绿氢才是氢能发展终极目标？绿氢能否主宰市场

本文出自《中国石油和化工产业观察》杂志，记者：陈继军

从可持续发展的角度，人们把未回收利用所排放二氧化碳化石能源制氢的称为灰氢，配套了碳捕获与封存技术的化石能源制氢称为蓝氢，可再生能源电解水制氢称为绿氢，并认为绿氢才是氢能发展的方向和终极目标。

那么，绿氢能否成为氢能市场的主宰？带着这个问题，记者采访了相关院士专家。

资源丰富有基础

我国可再生能源资源丰富、获取条件较好，这为绿氢规模化可持续发展奠定了坚实物质基础和良好发展条件。众多院士专家这样表示。

清华大学教授、国际氢能协会副主席、中国首个国家973氢能项目首席科学家毛宗强告诉记者，在中国地图上，由黑龙江黑河到云南腾冲画一条直线。这就是著名的胡焕庸线。该线的左边区域占国土面积的56.2%，地貌以雪地、沙漠和雪域高原为主。其中，沙漠化地带面积达260万平方公里，主要分布于西北地区，是发展太阳能的首选地区。根据气象部门的跟踪监测，胡焕庸线左侧的不少地区有效光照时间超过1500小时/年，以目前的技术和建设成本推算，建设光伏电站直接成本仅0.1元/千瓦时。若用其电解水制氢，成本将低于煤制氢和天然气制氢。

隆基绿能科技股份有限公司董事长钟宝申说，中国2/3地区位于光照充足的干旱和半干旱地区，全国陆地太阳能理论储量为18600亿千瓦，只需利用3万平方公里荒漠土地建设光伏电站，所发电力就能满足全国用电需求；若将全国5%的荒漠面积用于建设光伏电站，就可满足全国的能源总需求。另外，按照电动汽车和燃油车驱动里程计算，日照充足的西部地区，1亩荒地上建设的光伏电站1年所发电量可顶替75吨石油。

国家发改委能源研究所所长王仲颖说，根据德国和丹麦的经验，每1800亩田间地埂可安装1台2.5兆瓦风机，照此推断，中国18亿亩耕地红线的田间地埂可累计安装25亿千瓦风机。另外，中国有约300个城市、2856个县、41568个乡镇、66328个村，按每村1台2.5兆瓦风机计算，仅在人口居住区风电装机总量就可达到16.58亿千瓦。这一规模已经是目前火力发电装机总量的1.6倍。

中科院院士周孝信介绍说，截至2019年底，我国可再生能源发电装机总容量7.94亿千瓦，占全国规模以上电厂总装机的39.5%；可再生能源发电总量2.04万亿千瓦时，占全国规模以上电厂总发电量的27.9%；非化石能源发电量2.43万亿千瓦时，占比33.1%。预计“十四五”末，我国可再生能源发电装机占比将接近50%，非化石能源发电量占比将达40%左右。

中国工程院院士、北京化工大学校长谭天伟给出的数据更令人振奋。他说，目前，中国陆上风能潜在利用总量超过50亿千瓦，太阳能可开发潜力为1.84万亿千瓦，仅此两项，就可顶替2000亿吨标准煤。

“根据规划，即便到了2030年，我国能源消费量也不会超过60亿吨标煤，表明我国绿氢乃至绿色零碳能源拥有无比巨大的开发潜力。”谭天伟说。

技术进步获支撑

据了解，我国多项新能源技术可以支撑绿氢发展。

隆基绿能科技股份有限公司董事长钟宝申说，我国光伏全产业链全球领先，在技术创新、质量标准、装备研发、工程建设运行方面均取得重大突破，是我国为数不多、可同步参与国际竞争并在产业化方面全面领先的优势产业之一。这些成就可以为绿氢低成本生产应用提供强有力的技术支撑。

毛宗强透露，中国碱性电解水制氢技术同样有这样的能力。其中，中国船舶重工集团公司第718研究所、天津市大陆制氢设备有限公司、苏州竞立制氢设备有限公司等领军企业，不仅拥有单台产氢量1000立方米/小时水电解制氢设备和技术，而且其工艺设备综合能耗低、产品纯度高。

中科院院士、“液态阳光”课题组首席科学家李灿则介绍说，采用其团队开发的镍基体上原子级分散的过渡金属电解水制氢催化剂建设的兰州新区示范项目，不仅实现了单槽1000标准立方米/小时以上规模制氢，而且能量转化效率超过82%、1标准立方米氢气电耗由传统电解水制氢的4.5～5.5千瓦时降至4.3千瓦时以下。

