“氫能熱”下的“冷思考”：謹防化石能源制氫形成的高碳鎖定效應

符冠云 郁聰 白泉

氫能有望成為未來我國能源體系的重要組成部分，巨大需求預期引發了強烈的市場關注，進而也使得“以何種方式來制取氫氣”的問題成為焦點。近期，傳統制氫領域的相關產業和企業表現活躍，制氫工藝路線呈現出“高碳化”的苗頭。筆者認為，我國氫能大規模發展必須立足于清潔制氫，而清潔制氫應在全生命周期內具有低能耗、低污染和低碳特點。在“氫能熱”的時候，需要從生態文明建設和落實能源革命戰略的高度進行“冷思考”，長遠且慎重地規劃和布局氫能產業，避免化石能源制氫產業“一擁而上”，造成新的環境問題，加重人民美好生活需要與不平衡不充分發展之間的矛盾，對經濟高質量發展產生不利影響。

一、氫能有望在能源革命進程中扮演重要角色

作為能源密度高（單位質量）、清潔、零碳、靈活的能源載體，氫能的應用場景非常廣闊。眾所周知，氫燃料電池汽車是氫能的重要下游應用領域，但這只是諸多應用領域中的一小部分。在工業領域，氫能可成為鋼鐵、合成氨等傳統工業行業深度脫碳的重要技術路徑，例如氫能煉鋼技術可以替代大量焦炭。在建筑領域，家用小型氫燃料電池設備通過熱電聯產，系統效率可達90%。除此之外，氫能還可以扮演儲能、跨能源品種耦合等角色，以電解水制氫技術為紐帶，通過“電—氫—儲—電”、“電—氫—氣”、“電—氫—車”等轉換，為整個能源系統帶來顛覆性變革。

氫能已得到全球一些國家和地區的廣泛關注。美國能源部提出“大規模融合氫能”的能源系統概念，德國、法國、韓國等國家陸續發布氫能發展計劃，日本提出建設“氫能社會”、將氫能上升為國家重大戰略之一，早在2017年12月就已出臺《氫能源基本戰略》，旨在全球率先實現“氫社會”，以實現低碳社會發展目標和尋求日本經濟新的增長點。韓國政府將氫能作為三大戰略投資重點之一，于2019年1月發布了“氫能經濟發展路線圖”，明確了面向2040年的氫能發展目標、戰略及重點任務。這些國家都已認識到氫能在未來能源系統乃至社會系統中的地位和作用，競相開始搶占產業鏈各個環節的技術制高點，力爭使本國在此輪氫能變革中占得先機。

2018年以來，在技術、資本、輿論等多方面因素助推之下，“沉寂多年”的氫能產業重新步入公眾視野。氫燃料電池汽車、家用氫燃料電池、移動式應急保障電源等領域涌現出的商業案例，極大地擴展了氫能產業未來發展的想象空間。根據中國氫能源及燃料電池產業創新戰略聯盟預測，2050年氫能在我國終端能源需求的比重將超過10%，氫氣需求量將超過1億噸。氫氣可以由煤炭、天然氣等化石能源制成，也可以由電解水來生產，還可以是石化、化工等工藝的副產品。未來我國巨大的氫氣需求預期，已形成一個新的“風口”，引發了相關行業、企業的強烈關注。

二、傳統能源行業企業紛紛向氫能拋出“橄欖枝”

在“氫能熱”的形勢下，不少煤炭企業對氫能表現出極大興趣，截至2019年3月，已有多家大型煤炭企業陸續宣布了氫發展規劃或項目。從目前情況看，多是瞄準氫下游產業，涉足加氫站、燃料電池等行業。但從長遠看，在氫能的下游市場打開后，這些煤炭企業將極有可能向上游產業環節延伸，將具有成本競爭性的煤制氫作為轉型發展新增長點。一些專家也提出了“煤制氫是我國氫能產業最大優勢”“煤制氫將擔綱氫能發展大任”“煤的最佳應用方式就是制氫”等觀點。

