绿氢替代将引领工业脱碳之路

中国石化新疆库车绿氢示范项目

 

国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、生态环境部四部门近日联合印发《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》。该文件提出，支持制氢、用氢降碳，鼓励企业大力发展可再生能源制氢，支持建设绿氢炼化示范工程，推进绿氢替代。

通过绿氢替代，推动炼化等工业领域脱碳，促进可再生能源消纳利用，被普遍视为实现“双碳”目标的重要路径。中国工程院院士衣宝廉指出，要实现碳达峰碳中和目标，必须大力发展可再生能源，利用可再生能源电解水制备绿氢，从而实现储能和可再生能源的再分配，并促进如交通、冶金、建筑等难以脱碳的领域脱碳。

电氢耦合发展优势明显

作为应用广泛的零碳绿色能源，发展绿氢在当前已成为共识。在华北电力大学教授刘建国看来，绿氢的主要优点是在电解水过程中，电消耗量来自可再生能源，与传统化石燃料制氢相比，在碳减排方面具有显著优势。因此，发展可再生能源制氢是推动交通、化工或钢铁等碳减排难度较大行业脱碳的重要解决方案。

“绿电可通过绿氢实现储存、运输，从而实现氢电耦合，促进可再生能源消纳。”刘建国表示，“双碳”目标下，绿氢在电力系统具有其它能源产品无法替代的独特作用。他认为，可再生能源电制氢是未来氢能发展的主要方向，将应用于新型电力系统“源、网、荷”各环节，呈现电氢耦合发展态势。

氢能与电能耦合形成“电氢能源体系”，是能源转型与发展的重要趋势。中国工程院院士、中国电力建设集团有限公司首席科学家张宗亮认为，“电—氢”耦合提高新能源利用率，氢作为柔性负荷，具备宽波动可调节性，可大幅降低一体化基地的新能源弃电率，提高新能源整体利用率。与传统的一体化基地新能源弃电率控制在10%以内相比，加入制氢负荷后，可将新能源弃电率控制在5%以内。

由于拥有多重优势，近年来，绿氢在全世界范围内发展不断加快。中国科学院大连化学物理研究所研究员邵志刚指出，从全球来看，截至2022年，产业链目前共有228个氢气项目。其中，已宣布的17个规模可再生能源制氢项目超过1吉瓦，低碳氢年产量超过20万吨。他强调，“能源变革需要氢能，氢能是实现能源低碳化的核心技术之一”。

在国内，绿氢发展势头也同样迅猛。由中国产业发展促进会氢能分会编写的《国际氢能技术与产业发展研究报告2023》（以下简称《报告》）指出，截至2022年，全国已建成和规划可再生能源制氢产能达410万吨/年，2022年全年电解水制氢项目超过50个。预计到2030年，我国可再生能源制氢新建投资规模将达到3750亿元，绿氢产能接近副产氢。

氨氢融合促进深度脱碳

氢能有着广阔的应用场景。目前，氢在燃料电池汽车、热电联产、氢冶金、绿氢化工、绿色建筑等领域的应用都已取得较大突破。例如，在绿氢化工领域，利用氢气加成二氧化碳制备甲醇，可以实现二氧化碳的循环利用；在氢冶金领域，富氢高炉、氢气竖炉等绿色冶金技术也进入示范应用阶段。未来，氢能将助力交通、建筑、工业等领域深度脱碳。

刘建国认为，氢能的应用领域和场景具有多样性，除了用作燃料，还可作为原料应用于多个领域进行深度脱碳，主要包括工业原料、工业供热、交通运输、住宅取暖、发电等。他建议，深化氢能应用，利用不同地区的风光等资源，积极开展绿氢示范工作，推进绿色化工、绿色钢铁、绿色交通、绿色航运等多场景规模化应用。

其中，由绿电制取绿氢，再由绿氢制取绿氨的方式，正在从绿氢的众多应用场景中脱颖而出。“氨氢融合能源体系将助力氢能发展。”刘建国指出，绿氨既可以作为储氢介质，同时也是相对廉价的零碳燃料。在他看来，作为解决氢气储运和应用的有效技术路线，氨氢能源体系的建立，对氢能发展具有重大意义。

张宗亮认为，可再生能源制取的绿氢、绿氨能够实现工业领域化石能源替代，帮助冶金技术进步，降低建筑、交通领域碳排放。在“双碳”目标下，为安全高效消纳大规模可再生能源，构建新型电力系统需要充足的灵活性资源，以氢为基础的绿氢、绿氨、绿甲醇，是辅助构建高灵活性新型电力系统的有效途径。

据中国产业发展促进会氢能分会统计，我国2022年合成氨产量约为6000万吨、合成甲醇产量约8100万吨，其氢气需求量分别达到约1059万吨、1012万吨，绿氢替代潜力巨大。其中，风光一体化绿氢合成氨项目市场关注度最高。从项目分布区域来看，主要集中在可再生资源丰富的“三北地区”。其中，内蒙古自治区锡林郭勒盟多伦县风光储氢制绿氨项目规模达到60万吨。

制氢技术进步成为关键

当前，包括蓝氢和绿氢在内的“低碳制氢”取代传统能源制氢的速度正在加快。据中国产业发展促进会氢能分会预测，到2025年，我国氢气的年需求量将达到4058万吨，到2030年，我国氢气的年需求量将达到4910万吨。届时电解水制氢供应量约为1100万吨/年，相当于75吉瓦~100吉瓦电解水制氢的容量。

随着绿氢替代需求的加快，制氢技术进步的重要性正在显现。刘建国表示，电解水制氢技术亟须进步。要发展大规模、高效率、低成本、负荷可调范围广的电解水制氢技术。从材料、性能、效率和成本来看，碱性电解水制氢（ALK）和质子交换膜制氢（PEM）两种主流电解水技术都有自身的优势和局限。

刘建国指出，虽然ALK技术成熟、成本较低，但可调节范围小，响应时间慢。在特定的应用场景中，PEM的响应速度快、可调范围广等优势日渐明显，国内外许多新建项目已经开始选用PEM电解槽。

据了解，国外的PEM技术起步较早，已经开始进行商业化推广。目前，国际领先水平的PEM电解槽直流电耗小于3.9千瓦时/标方，单槽产氢量达到500标方/时。在各国PEM电解槽设备厂商中，美国普顿、美国康明斯、德国西门子等公司有明显的技术领先优势，且均已推出可用于可再生能源制氢储能的兆瓦级产品。

《报告》显示，现阶段，电解水制氢占全球氢气的产量不足1%，随着可再生能源发电规模的扩大和成本的下降以及不同路线电解水制氢技术水平逐渐提升，电解水制氢综合成本预计在10年内将下降50%以上，进而逐步替代化石能源制氢。