g h t s r e s e r v e d . 在煤化工行业中，氢化反应是主要的耗氢工艺。虽然目前该行业在中国的燃料和石油衍生品（如烯烃、芳烃、乙二醇等）的生产中发挥重要作用，但预计在 2030 年以后，随着煤炭逐步淘汰，该行业的产量也将下降（中国氢能联盟，2020a）。由于对更严苛的成品油品质要求（即更低的硫含量），预计石油精炼中的氢气需求在未来十年将略有增长。2030 年后，由于能源效率的不断提高和交通运输部门替代能源渗透率提升，石油精炼工艺的氢气需求预计将大幅下降。总体而言，预计到 2030 年，石油精炼行业的氢气需求将增长至 1000 万吨/ 年，随后在 2060 年下降至 300400 万吨 /年（IEA, 2021a；中国氢能联盟，2020a）。钢铁制造与其他工业如今，钢铁行业在其主要初级生产路线高炉- 碱性氧气炉（ Blast Furnace-Basic Oxygen Furnace, BF-BOF）工艺中，已经实现氢气与其他气体混合气的副产气生产（焦炉煤气）。其中，部分焦炉煤气在生产过程中消耗，另一部分则分配到其他地方使用，例如用于合成甲醇或现场热电联产。钢铁行业的另一种主要生产路线是直接还原铁 -电弧炉直接还原（D irect Reduction of Iron-Electric Arc Furnace, DRI-EAF）路线，使用氢气和一氧化碳的混合物作为还原剂，有助于从铁矿石分子中分离氧原子。氢气在上述两种主要生产路线中可以取代一氧化碳作为还原剂，进而有效减少碳排放。使用 100可再生能源电解水制氢的 DRI的氢冶金技术，目前处于原型开发阶段（技术成熟度，Technology Readiness L evel，简称 TRL, TRL 6），当前，全球正在努力开发与测试氢冶金相关技术，预计最早到 2026 年实现工业规模生产。此外，低排放氢可以整合到现有的基于天然气和煤制氢的冶金工艺中，以降低总体碳强度。无论是在 BF-BOF 工艺中部分使用氢气与煤制焦炉煤气混合气，还是在 DRI-EAF 工艺中使用天然气- 氢气混合气，均处于准商业化示范阶段（ TRL 7）。近两年来，国内钢铁的企业如宝武钢铁集团、河北钢铁集团等先后签署框架协议，开展氢冶金示范项目。然而，氢的使用会大幅增加钢铁制造的成本。例如，使用 100电解水制氢的 DRI-EAF 工艺成本可能比基于天然气的同类工艺路线高 2070，具体取决于天然气和电力成本。只有当电价低于 20 美元 /MWh（135 元/MWh ）时，氢冶金工艺路线才具有成本竞争力。在中国，部分地区可以通过使用当地的低成本可再生资源，满足上述电价成本要求，但在全国各地实现以上成本目标具有一定挑战性（IEA, 2020b）。目前正在探索的其他低排放钢铁生产工艺中，CCUS 技术处于更成熟的发展阶段。使用 CCUS 技术的 DRI 项目已经投入商业化运营（TR L 9），使用 CCUS 技术的中国耦合CCUS制氢机遇第二章中国氢能工业展望 29 IE A . A ll r i g h t s r e s e r v e d . 熔炼还原工艺也处于商业示范阶段（TRL 7）。在当前的能源价格背景下，CCUS 技术路线通常比氢基 DRI 成本降低 1050 （ IEA, 2020b）。氢能源还可以替代煤炭和天然气作为低排放燃料，为水泥、钢铁、化工和石油精炼等行业提供高品位热。氢能源是为数不多能以低排放方式提供高温热量的燃料之一，但锅炉和炉膛须进行改造以支持氢气燃烧的特殊燃烧器。根据 IEA 承诺目标情景，到 2060 年，作为钢铁生产原料和工业供热燃料的氢气使用量将增至 2000 万吨（ IEA， 2021a），该估值仅为中国氢能联盟预测的该领域需求潜力的 50左右，后者预期作为高热燃料的氢气需求量为 2000 万吨/ 年，作为钢铁制造业原料的氢气需求量为 1500 万吨 /年 7 。