煤制氫具有原料充足、成本低廉、技術成熟、生產規模大等特點，現階段是最有市場競爭力的制氫技術路線。首先從技術本身來看，煤制氫只需要將煤炭轉化成合成氣，再將其中的氫氣組分離提純出來即可，技術比較簡單。其次從生產規模上看，煤制氫產能可達10萬立方米/小時，可以滿足大規模氫氣需求。第三，在經濟性方面，盡管煤制氫的投資成本較高，接近1.3萬元/立方米·小時，但折舊后，最終氫氣生產成本僅為0.7—1.2元/立方米，相比于天然氣制氫、甲醇制氫和電解水制氫，在現有煤炭價格體系下煤制氫的成本優勢非常明顯。

除了煤制氫以外，煤化工副產氫、電解水制氫也得到了市場的“追捧”。煤化工副產氫方面，焦炭、蘭炭等煤化工產品的生產過程會副產氫氣，以2018年我國焦炭和蘭炭產能推算，副產氫氣將超過800萬噸，而這些氫氣的利用方式比較粗放，直接燃燒甚至排空的現象非常普遍。如果單看副產氫，其相當于工業過程的副產品，無額外能耗、污染和排放，且價格低廉，僅需花費少量提純成本，最終氫氣成本在1.5元/立方米以內。因此，開發煤化工副產氫成為許多企業向氫能產業轉型的重要突破口。電解水制氫方面，由于電網峰谷差不斷拉大、波動性的可再生能源大量接入，電力系統對于儲能的需求也越來越強烈。電解水制氫具有迅速啟停的實時響應能力，且生產過程清潔無污染，也被視為清潔制氫的重要途徑。

三、來自化石能源制氫工藝的氫氣具有顯著的“三高”特點

我國正處于推進生態文明建設和能源革命的關鍵時期，需要同時解決資源節約、環境質量改善和應對氣候變化這三項艱巨任務。氫能在使用環節可以做到高效、清潔和低碳，具有在工業、建筑、交通等終端需求領域大規模應用的潛力空間。但是，為從根本上解決制約我國可持續發展的資源環境約束，還需要從全生命周期的視角來審視發展氫能經濟的能源和環境效益，將氫氣的生產和消費統籌考慮、系統評估。

煤制氫雖然技術成熟、成本低廉，但短期內難以實現清潔低碳。煤制氫生產過程需要消耗大量煤炭，并造成環境污染和碳排放。從當前技術水平看，生產1噸氫氣平均需要消耗煤炭約6—8噸，排放15—20噸左右的二氧化碳，此外還會產生大量高鹽廢水及工業廢渣。而目前碳捕捉與封存技術（CCS）、廢水廢渣綜合利用技術還不足以支持煤制氫大規模發展，短期內煤制氫的“三高”問題難以解決。可見，氫氣如果來自于煤炭，使用過程的清潔、低碳是以生產環節的“不清潔、不低碳”為代價的。以源于煤炭的氫氣來解決資源環境問題，其結果只能是污染和排放的空間轉移。

電解水制氫雖然在制氫環節清潔，但我國近70%的電力來自煤炭，用煤電來電解水制氫（后簡稱“煤電制氫”），“三高”問題將更為嚴重。從全生命周期角度測算，煤電制氫的能耗、碳排放比煤制氫更高。能效方面，生產1噸氫氣，電解水制氫需消耗5萬—6萬度電，“電—氫”系統能效約為65%—75%;但如果使用燃煤發電的電力制氫，“煤—電—氫”系統效率下降至30%以下。碳排放方面，煤電制氫生產1噸氫氣需要排放二氧化碳30噸甚至更高，是煤制氫的2—3倍。綜上所述，煤電制氫比傳統煤制氫更加耗能、更加污染，不應作為清潔制氫的技術選擇。

煤化工副產氫具有一定開發潛力，但副產出來的氫氣背負了間接“碳排放債”。煉焦等煤化工生產過程雖然會有氫氣作為副產品，但在副產氫氣的同時也不可避免的副產了大量一氧化碳（約占焦爐煤氣的30%—40%），最終這些一氧化碳要經過燃燒等方式轉化為二氧化碳。因此，煤化工副產氫與二氧化碳可謂同根同源，生產氫氣的同時帶來大量碳排放。而且，我國大部分傳統煤化工產品都已出現供大于求，如果政策上鼓勵開發煤化工副產氫，不排除企業“主副顛倒”、競相提高煤化工產品產量，造成更為嚴重的產能過剩問題。