中科院院士、中科院副院长张涛透露的信息同样令人鼓舞。他说，质子交换膜水电解制氢被公认为水电解前沿技术。我国现已研制出具有一键式启动、远程控制、自动安全保护等功能的质子交换膜电解水系统，且完成单体250千瓦高压制氢模块的设计和验证工作，正在建设国内首个兆瓦级质子交换膜电解水制氢和兆瓦级氢燃料电池电站。在太阳能热电技术领域，我国建立了亚洲第一座兆瓦级太阳能塔式电站和国内首个兆瓦级槽式电站，并同步在北京延庆实现示范。

风能利用方面，中科院牵头构建了大型风电叶片一体化先进设计技术体系，完成了1.5～8兆瓦叶片工程设计，并实现批量化应用。同时，开发了高效、可靠、低成本兆瓦级风能热利用系统技术。

据了解，在储能领域，我国分别建成百千瓦级硝酸盐、氟化物熔盐、氯化物熔盐、氯化物/氟化物熔盐以及全球最大的50兆瓦风电场配套5兆瓦/10兆瓦全钒液流等储能示范项目。10月15日，采用李灿院士团队开发的高效电解水制氢与锌锆氧化物固溶体二氧化碳加氢制甲醇两项自主核心技术建设的全球首个千吨级液态阳光示范项目通过鉴定，使我国太阳能制液体燃料技术达到世界领先水平，实现了二氧化碳资源化利用，打通了制约氢能推广应用的储氢、运氢瓶颈，对加快绿氢产业化具有里程碑意义。

而据浙江吉利控股集团总工程师金先扬、上海博氢能源科技股份有限公司董事长沈建跃介绍，我国氢能应用方面的成绩同样骄人。其中，我国已掌握作为氢燃料汽车核心单元的氢燃料电池电堆技术。目前，采用国内首套自主知识产权的金属板氢燃料电池电堆自动化生产线生产的电堆已经下线，并在安徽安凯汽车股份有限公司、中国中车集团有限公司、广西申龙汽车有限公司、北汽福田汽车股份有限公司等燃料电池汽车上得到应用；用作高温甲醇燃料电池核心组件的高温电解质膜、电极涂布、电池膜电极已完成中试；自主开发的高温甲醇燃料电池集成动力电源乘用车已经累计运行8000千米，百千米运行费用不超过30元；上海博氢能源科技股份有限公司正在建设的车载甲醇重整燃料电池车生产线“十四五”将实现量产；浙江吉利控股集团开发的甲醇燃料车自2005年在国内外运行以来，不仅充分验证了甲醇汽车的安全环保性、可靠稳定性和经济性，最新款汽车甚至完全满足了国Ⅵ排放要求和污染物排放不超过2.5毫克/千米的美国加州最苛刻环保要求；采用西部地区廉价光伏发电和二氧化碳加氢先进技术制得的甲醇，完全成本最低可降至1850元/吨，足以与煤/天然气制甲醇竞争。

碳减排成动力

9月22日，习近平主席在第75届联合国大会一般性辩论发言时表示，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，使二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

王仲颖指出，所谓碳中和，就是整个社会经济活动排放的二氧化碳全部被植物吸收或消纳。根据多种模型推导，我国国土范围内的植被，每年所能吸纳的二氧化碳只有10亿吨。而中国目前二氧化碳排放量为90亿吨以上。若不根本改变化石能源为主的能源供给与消费结构，即便穷尽节能减排手段和技术，中国二氧化碳排放量依然会增长。在这种情况下，大力发展绿氢也是碳中和的战略选择。

一位不愿透露姓名的专家表示，我国的碳税方案早已完成设计，经过了数轮讨论、修改和完善，“十四五”期间出台的概率很大。一旦实施，即便每吨二氧化碳只征收20元碳税，对排碳企业也会形成较大压力，倒逼企业节能减排，主动开发利用可再生能源。

钟宝申的预测更加具体：未来3～5年，煤电将不再具有价格竞争力，可再生能源将逐渐成为市场主导。

“目前90%以上的氢气是通过化石能源转换获得的，一旦可再生能源使用侧电价低于0.2元/千瓦时，可再生能源电解水制氢成本就可与煤制氢抗衡。若算上碳税或碳权交易费用，则优于煤制氢。届时，绿氢推广应用将成必然，在整个氢能市场的份额也将持续大幅提升。”李灿表示。

化工作用不可少

专家介绍，虽然部分化工产品有一定的固碳作用，但从产品的全生命周期看，所有能源化工产品都是排碳的。跟踪研究发现，煤直接制油、煤间接制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制合成氨、煤制甲醇、原油炼制等行业的二氧化碳排放强度依次为5.56吨/吨、6.86吨/吨、4.8吨/千立方米、10.52吨/吨、5.6吨/吨、1.3吨/吨、0.88吨/吨和0.23吨/吨。2019年，仅上述领域合计排放的二氧化碳就达4.3亿吨。若算上其他子行业，整个能源化工领域的二氧化碳排放量超过5亿吨，是仅次于火电、建材、钢铁/焦炭的第四大排碳行业。

