论坛 | 推动绿氢与高耗能行业耦合发展

来源：中国电力报 时间：2023-11-01 11:12

王冠宇 李建阳

　　核心提要

　　●发展可再生能源离网制氢，一方面是实现可再生能源消纳和长时储能的重要方式，另一方面通过绿电制绿氢、绿氧，能够推动高耗能工业实现原料和燃料的替代，实现碳减排。

　　●离网制氢耦合高耗能项目依赖于前端可再生能源出力，需要研究建立精准的“电—氢—用”综合能源管控系统，实现上下游的动态协调和优化控制，最大限度地利用可再生能源制取绿氢、绿氧。

　　我国制氢能力主要分布于氮肥、甲醇、现代煤化工（煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇）、炼油、焦化、氯碱等石化化工相关行业。氢气在我国石化化工行业主要用于合成氨、甲醇、现代煤化工等领域。

绿氢与高耗能行业耦合发展的必要性

　　一是符合碳达峰碳中和目标要求。国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》要求，工业领域要加快绿色低碳转型和高质量发展，力争率先实现碳达峰。在钢铁行业，要求促进钢铁行业结构优化和清洁能源替代，推广先进适用技术，探索开展氢冶金、二氧化碳捕集利用一体化等试点示范，推动低品位余热供暖发展；在石化化工行业，鼓励以电力、天然气等替代煤炭，调整原料结构，控制新增原料用煤，拓展富氢原料进口来源，推动石化化工原料轻质化。发展电解水制氢符合碳达峰碳中和战略要求，通过绿氢实现原料和燃料替代是高耗能行业碳减排的重要路径。

　　二是推动能源绿色低碳转型发展。《“十四五”可再生能源发展规划》要求开展规模化可再生能源制氢示范。在可再生能源发电成本低、氢能储输用产业发展条件较好的地区，推进可再生能源发电制氢产业化发展，打造规模化的绿氢生产基地。推进化工、煤矿、交通等重点领域绿氢替代。推广燃料电池在工矿区、港区、船舶、重点产业园区等示范应用，统筹推进绿氢终端供应设施和能力建设，提高交通领域绿氢使用比例。在可再生能源资源丰富、现代煤化工或石油化工产业基础好的地区，重点开展能源化工基地绿氢替代。积极探索氢气在冶金化工领域的替代应用，降低冶金化工领域化石能源消耗。发展可再生能源离网制氢，一方面是实现可再生能源消纳和长时储能的重要方式，另一方面通过绿电制绿氢、绿氧，能够推动高耗能行业实现原料和燃料的替代，实现碳减排。

　　三是促进高耗能行业低碳发展。富煤贫油少气的资源禀赋特点决定了我国以煤为主的工业发展特点。“双碳”目标下，推动高耗能行业的煤炭减量替代是实现碳减排的必由之路。《工业领域碳达峰实施方案》提出，要重点控制化石能源消费，有序推进钢铁、建材、石化化工、有色金属等行业煤炭减量替代，稳妥有序发展现代煤化工，促进煤炭分质分级高效清洁利用。推进氢能制储输运销用全链条发展。鼓励有条件的地区利用可再生能源制氢，优化煤化工、合成氨、甲醇等原料结构。到2030年，富氢碳循环高炉冶炼、氢基竖炉直接还原铁等技术取得突破应用，原燃料替代水平大幅提高，突破窑炉氢能煅烧等低碳技术。高耗能行业低碳发展的路径包括产业结构调整、节能提效、绿色制造、循环发展、新技术变革等，离网制氢耦合高耗能行业发展，以技术革新促进高耗能行业减碳去碳。

绿氢与高耗能行业耦合发展现状和前景

　　一是合成氨。我国是合成氨生产和消费大国，未来合成氨有望成为潜在的新型燃料。绿氢或者“煤+CCS”是我国零碳合成氨生产的重要技术路径。据IEA研究，通过有效利用风光资源，我国绿氢合成氨的成本可低至约每吨2870元，与煤制合成氨的约每吨2380元~2560元差距不大。绿氢的合成氨生产成本对绿氢成本的敏感性较高，而绿氢成本高度依赖于绿电价格。据相关研究机构分析，到2050年，若不考虑碳价，在电价低于每千瓦时0.13元时，绿氢合成氨的成本将低于煤制合成氨；若计入碳价，电价约为每千瓦时0.24元。从区域和产业分布看，我国西北、西南和东部沿海地区具备绿氢合成氨发展潜力。