四、如不重構化石能源制氫格局，氫能經濟將越發展、越耗能、越污染

從目前情況看，我國氫氣主要來自化石能源，氫源結構遠遠落后于發達國家、甚至全球平均水平。根據中國氫能標準化技術委員會提供數據，2016年我國氫氣產量約為2100萬噸，其中煤制氫占62%、天然氣占19%，電解水制氫僅占1%。而從全球平均水平看，氫氣48%來自天然氣、30%來自醇類重整、18%來自焦爐煤氣。在氫能強國日本，大多數氫源是從澳洲進口，本國氫氣產能中電解水制氫占63%、天然氣重整占8%、焦爐煤氣占6%。相比之下，我國氫氣主要來自煤炭，“清潔度”不夠。

不改變當前以煤為主的氫源結構，發展氫能實現我國能源綠色低碳轉型的方法無異于南轅北轍。按照巴黎協定規定的“本世紀中葉全球實現‘2℃溫升控制目標，甚至最新提出的‘1.5℃目標”，2050年我國碳排放總量需要控制在30億噸以內（目前是100多億噸），氫能將有望成為我國能源轉型和深度脫碳的重要途徑。但若依舊維持2016年我國氫源結構，2050年生產1億噸氫氣，需要消耗煤炭、天然氣等化石能源超過5億噸標準煤，排放二氧化碳接近12—18億噸，氫能產業反而會成為我國最大的耗能和碳排放領域，氫能經濟也將被戴上“三高”的帽子。

良好的生態環境是最公平的公共產品，是最普惠的民生福祉。氫能無論是作為燃料直接燃燒，還是通過燃料電池轉化成電力，都可以實現零污染、零排放，發展氫能可以在很大程度上解決環境污染問題。我國煤炭、煤電等資源大多分布于中西部相對欠發達地區，生態系統比較脆弱、環境承載能力有限。在以化石能源制氫為主的格局下，發展氫能就等于讓中西部地區以“三高”的化石能源制氫去支持發達地區清潔化、低碳化進程，造成“生產地污染、消費地清潔”，這將會進一步加劇區域間發展不公平現象。

五、清潔制氫有較好的資源潛力，但市場競爭力不足

經比較和篩選，筆者認為目前技術相對成熟的制氫工藝中，只有可再生能源電解水制氫和氯堿、丙烷脫氫等工業副產氫，屬于真正意義上的清潔氫氣。風電、水電等可再生能源本身沒有污染和碳排放，因此使用這些電力來電解水制氫，全生命周期都能實現綠色低碳;氯堿、丙烷脫氫等工藝過程，副產氫數量與工藝碳排放基本無關，也屬于清潔氫氣。

我國清潔氫氣資源非常可觀，可以支撐近中期氫能發展。可再生能源制氫方面，2017年我國“棄水、棄風、棄光”總量超過1000億千瓦時，如果全部用來電解水制氫，可生產清潔氫氣接近200萬噸。工業副產氫方面，氯堿工業生產1噸燒堿會副產280立方米左右氫氣，丙烷脫氫生產1噸丙烯會副產425立方米左右氫氣，再加上即將上馬的一批乙烷裂解項目，合計副產氫資源量超過100萬噸。可再生能源制氫和工業副產氫，二者合計能夠提供超過300萬噸的清潔氫氣，足以滿足近中期氫能發展需要。

然而，清潔氫氣的推廣面臨著市場競爭力不足這座“大山”。參考2018年各類制氫原料（能源）平均價格，筆者比較了不同制氫工藝的制氫成本。煤炭價格為550元/噸時，煤制氫成本為9—11元/公斤;天然氣價格為3.5元/立方米時，天然氣制氫成本為20—24元/公斤;甲醇價格為3000元/噸時，甲醇制氫成本為23—25元/公斤;電力價格為0.6元/kWh時，電解水制氫成本為40—50元/公斤。工業副產氫平均成本雖然只有12—18元/公斤，但下游用戶還需要將氫氣從相關企業運輸到本企業，需要支付儲運成本甚至比氫氣生產成本還高。例如上海某加氫站購買的氯堿廠副產氫，出廠價格僅為20元/公斤，但經過儲運抵達加氫站，最終價格已超過50元/公斤。可見，在當前價格水平之下，清潔氫氣不具備市場競爭力。

