碳中和背景下工業副產氫氣能源化利用前景淺析

劉思明，石 樂

(1.石油和化學工業規劃院，北京市東城區，100013；2.航天長征化學工程股份有限公司，北京市大興區，101111)

0 引言

目前，全球主流氣候研究機構已經對全球溫室氣體控制目標達成共識，全球主要國家也均結合自身情況提出了碳中和發展的時間表。部分歐美國家早在2010 年前就已實現了碳達峰[1]，而我國仍處于經濟快速發展階段，二氧化碳排放量仍在持續上行中，未來碳減排任務艱巨。由于我國仍處于快速發展階段且碳排放基數龐大，現有的舉措還遠不足以實現巴黎協定的“2 ℃、1.5 ℃”乃至承諾的碳中和目標。根據國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中心的相關研究成果，按照碳排放現有的下降趨勢，若我國在減碳方面不采取更加積極的舉措，預計2050年碳排放與現狀相比將僅降低10%～20%，與碳中和目標相比還存在著較大差距。在這種情況下，若要在全球實現“2 ℃、1.5 ℃”的目標，除中國以外的其他國家必須減碳超過60%和95%甚至達到負排放，這對全世界來說將是幾乎不可能完成的任務。

氫能是世界新能源和可再生能源領域中正在積極開發的一種二次能源。氫氣在燃燒過程中不會產生二氧化碳、二氧化硫和煙塵等大氣污染物，同時與太陽能和風能相比，氫能又具有相對較強的可儲存性，因此氫能被看作是未來最理想的清潔能源之一[2]。從實現我國碳中和戰略目標來看，在降低高碳能源使用的前提下，在終端應用方面氫能源將發揮著重要的作用。隨著氫能制備、儲運和燃料電池等技術的日漸成熟，氫能戰略將成為未來全球能源戰略的重要組成部分。

目前，我國在燃料電池汽車領域開展了氫能應用示范，受燃料電池和氫氣成本的影響，氫能應用成本明顯高于傳統能源。本文重點研究了我國氫能的供給問題，旨在通過分析工業副產氫來源和競爭力，對依托工業副產氫發展氫能源產業的前景進行分析。

1 氫能產業發展現狀

目前，我國共有20多個省市陸續出臺氫能發展相關政策，主要包括支持制氫、儲氫、運氫、加氫、關鍵材料、整車等氫能產業鏈條技術研發，加大財政補貼及科研經費投入，加快加氫站等基礎設施建設[3]，推進公交車、重卡車、物流車等示范運營。根據石油和化學工業規劃院統計，截至2020年底，我國燃料電池技術耐久性達到約4 000 h、功率密度約4 kW/L，全國已建成加氫站61座，在建70余座，氫燃料電池汽車累計保有量7 000輛以上，規模位居國際前列，在珠三角、長三角和京津冀等地區初步形成一定示范規模。

雖然目前我國并未發布有關氫能源產業方面的規劃，但在《新能源汽車產業發展規劃(2021-2035)》中已經明確提出，將大力發展氫燃料電池汽車產業，預計在未來的10～15 a中，將會在交通領域取得提高氫燃料制儲運經濟性[4]、推進加氫基礎設施建設等方面的突破。其中，明確指出將因地制宜開展工業副產氫及可再生能源制氫技術方面的應用，加快推進先進適用的儲氫材料產業化。財政部同步出臺了“以獎代補”的資金支持政策，開展全國氫能源示范城市的遴選，對試點城市給予獎勵，由地方統籌用于支持新技術產業化攻關、人才引進、團隊建設以及新技術在燃料電池汽車上的示范應用。隨著“十四五”我國碳中和戰略的深入實施，我國氫能源產業示范將有望加速推進。

2 工業副產氫將在氫能源產業導入期發揮重要的作用

當前我國氫氣生產主要在石化、化工、焦化行業，作為中間原料生產多種化工產品，少量作為工業燃料使用[5]。在氫能產業發展初期，依托現有氫氣產能提供便捷廉價的氫源，支持氫能中下游產業發展、降低氫能產業起步難度具有積極意義。工業副產氫氣是指現有工業在生產目標產品的過程中生成的氫氣，目前主要形式有燒堿(氫氧化鈉)行業副產氫氣、鋼鐵高爐煤氣可分離回收副產氫氣、焦炭生產過程中的焦爐煤氣可分離回收氫氣、石化工業中的乙烯和丙烯生產裝置可回收氫氣。

根據石油和化學工業規劃院統計，從目前氫氣的生產原料構成來看，我國氫氣來源，一是主要以煤為主，產能為2 388萬t/a，氫源占比為58.9%；二是高溫焦化和中低溫焦化(蘭炭、半焦)副產煤氣中的氫，產能為811萬t/a，氫源占比為20.0%；三是天然氣制氫和煉廠干氣制氫，產能為662.5萬t/a，氫源占比為16.3%；四是甲醇制氫、燒堿電解副產氫、輕質烷烴制烯烴副產尾氣含氫等，產能為195.5萬t/a，氫源占比為4.8%。

