中國儲(chu) 能網訊：國家發改委等六部門日前發布的《推動現代煤化工產(chan) 業(ye) 健康發展》提出，要推動現代煤化工產(chan) 業(ye) 高端化、多元化、低碳化發展，在資源稟賦和產(chan) 業(ye) 基礎較好的地區，推動現代煤化工與(yu) 可再生能源、綠氫等耦合創新發展。

當前，包括煤化工、煉油、合成氨、甲醇等在內(nei) 的化工行業(ye) ，均是用氫大戶。但由於(yu) 我國目前更多依賴化石能源製氫，即灰氫，生產(chan) 過程中產(chan) 生的碳排放量較大。因此，在業(ye) 內(nei) 看來，耦合綠氫是助力化工行業(ye) 深度脫碳的有效路徑。  

公開信息顯示，目前，包括中國石化、中煤集團等在內(nei) 的大型能源企業(ye) 均在布局相關(guan) 示範項目，探索通過電解水製綠氫、綠氫耦合化工，助力行業(ye) 低碳轉型。  

將灰氫升級為(wei) 綠氫

中國電動汽車百人會(hui) 氫能中心發布的《綠氫促進化工行業(ye) 低碳轉型》顯示，2020年，中國化工行業(ye) 的碳排放量約為(wei) 13.8億(yi) 噸，占全國碳排放總量的13.4%，其中直接排放9.18億(yi) 噸，電力排放4.6億(yi) 噸，在工業(ye) 領域的碳排放量僅(jin) 次於(yu) 冶金行業(ye) ，減碳壓力巨大。但傳(chuan) 統的減碳措施不足以實現化工行業(ye) 的淨零排放，在此背景下，可再生能源驅動的綠氫有望發揮重要作用。  

數據顯示，當前我國每年氫氣產(chan) 量約3340萬(wan) 噸，其中80%用於(yu) 石油煉化、合成氨、合成甲醇、現代煤化工等化工領域，而這部分氫氣主要通過煤炭、天然氣等原料製取，製取每公斤氫氣的碳排放強度約為(wei) 10—20公斤。  

大連化物所研究員王集傑對《中國能源報》記者表示：“以煤製甲醇為(wei) 例，目前我國甲醇的表觀消費量接近1億(yi) 噸，煤製甲醇的產(chan) 能有8000多萬(wan) 噸。煤本身碳多氫少，如果生產(chan) 甲醇，額外需要很多氫。現有煤化工工藝是先做煤氣化，再做水氣變換，用一氧化碳和水生產(chan) 二氧化碳和氫氣，生產(chan) 1噸甲醇大概要產(chan) 生2.6噸左右的二氧化碳。”  

“該路線有兩(liang) 個(ge) 明顯不足：一是二氧化碳排放強度偏大，二是煤炭的碳資源屬性沒有被利用好，因為(wei) 它以二氧化碳的形式排放到大氣中，並沒有進入甲醇。這就是現有煤化工技術的弊端。”王集傑說，“但如果能跟綠氫耦合，煤炭隻提供碳資源和少量的氫，更多的氫由綠電通過電解水製氫來提供。這樣不僅(jin) 可以把煤炭資源省下來，而且還可以減少二氧化碳排放。這是符合碳中和要求的煤化工發展的必經之路。”  

關(guan) 鍵在於(yu) 降低綠氫成本

據了解，當前多家大型能源企業(ye) 均有綠氫耦合化工的相關(guan) 項目布局。比如，中石化在新疆庫車的綠氫示範項目，用光伏發電，電解水製取綠氫後，用於(yu) 替代塔河煉化公司的天然氣製氫；中煤集團位於(yu) 鄂爾多斯的10萬(wan) 噸/年二氧化碳加綠氫製甲醇技術示範項目，規劃225兆瓦風電、400兆瓦光伏發電製綠氫，用於(yu) 下遊合成甲醇。  

不過，多位受訪者表示，目前綠氫的製取成本相對較高，並不具備經濟性。  

清華大學化工係副研究員唐城在接受《中國能源報》記者采訪時指出：“綠氫產(chan) 業(ye) 的發展趨勢是與(yu) 高耗能高排放工業(ye) 相結合，目前新疆、寧夏、內(nei) 蒙古等地已有多個(ge) 綠氫耦合煤化工、合成氨、煉化、氫冶金的技術示範項目開工。但目前電解水製氫成本仍然偏高，是化石能源製氫的3—5倍，且現有電解槽裝備對波動性光伏和風電的適應性較差，主要還是以市電為(wei) 主，並不是真正意義(yi) 上的綠氫。”  

王集傑表示：“整體(ti) 上看，在綠氫的成本構成中，電費占70%，設備投入、其他運行成本占30%。在西部風光資源較好的內(nei) 蒙古、甘肅、寧夏、青海、新疆一帶，光伏發電每度已經低於(yu) 2毛錢，風電略高一點。如果按1方氫耗5度電來算，製1方氫氣的整體(ti) 成本為(wei) 1.4元左右，而煤製氫的成本大概是每方0.6—0.8元。另外，由於(yu) 可再生能源發電存在間歇性，尚無法保證生產(chan) 的連續性。因此，現在一些項目會(hui) 使用部分市電讓電解槽盡量連續運行，這樣一來，成本就更高了，而且這也會(hui) 導致生產(chan) 出來的氫並不是真正意義(yi) 上的綠氫。”  

仍需技術和政策雙重發力

在受訪的專(zhuan) 家看來，在碳達峰碳中和目標背景下，綠氫耦合化工發展是必然趨勢，但若要大規模推廣，仍需在技術上多發力。  

“電解槽的技術亟需麵向產(chan) 業(ye) 痛點創新升級，如催化材料、極板、隔膜、密封、係統等，這從(cong) 根本上決(jue) 定了電解水製氫的安全性、綠色性和經濟性。”唐城指出。  

王集傑表示：“目前主流的堿液電解水製氫和PEM電解水製氫均存在不足。PEM電耗低、響應快，但成本高、規模小，堿液成本低、規模大，但能耗高、響應慢。若要推動綠氫整體(ti) 成本下降，一是要不斷降低綠電成本；二是要降低每方氫的能耗，提高效率；三是要提高電解槽的單槽規模。”  

與(yu) 此同時，綠氫耦合化工大規模發展也離不開政策支持。  

“從(cong) 政策上講，需要明確氫能定位、加強頂層設計，綠氫兼具能源和化學屬性，是支撐電力係統低碳化和用能終端電氣化的核心技術。在產(chan) 業(ye) 布局上，要避免單一化、同質化，既要打通氫能‘製-儲(chu) -運-用’全產(chan) 業(ye) 鏈，也要推進‘電-氫-化-熱’深度融合，提高綠氫的綜合利用效率、技術經濟性和減排降碳貢獻。”唐城指出。  

王集傑還建議：“目前我國的碳稅製度尚不健全，應有序推行覆蓋全領域的碳稅或碳交易。否則，綠氫做起來就沒有動力，單靠經濟性，目前肯定沒法跟傳(chuan) 統能源比。”（來源：中國儲(chu) 能網訊）