六、制定清潔制氫發展路線圖，促清潔制氫降成本、傳統制氫提質量

首先，應根據氫氣來源，為清潔制氫“正名”。以測算全生命周期的能耗、污染物排放和碳排放，定義“灰氫”“藍氫”和“綠氫”。根據筆者測算分析，沒有CCS裝置的煤制氫、天然氣制氫、甲醇制氫等傳統制氫工藝，應屬于“灰氫”范疇;傳統制氫工藝加上CCS裝置、煤化工副產氫等制氫工藝，可歸為“藍氫”范疇;可再生能源制氫、無工藝碳排放的工業副產氫等制氫工藝，可歸為“綠氫”范疇。制定清潔制氫發展路線圖，明確不同技術條件和時間階段的發展重點。近中期，應重點開發“綠氫”，在確保資源供應和氫氣需求相銜接條件下，優先利用工業副產氫，鼓勵在“棄電”現象嚴重且有氫氣需求地區建設制氫項目，實現清潔制氫、副產品高值化利用和提升可再生能源消納的“三贏”。鼓勵光解制氫、生物制氫等新技術的研發，為遠期清潔制氫發展做好技術儲備。

鼓勵體制機制和商業模式創新，為清潔制氫“降成本”，提高市場競爭力。以可再生能源電解水制氫為例，由于其具有迅速啟停、副產高純氧氣等特點，如果能與清潔能源消納、峰谷電價、電力需求側管理等政策機制相對接，可以實現“降成本”。按照年利用3000小時、平均工業用電價格0.6元/kWh計算，電解水制氫成本在4.5元/m3左右。如果能夠在電網波谷期間生產并享受0.3元/kWh左右的谷電價，制氫成本可下降至2.6元/m3左右。再將副產的高純度氧氣進行回收并銷售，按照醫用氧氣市場售價計算，制氫成本還能再下降0.5元/m3左右。最后核算成本可以下降到2.1元/m3，初步具備了與傳統制氫競爭的能力。再加上一些地區為提高可再生能源消納，出臺了更為優惠的電價、免容量費、調峰補償電價等政策，都將有利于成本的進一步降低。

以碳排放為約束條件，推動傳統制氫的環境成本內部化，實現低碳化、清潔化發展。當前，積極應對氣候變化已成為全球共識。為實現“到本世紀末確保實現2℃甚至1.5℃溫升控制目標”，碳排放將成為各國發展過程中必須面對的約束條件。如果將制氫項目納入碳排放交易體系，以每噸二氧化碳100元來計算，煤制氫成本將提高1.6—2元/公斤氫氣;而若實現零排放制氫，須采用CCS技術，煤制氫的成本將提高5—8元/公斤氫氣，相當于成本提高了50%以上。同樣，天然氣制氫和甲醇制氫要實現零碳制氫，其成本也將提升20%左右。由于工業副產氫和可再生能源電解水制氫不產生碳排放，碳約束不會對其成本產生影響，競爭力得到間接提升。

強化能源、環境和排放監管，引導傳統制氫項目高質量發展。現階段應避免傳統制氫項目盲目擴張，在污染物處理和CCS等脫碳技術取得市場化突破之前，不宜大規模部署煤制氫、煤電制氫等高碳制氫項目。應落實能源消費總量控制、煤炭消費總量控制等政策措施，從源頭上避免傳統制氫工藝的“一擁而上”。進一步強化能源和環境監管，完善相關領域污染物排放標準;強化環境執法，建立對違規企業的整改、處罰和跟蹤一體化監管機制，多管齊下倒逼傳統制氫工藝的清潔化、集約化、減量化轉型。鼓勵既有傳統制氫項目采取多聯產等模式，與鹽化工、廢棄物綜合利用等產業相對接，提升廢水、廢渣處理水平，實現資源綜合利用和循環利用的經濟效益。

注：

①電能到電能：用電網多余電力進行電解水制氫，氫氣再通過氫燃料電池發電。

②電能到燃氣：電解水制氫，氫氣直接摻入天然氣管網，或者合成甲烷混入天然氣管網。

③電能到燃料：電解水制氫，氫氣加注到車載儲氫容器，通過燃料電池驅動汽車。

（作者單位：中國宏觀經濟研究院能源所）