　　二是甲醇。我国甲醇供需主要受消费侧影响，进出口对我国甲醇供需影响有限。绿氢或者“煤+CCS”是零碳甲醇生产的重要技术路径。与合成氨的情况类似，短期内，传统的“煤制甲醇+CCS”是短期内最具经济性的零碳生产路径。长期来看，随着绿氢成本降低，绿氢制甲醇具备经济性。据相关研究机构分析，到2050年，若考虑就地可再生电力制绿氢的情况，当电价低于每千瓦时0.14元时，绿氢制甲醇的经济性可以与“煤制氢+CCS制甲醇”的经济性相当。此外，新型的甲醇生产技术，例如液态阳光，也具备发展前景。从区域和产业分布看，我国西北和西南地区具备绿氢制甲醇发展潜力。

　　三是钢铁。氢冶金是钢铁行业绿色低碳转型的重要途径之一。氢冶金工艺目前主要包括高炉富氢炼铁新技术、氢基直接还原工艺、氢基熔融还原工艺、氢基等离子直接炼钢工艺等。近年来，全球钢铁工业都在积极开展氢冶金实践。欧洲、日本、韩国等国家和地区的钢铁企业均制定了包括氢冶金在内的低碳冶金技术路线图，并加快研发、试验和应用，寻求工艺技术突破以实现碳中和目标。日本、瑞典、奥地利、德国等国家相继开展了氢冶金项目。国内，宝武集团、河钢集团、建龙集团、鞍钢集团等钢铁企业也在积极布局氢冶金示范项目，主要工艺路线为富氢还原高炉炼铁和氢基竖炉直接还原。短期内氢气作为还原剂成本仍较高，按照当前的炼焦成本估算，钢铁产业用氢替代碳进行还原可接受的氢气成本为每千克7.28元，若不考虑碳价，对应绿电价格不超过每千瓦时0.1元。

　　四是水泥。我国是全球最大的水泥生产国和消费国，水泥生产过程约有35%的碳排放来自燃料燃烧。采用绿氢作为低碳燃料替代化石燃料是水泥行业实现碳减排的重要技术路径。水泥窑改烧氢需要大量改造现有水泥窑结构，并需有连续稳定的氢能供给，氢气火焰的热力学性质及其燃烧产生的水蒸气不利于直接加热，氢能在水泥行业中的利用仍处于技术研发和示范阶段。据相关研究机构分析，当绿氢价格低于每千克5.3元时，氢气制水泥的路径和固废燃料路径可以平价。

离网制氢与高耗能行业耦合发展建议

　　风电、光伏等可再生能源具有波动性和不确定性的特点，高耗能行业需要大规模、稳定的氢气供给。行业发展需要精确评估可再生能源出力特性与高耗能项目的用氢负荷特性，深入分析不同功率配比下系统的安全性和可靠性，科学规划和建设储电、储输氢系统，保障系统稳定运行。

　　区别于常规的高耗能项目，离网制氢耦合高耗能项目依赖于前端可再生能源出力，需要研究建立精准的“电—氢—用”综合能源管控系统，实现上下游的动态协调和优化控制，最大限度地利用可再生能源制取绿氢、绿氧。

　　离网制氢耦合高耗能行业发展在技术上和经济上都面临挑战，中长期发展可期。可再生能源电解水制绿氢技术上整体可行，但是经济性不及常规煤制氢。离网制氢耦合高耗能项目的全流程技术工艺、设备设施、材料、系统控制等方面相关技术、标准都需要深入研究；可再生能源发电制氢支持性电价政策、可再生能源制氢市场化机制等需要建立和完善。（作者单位：中国中煤能源集团有限公司）

　　责任编辑：江蓬新

　　校对：杨娜