根据中国氢能源及燃料电池产业创新联盟公布的数据，我国煤制氢、天然气制氢、石油制氢、工业副产氢、电解水制氢规模分别为1000万吨/年、300万吨/年、300万吨/年、800万吨/年和100万吨/年。以上所得氢气一半以上用于合成氨、甲醇、炼油、煤化工等石化行业。2019年，仅我国甲醇、炼油、合成氨三大行业耗氢量就分别达到676万吨、978万吨和1003万吨。

“能源化工行业排碳多、用氢量大的特性，决定了排碳政策趋严和绿氢成本的下降与普及对其将产生深远影响。”李灿对记者说。

以甲醇行业为例。2019年，我国甲醇产量6216万吨。按生产1吨甲醇排放0.88吨二氧化碳计算，该行业全年排放二氧化碳5470万吨，假设碳税及获取碳排放权的综合费用为30元/吨，则行业仅排碳成本就将增加16.4亿元。同样的道理，2019年，我国原油加工量6.52亿吨，按加工1吨原油排放0.23吨二氧化碳计算，全年炼油行业二氧化碳排放量1.5亿吨，仍按上述碳税及获取碳排放权综合费用计，则炼油行业将增加成本45亿元。

在碳排放政策从严推动下，可再生能源技术进步和推广应用必然提速，成本会持续下降。根据测算，当电价0.2元/千瓦时，电解水制氢可与煤制氢竞争。若3～5年内可再生能源电价降至0.2元/千瓦时甚至更低，且规模足够大，能源化工行业不仅可获得低成本绿氢，还将大幅减少二氧化碳排放，走出一条绿色可持续发展的崭新路径。甚至可能开发出更多以二氧化碳为原料的新工艺、新技术，诞生一个环境友好的生物质零碳化工行业。

事实上，这一天的到来已经为期不远。

张涛介绍，在二氧化碳催化加氢制甲醇/低碳烯烃方面，我国科学家开发的ZnZrO固溶体氧化物/Zn改性SAPO分子筛串联催化剂可使烃类中低碳烯烃的选择性达到80%～90%。二氧化碳加氢制芳烃、二氧化碳加氢制线性α-烯烃、二氧化碳加氢制液体燃料等技术均取得重大突破，有些已完成中试，即将工业化应用；有的正在进行中试，一旦成功并实现工业化推广应用，将形成一个以二氧化碳为原料的全新碳化学产业。

谭天伟介绍说，日本和澳大利亚科学家通过化石能源与可再生能源耦合，将煤/石油/天然气重整气化制得的氢气，直接用于氢燃料电池/供热/发电；副产的二氧化碳则与可再生能源发电-电解水制氢反应生成有机氢化物甲基环己烷，既可作为化学品使用，也可作为高载氢物质储氢。尤其二氧化碳加氢反应制取甲酸、甲酸再生物法反应获得40%左右高品质航油的前景十分广阔。

中科院院士、上海交通大学常务副校长丁奎岭透露说，他的团队开发的二氧化碳加氢反应生产二甲基甲酰胺新工艺，以二氧化碳为原料，采用金属钌作催化剂，在80～140摄氏度下反应，生产1吨产品只需0.62克催化剂，且催化剂可反复循环使用。相比传统的一氧化碳一步法工艺，新工艺不仅实现了二氧化碳的资源化利用、无固废排放、反应介质中无一氧化碳等有毒气体，而且经济效益、社会效益和竞争力均显著提升。

目前，新工艺1000吨/年中试装置已经运行1500小时，完成了5万吨/年和10万吨/年工艺包编制。经测算，10万吨/年二甲基甲酰胺项目采用新工艺投资约4.1亿元，投资回收期仅（税前）5.31年，年消耗二氧化碳达6万吨。

周孝信向记者勾勒出这样一条产业链：绿氢不仅可以直接用于气轮机发电，还可掺混到天然气管道中输送并被下游用户应用，或者作为氢燃料电池的原料应用于能源交通领域，或者与二氧化碳合成人造天然气、甲醇，继而生产烯烃、芳烃等几十上百种甲醇衍生品，所需的二氧化碳可通过煤化工、石油化工副产物获取或从电厂烟气中捕集，从而实现传统能源化工与可再生能源化工的耦合互补，大幅减少二氧化碳排放。当可再生能源化工与化石能源化工规模相当时，基本实现碳中和，并当可再生能源规模超过传统能源规模时，帮助人类社会步入零碳甚至负碳时代。届时，可再生能源将成为能源市场的主宰，绿氢也将成为氢能市场的主宰。

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文章来源：《中国石油和化工产业观察》杂志

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