氫能的終端使用價格由氫氣制備、提純、儲存、運輸、加注和終端應用等環節構成，其中如何獲得價格低廉的氫氣、以經濟安全的方式儲運、終端使用規模化以及低成本制造，是決定氫能源產業應用規模提升的關鍵。

2.1 焦化副產氫

焦爐氣是混合物，隨著煉焦配比和工藝操作條件的不同，其組成也會有所變化，焦爐氣的主要成分為H2(55%～67%)和CH4(19%～27%)，其余為少量的CO(5%～8%)、CO2(1.5%～3%)、C2以上不飽和烴、氧氣、氮氣，以及微量苯、焦油、萘、H2S和有機硫等雜質。通常情況下，焦爐氣中的H2含量在55%以上，可以直接凈化、分離、提純得到氫氣，也可以將焦爐氣中的CH4進行轉化、變換再進行提氫，可以最大量地獲得氫氣產品。按照焦化生產技術水平，扣除燃料自用后，每噸焦炭可用于制氫的焦爐煤氣量約為200 m3，焦爐煤氣中的氫氣含量約為56%～59%。

以焦爐氣為原料制取氫氣的過程中廣泛采用變壓吸附技術(PSA)。小規模的焦爐氣制氫一般采用PSA技術，只能提取焦爐氣中的H2，解吸氣返回回收后做燃料再利用；大規模的焦爐氣制氫通常將深冷分離法和PSA法結合使用，先用深冷法分離出LNG，再經過變壓吸附提取H2。通過PSA裝置回收的氫含有微量的O2，經過脫氧、脫水處理后可得到99.999%的高純H2。

我國作為焦化產業大國，焦爐氣是重要的能源和化工原料，充分挖掘焦爐氣產能，實現利用方式清潔化、產品高附加值化，是該行業重點關注的方向之一。我國每年可供綜合利用的焦爐氣量約為900億Nm3，由于近年來環保要求趨嚴，目前大部分焦炭裝置副產的焦爐氣下游都配套了綜合利用裝置，將焦爐氣深加工制成天然氣、合成氨、氫氣以及聯產甲醇合成氨等。但由于氫氣儲運困難，其下游市場局限性較大，目前焦爐氣制氫在其下游應用中所占比例較小。

目前，焦爐氣直接提氫項目投資較低，比直接使用天然氣和煤炭制氫等方式在成本上更具優勢，是大規模、高效、低成本生產廉價氫氣的有效途徑，在我國具備良好的發展條件。同時，焦化產能分布廣泛，在山西、河北、內蒙、陜西等省份可以實現近距離點對點氫氣供應。

采用焦爐氣轉化制氫的方式雖然增加了焦爐氣凈化過程，增加了能耗、碳排放和成本，但氫產量大幅提升，且焦爐氣成本遠低于天然氣價格，相較于天然氣制氫仍具有成本優勢。未來隨著氫能產業迅速發展，氫氣儲存和運輸環節成本下降，焦爐氣制氫將具有更好的發展前景。以200萬t大型焦化廠為例，可綜合利用焦爐氣規模為4.6億Nm3/a，直接提氫和轉化制氫的對比見表1。

表1 直接提氫和轉化制氫的對比

焦爐氣制氫成本測算見表2。

表2 焦爐氣制氫成本測算 元/Nm3

2.2 氯堿副產氫

氯堿廠以食鹽水為原料，采用離子膜或石棉隔膜電解槽生產燒堿和氯氣，同時可以得到副產品氫氣。電解直接產生的H2純度約為98.5%，含有部分氯氣、氧氣、氯化氫、氮氣以及水蒸氣等雜質，把這些雜質去掉即可制得純氫。我國氯堿廠大多采用PSA技術提氫，獲得高純度氫氣后用于生產下游產品。在氯堿工業生產中，每生產1 t燒堿可副產氫氣280 m3。

我國氯堿副產氫氣大多進行了綜合利用，主要利用的方式是生產化學品，如氯乙烯、雙氧水、鹽酸等，部分企業還配套了苯胺。另外，氯堿副產氫氣不僅可以作為本企業的鍋爐燃料，還可以銷售給周邊人造剛玉企業采用焰熔法生產人造藍、紅寶石，或者少量充裝就近外售，還有部分氯堿副產氫氣會直接排空。據統計，我國氯堿副產氫氣的放空約為20億m3/a，放空率約為20%，造成了氫氣資源浪費。以50萬t/a的燒堿裝置為例，其副產氫氣規模約為1.39億Nm3/a，凈化后的氫氣產品量約為1.25億Nm3/a(收率按90%計算)。

