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煤制氫:“火熱”背后存隱憂 碳排放高尚未引起足夠重視

來源:中國能源報 2019-09-09 09:34中投投資咨詢網 A-A+

  “氫能這把火被點起來了!”在中國工程院院士彭蘇萍看來,從某種意義上說,這把火正是源自煤炭行業,“近10年,我國新建了一大批煤化工項目,隨著產能過剩問題凸顯,行業也逐漸提出下游制氫的發展思路。氫能開始與傳統能源高度融合,作為化石能源轉型過程中的一條產業鏈。”

  憑借富集原料、低廉成本及成熟技術,煤炭行業制氫獨具優勢,成為當前最有效的供氫主體之一。但同時,由于生產過程排放大量二氧化碳,煤制氫仍存在“致命”弱點,因此被視為不完全清潔的“灰氫”。相比可再生能源制備的“綠氫”,其經濟性雖占優勢,清潔化程度卻遠遜于前者。

  如何破解?近日在中國煤炭加工利用協會主辦的“首屆中國煤制氫與氫能產業大會”上,記者有機會對此展開采訪。

  現階段氫源結構“以煤為主”

  我國所用的氫氣,目前主要來自化石能源,氫源結構呈現“以煤為主”的特點。國家發改委能源研究所助理研究員符冠云表示,在全球范圍的氫源中,煤制氫比重平均占到18%左右,該數字在日本僅為6%,在我國大約62%。“根據現狀評估,煤制氫是最可靠、最廉價的氫氣供應方式。”

  就制氫潛力而言,彭蘇萍介紹,按照我國煤炭資源保有量1.95萬億噸計算,假設10%用于煤氣化制氫,氫能潛力約為243.8億噸。對比天然氣、電解水(按“三棄”電量來計)制氫潛力,后兩者分別估算為5.01億噸、179.82萬噸左右。而目前,在潛能遠未完全發揮的情況下,我國已經是世界第一大制氫國。據中國氫能聯盟統計,現有制氫產能約為2500萬噸/年。

  除了煤氣化直接制氫,若將煤焦化得到的工業副產氫也算在內,石油和化學工業規劃院能源化工處副總工程師韓紅梅表示,現有產能已能滿足氫源需求。“一個規模200萬噸/年的焦化廠,用5%的外送焦爐氣加工成氫能,就可滿足100輛出租車、300輛公交大巴、100輛物流車的供應。”

  從成本看,煤制氫同樣具備優勢。根據煤種不同,規模化煤制氫成本已可控制在0.8元/立方米上下,有項目甚至低到0.4-0.5元/立方米。相比至少2元/立方米的天然氣制氫,及成本更高的電解水制氫,前者經濟性突出。

  以年產10億標方氫氣的項目為例,航天長征化學工程股份有限公司市場開發部部長杜國強給記者算了一筆細賬:采用成熟的航天粉煤加壓氣化技術,基于煤價470元/噸、電價0.42元/度、新鮮水4元/噸的原材料價格,制氫成本僅為0.728元/立方米。

  碳排放高尚未引起足夠重視

  “氫風”襲來,巨大的市場潛力和發展前景吸引大型煤企紛紛加大對氫能板塊的投入。發現,相比前期專注于技術開發,不少煤企的關注點也在不斷擴大。

  兗礦集團水煤漿氣化及煤化工國家工程研究中心總工程師吳永國介紹,除了上游制氫,兗礦自主建設的首座加氫站于近期試運行,日加注能力可達500公斤。一個投資近4億元的新能源研發創新中心也已提上日程,未來將用于氫能技術中試放大及運營示范。

  潞安集團氫能產業領導組對外合作部部長胡卓林透露,以制氫為基礎,集團計劃布局氫氣儲存設施、加氫站、建設氫燃料電池生產線等延伸業務,形成上下游一體化聯合。其中,4-5座加氫站預計年內開工,電池生產線一期已完成可研和選址。

  “氫能產業呼聲高、發展熱,同時也要看到一個突出問題,煤炭作為高碳能源,煤制氫產生的溫室氣體排放量遠大于天然氣、可再生能源制氫,并未根本解決二氧化碳排放。但目前,提及和重視這一問題的地區、企業并不多。”彭蘇萍作出提醒。

  韓紅梅也指出,對比原料、成本優勢,煤制氫在碳減排方面的表現恰恰相反。“按照制備1公斤氫氣排放的二氧化碳量,我們劃分了4個不同檔,最低排放量小于5公斤、最高在25公斤左右。煤制氫只能在第三檔,單位碳排放量約為22公斤。”

  這一現象也引起符冠云的注意。他認為,如果說當前,氫能更多作為工業原料進行使用,未來氫將成為理想的二次能源,低碳清潔是其重要屬性。“在能源轉型的視角下,除了資源稟賦、經濟成本、能源效率,也要考慮氫源的環境效益。在全生命周期實現二氧化碳減排,是不可回避的問題。如何建立一個低碳、清潔的氫能供應體系,也是我們面臨的重要挑戰。”

  清潔化發展需結合減碳技術

  坐擁諸多優勢,煤制氫如何揚長避短?了解到,介于“灰氫”與“綠氫”之間,國際公認的另一類型是“藍氫”,即運用二氧化碳捕集、封存(下稱“CCS”)等技術,推動化石能源制氫實現碳中和。換言之,采用科學、合理的減碳技術,煤制氫才能真正走向清潔化。

  測算顯示,當前我國CCS技術成本約為350-400元/噸,到2030、2050年,成本有望控制在210元/噸、150元/噸。根據中國氫能聯盟研究,結合煤制氫路線單位氫氣生成二氧化碳的平均比例,加入CCS的制氫成本增至15.85元/公斤左右。

  結合上述條件,彭蘇萍指出,“煤制氫+CCS路線”的成本,目前與天然氣制氫相當。但就2025-2030年的中期發展來看,煤制氫只有配合CCS技術,才可成為有效供氫主體。進一步放眼2030-2050年,我國能源結構將從以化石能源為主,轉向以可再生能源為主的多元格局,低碳、低成本供氫體系隨之成型。屆時,可再生能源電解水制氫將成為主體氫源,“煤制氫+CCS”等其他路線,更多作為有效補充。

  在此基礎上,符冠云認為,煤制氫近期發展仍可立足存量,滿足大規模工業用氫需求。中長期來看,應按照“煤制氫+CCS路線”,并通過進一步技術開發,拓展二氧化碳利用渠道,降低成本、提升效率。

  此外,中國工程院院士倪維斗還提出,以煤氣化為龍頭的多聯產技術思路。煤企不一定直接制氫,也可通過煤氣化生成甲醇,再將其作為氫源進行輸送。“甲醇實際是很好的載氫體,可作為能源直接消費,也可進一步生成氫氣。除了減少碳排放,甲醇運輸比直接送氫更便捷,能協助解決氫能儲運難題,作為氫能經濟的基礎。”

關鍵詞:煤制氫
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