氢能在交通领域的应用到 2060 年， IEA 承诺目标情景和中国氢能联盟的分析都表明，交通运输业对于氢能需求量的增长贡献最大。长期以来中国大力支持 FCEVs 的发展，但直到 2016 年 FCEVs 的保有量才开始明显增加，并在 2019 年达到历史最大增幅。根据中国氢能联盟的数据显示，截至 2020 年底，中国已经部署了超过 7700 辆 FCEVs，主要是公交车和卡车，这使中国成为全球最大的 FCEVs 市场国（中国氢能联盟 , 2020a）。鉴于中国汽车市场的规模及其燃料需求量，交通运输行业在未来可能迅速成为氢能的最大需求领域。然而，氢能在交通领域的实际应用情况将取决于许诸多因素，比如汽车的整体销售趋势、氢能 FCEVs 销售价格以及与电动汽车价格的对比、加氢基础设施建设、氢燃料生产成本以及配套支持政策。迄今为止，中国电动汽车产业的发展已经抢占先机，是世界上最大的轻型电动汽车销售市场。 7 与IEA 承诺目标情景相比，中国氢能联盟预测氢气将更多利用于现场供热，部分原因是中国氢能联盟模型涵盖了更广泛的氢气现场用于工业生产的情况，比如钢铁生产中的焦炉煤气、氯碱电解等，而上述情况不包括在 IEA 承诺目标情景设定的情景中。中国耦合CCUS制氢机遇第二章中国氢能工业展望 30 IE A . A ll r i g h t s r e s e r v e d . 20152020 年中国 FCEVs 的发展趋势 IEA. CC BY 4.0. 来源中国氢能联盟（2020a），中国氢能源及燃料电池产业发展报告 2020。 IEA 承诺目标情景认为， FCEVs 在低碳交通中发挥着引领作用，到 2060 年，道路运输氢气需求量将增至 2400 万吨/ 年（ IEA, 2021a），这一数字仅少许超过中国氢能联盟预测道路运输潜力评估结果的一半，后者认为届时全国燃料电池汽车氢气需求量将达到 4100万吨 /年。而挖掘这一需求潜力可能需要其他手段和特定技术支持，这在 IEA 承诺目标情景中并未考虑。根据中国氢能联盟的研究，FCEVs 的销售情况受限于目前燃料电池（约 800 美元/ 千瓦）和储氢瓶（约 120 美元/ 千瓦）的高成本，致使燃料电池卡车的价格比同类型汽油或柴油卡车高 34 倍（中国氢能联盟 , 2020a）。但随着生产规模化、技术工艺进步，燃料电池和储氢瓶等设备的成本有望在未来得到下降。其中储氢瓶的成本降幅略低，主要是由于原材料成本在总成本中所占的比例较高。因此，中国氢能联盟判断，FCEVs 成本的降低有利于保有量提升，将从 2020 年的不到 1 万辆增长到 2060 年的 7200 多万辆，其中客运 FCEVs 占总数的 85以上。另一关键的成本因素是燃料价格。对于使用汽柴油等传统燃料的重型和中型卡车，燃料费用约占总成本的 6070。根据中国氢能联盟的数据，目前氢气生产并配送到加氢站的成本约为 7 美元/kg H 2 ，即超过 50 元/kg H 2 （不包含加氢站成本）。但如果氢能行业实现规模化发展，氢能供应链总成本可能会迅速下降（中国氢能联盟, 2020a）。在航运方面，内陆和沿海运输可以通过动力电池或氢燃料电池技术实现运输行业的脱碳，但长途远洋船舶可能还需要如生物燃料、氢或零碳氨等其他替代燃料。目前燃料电池船舶的技术发展处于大规模原型阶段（TRL 7），落后于已经开始商业化运营的动力电池船舶（TRL 8-9 ）。到 2060 年，中国氢能联盟量化的航运部门 300 万吨 /年的氢能需求需要开发，以满足 IEA 承诺目标情景中广泛的能源系统脱碳目标（300 万吨 /年）（IEA，2021a ；中国氢能联盟，2020a）。 0 3 000 6 000 9 000 2015 2016 2017 2018 2019 2020 FCEV发展趋势销量存量 59 41 2020年 FCEV存量卡车公交车