氯堿工業副產氫凈化回收成本低、環保性能較好、生產的氫氣純度高，經PSA等工藝凈化回收后，適用于汽車用燃料電池所需的氫氣原料。我國氯堿企業在解決好堿氯平衡的前提下，可進一步開拓氫氣的高附加值路徑。

在目前的化工副產制氫路線中，氯堿產能的覆蓋面較廣，其中山東、江蘇、浙江、河南、河北以及新疆、內蒙古等省份是主要生產地，此外，在山西、陜西、四川、湖北、安徽、天津等地也有分布。氯堿產業主要生產地與氫能潛在負荷中心重疊度較好，是未來低成本氫源的良好選擇，尤其是在氫能產業發展導入期，可優先考慮利用周邊氯堿企業副產氫氣，降低原料成本和運輸成本，提高項目競爭力。氯堿副產制氫成本較低，大型先進氯堿裝置的產氫成本可以控制在1.3～1.5元/Nm3區間。

2.3 丙烷脫氫副產氫

目前我國共建有13個丙烷脫氫項目，并有多個PDH項目正處于前期工作。“十四五”期間，我國丙烷脫氫項目的丙烯總產能將突破1 000萬t/a，副產氫氣超過40萬t/a。

在已經投產的丙烷脫氫企業中，除了寧波海越新材料有限公司沒有配套下游產能，其余企業均有下游配套，多數配套PP(聚丙烯生產)裝置，部分配套丙烯酸、丁辛醇、環氧丙烷等化工類下游產品，其中丁辛醇、環氧丙烷和PP等裝置都需要消耗一部分氫氣。已投產的丙烷脫氫裝置開工率按90%計算，扣除企業自用的氫氣部分，剩余可銷售的氫氣產品有十幾萬噸。以60萬t/a的丙烷脫氫制丙烯裝置為例，其副產粗氫氣規模約為3.33億Nm3/a。當丙烷脫氫裝置富氫尾氣價格在0.6～1.0元/Nm3的范圍內波動時，相應凈化后的氫氣產品(純度≥99.999%)單位完全成本為0.89～1.43元/Nm3，即經PSA分離提純后精制氫氣成本增加0.3～0.4元/Nm3。按1元/Nm3的價格計算，則60萬t/a的丙烷脫氫制丙烯裝置每年可增加收入約3.33億元，同時下游市場可獲得價格為1.43元/Nm3的低成本氫氣。

丙烷脫氫制丙烯裝置的原料大多依賴進口，東部沿海地區具有碼頭區位優勢，因此丙烷脫氫產能大多數分布在東部沿海地區(京津冀、山東、江浙以及福建、廣東)。從產業布局來看，丙烷脫氫產業與氫能產業負荷中心有很好的重疊，丙烷脫氫裝置副產氫接近氫能負荷中心，可有效降低氫氣運輸費用，而且該產業副產氫容易凈化，回收成本低，因此丙烷脫氫裝置副產氫將會是氫能產業良好的低成本氫氣來源。

3 未來發展展望

目前，我國各相關政府部門及企業已經高度重視發展氫能源產業，由國家能源集團牽頭，國家電網、東方電氣、航天科技、中船重工、寶武鋼鐵、中國中車、三峽集團、中國一汽、東風汽車、中國鋼研等多家央企參與的氫能產業聯盟已經正式成立。根據我國氫能源產業發展現狀和主流咨詢機構預測，到2025年，我國燃料電池汽車有望達到5～10萬輛，加氫站數量超過800座。我國將在2035年建立多元用氫生態，通過氫能實現二氧化碳減排超過1億t/a。

“十四五”時期，我國氫能源產業的發展重點仍然聚焦在由技術突破和規模化發展帶動的成本下降的問題上，盡早提高氫燃料電池汽車的低溫啟動，提升電池可靠耐久、使用壽命等性能，并降低整車成本，逐步擴大燃料電池系統產能，完善氫氣供應運輸及加注基礎設施建設，為氫燃料交通及生活領域的產業化打好基礎。

由于國家對氫能源產業的發展采用有選擇性的局部支持政策，近期氫能產業發展較快的地市應充分借力工業副產氫，使氫能源產業在發展初期能夠依托工業副產氫的低成本，快速培育下游市場規模。到2030年前，我國工業副產氫將成為在完成綠氫替代前培育氫能終端市場的重要過渡手段，并通過引入CCUS等技術，使工業副產氫成為真正的“藍氫”。通過提升工業副產氫在能源領域的應用比例，將顯著提升工業副產氫氣的經濟價值。同時，通過氫能源對化工、鋼鐵等行業的改造，助力傳統行業轉型升級，實現一定規模的節能降碳效果。