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耦合绿氢是助力化工行业深度脱碳的有效路径。
国家发改委等六部门日前发布的《推动现代煤化工产业健康发展》提出,要推动现代煤化工产业高端化、多元化、低碳化发展,在资源禀赋和产业基础较好的地区,推动现代煤化工与可再生能源、绿氢等耦合创新发展。
当前,包括煤化工、炼油、合成氨、甲醇等在内的化工行业,均是用氢大户。但由于我国目前更多依赖化石能源制氢,即灰氢,生产过程中产生的碳排放量较大。因此,在业内看来,耦合绿氢是助力化工行业深度脱碳的有效路径。
公开信息显示,目前,包括中国石化、中煤集团等在内的大型能源企业均在布局相关示范项目,探索通过电解水制绿氢、绿氢耦合化工,助力行业低碳转型。
将灰氢升级为绿氢
中国电动汽车百人会氢能中心发布的《绿氢促进化工行业低碳转型》显示,2020年,中国化工行业的碳排放量约为13.8亿吨,占全国碳排放总量的13.4%,其中直接排放9.18亿吨,电力排放4.6亿吨,在工业领域的碳排放量仅次于冶金行业,减碳压力巨大。但传统的减碳措施不足以实现化工行业的净零排放,在此背景下,可再生能源驱动的绿氢有望发挥重要作用。
数据显示,当前我国每年氢气产量约3340万吨,其中80%用于石油炼化、合成氨、合成甲醇、现代煤化工等化工领域,而这部分氢气主要通过煤炭、天然气等原料制取,制取每公斤氢气的碳排放强度约为10—20公斤。
大连化物所研究员王集杰对《中国能源报》记者表示:“以煤制甲醇为例,目前我国甲醇的表观消费量接近1亿吨,煤制甲醇的产能有8000多万吨。煤本身碳多氢少,如果生产甲醇,额外需要很多氢。现有煤化工工艺是先做煤气化,再做水气变换,用一氧化碳和水生产二氧化碳和氢气,生产1吨甲醇大概要产生2.6吨左右的二氧化碳。”
“该路线有两个明显不足:一是二氧化碳排放强度偏大,二是煤炭的碳资源属性没有被利用好,因为它以二氧化碳的形式排放到大气中,并没有进入甲醇。这就是现有煤化工技术的弊端。”王集杰说,“但如果能跟绿氢耦合,煤炭只提供碳资源和少量的氢,更多的氢由绿电通过电解水制氢来提供。这样不仅可以把煤炭资源省下来,而且还可以减少二氧化碳排放。这是符合碳中和要求的煤化工发展的必经之路。”
关键在于降低绿氢成本
据了解,当前多家大型能源企业均有绿氢耦合化工的相关项目布局。比如,中石化在新疆库车的绿氢示范项目,用光伏发电,电解水制取绿氢后,用于替代塔河炼化公司的天然气制氢;中煤集团位于鄂尔多斯的10万吨/年二氧化碳加绿氢制甲醇技术示范项目,规划225兆瓦风电、400兆瓦光伏发电制绿氢,用于下游合成甲醇。
不过,多位受访者表示,目前绿氢的制取成本相对较高,并不具备经济性。
清华大学化工系副研究员唐城在接受《中国能源报》记者采访时指出:“绿氢产业的发展趋势是与高耗能高排放工业相结合,目前新疆、宁夏、内蒙古等地已有多个绿氢耦合煤化工、合成氨、炼化、氢冶金的技术示范项目开工。但目前电解水制氢成本仍然偏高,是化石能源制氢的3—5倍,且现有电解槽装备对波动性光伏和风电的适应性较差,主要还是以市电为主,并不是真正意义上的绿氢。”
王集杰表示:“整体上看,在绿氢的成本构成中,电费占70%,设备投入、其他运行成本占30%。在西部风光资源较好的内蒙古、甘肃、宁夏、青海、新疆一带,光伏发电每度已经低于2毛钱,风电略高一点。如果按1方氢耗5度电来算,制1方氢气的整体成本为1.4元左右,而煤制氢的成本大概是每方0.6—0.8元。另外,由于可再生能源发电存在间歇性,尚无法保证生产的连续性。因此,现在一些项目会使用部分市电让电解槽尽量连续运行,这样一来,成本就更高了,而且这也会导致生产出来的氢并不是真正意义上的绿氢。”
仍需技术和政策双重发力
在受访的专家看来,在碳达峰碳中和目标背景下,绿氢耦合化工发展是必然趋势,但若要大规模推广,仍需在技术上多发力。
“电解槽的技术亟需面向产业痛点创新升级,如催化材料、极板、隔膜、密封、系统等,这从根本上决定了电解水制氢的安全性、绿色性和经济性。”唐城指出。
王集杰表示:“目前主流的碱液电解水制氢和PEM电解水制氢均存在不足。PEM电耗低、响应快,但成本高、规模小,碱液成本低、规模大,但能耗高、响应慢。若要推动绿氢整体成本下降,一是要不断降低绿电成本;二是要降低每方氢的能耗,提高效率;三是要提高电解槽的单槽规模。”
与此同时,绿氢耦合化工大规模发展也离不开政策支持。
“从政策上讲,需要明确氢能定位、加强顶层设计,绿氢兼具能源和化学属性,是支撑电力系统低碳化和用能终端电气化的核心技术。在产业布局上,要避免单一化、同质化,既要打通氢能‘制-储-运-用’全产业链,也要推进‘电-氢-化-热’深度融合,提高绿氢的综合利用效率、技术经济性和减排降碳贡献。”唐城指出。
王集杰还建议:“目前我国的碳税制度尚不健全,应有序推行覆盖全领域的碳税或碳交易。否则,绿氢做起来就没有动力,单靠经济性,目前肯定没法跟传统能源比。”
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