中國儲能網(wǎng)訊：國家主席習近平在第75屆聯(lián)合國大會上宣布“中國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”?！半p碳”目標為氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展提供了根本遵循。2022年3月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021～2035年）》，要求逐步推動構(gòu)建清潔化、低碳化、低成本的多元制氫體系，穩(wěn)步推進氫能在交通、儲能、發(fā)電、工業(yè)領(lǐng)域示范和替代應(yīng)用。2024年11月，全國人大常委會表決通過《中華人民共和國能源法》，氫能首次被明確納入能源管理體系，為其發(fā)展消除法律約束。同年12月，工業(yè)和信息化部、國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《加快工業(yè)領(lǐng)域清潔低碳氫應(yīng)用實施方案》，提出加快工業(yè)副產(chǎn)氫和可再生能源制氫等清潔低碳氫應(yīng)用，重點加快清潔低碳氫替代、氫碳耦合制綠色甲醇、氫氮耦合制綠色合成氨。
油氣企業(yè)大多采取上下游一體化布局業(yè)務(wù)，上游勘探板塊擁有豐富的風光資源，下游煉化板塊是氫能生產(chǎn)和消納的重要領(lǐng)域，如何充分挖掘已有產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢，促進綠色低碳氫低成本規(guī)?；迫『蛻?yīng)用，將對行業(yè)綠色低碳轉(zhuǎn)型產(chǎn)生深遠影響。本文將就氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展基礎(chǔ)、存在問題及下一步發(fā)展方向進行闡述。
氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展基礎(chǔ)良好，綠色低碳氫源供給不足
氫氣作為合成氨、合成甲醇、油品精煉的原料使用已有百余年歷史，全球范圍內(nèi)每年氫氣消耗規(guī)模達到億噸，當前，階段氫氣制取和利用具有顯著的規(guī)模效益，煉油裝置規(guī)模以千萬噸/年為主，合成氨、合成甲醇裝置規(guī)模以數(shù)十萬噸乃至百萬噸/年為主，“安穩(wěn)長滿優(yōu)”是獲取最佳經(jīng)濟效益的重要手段，由于氫源穩(wěn)定可控，幾乎不涉及氫氣儲存運輸。
化石能源制氫是氫氣的主要來源，工業(yè)副產(chǎn)氫是重要補充來源。我國煤氣化制氫、天然氣制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫和電解水制氫產(chǎn)能分別約為2800萬噸/年、1080萬噸/年、1070萬噸/年、50萬噸/年，2024年產(chǎn)量分別約為2070萬噸、760萬噸、770萬噸、32萬噸，化石能源制氫的產(chǎn)能和產(chǎn)量平均占比約80%，其中煤氣化制氫的產(chǎn)能和產(chǎn)量占比均超過50%，這與我國以煤炭為主的能源稟賦密切相關(guān)，也是氫能發(fā)展的產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)。工業(yè)副產(chǎn)氫的產(chǎn)能和產(chǎn)量受主產(chǎn)品的產(chǎn)能和產(chǎn)量限制，提升空間相對有限，風光等可再生能源電解水制氫將是清潔低碳氫未來的主要增量來源。
化石能源制氫的碳排放強度仍有下降空間。根據(jù)工業(yè)生產(chǎn)裝置實際運行數(shù)據(jù)，煤氣化制氫單耗約7～8噸煤/噸氫氣，二氧化碳排放強度約為20～25千克二氧化碳/千克氫氣，上述煤耗既包括原料也包括提供能量的燃料，若能量來自可再生能源電力，按照C+2H2O=CO2+2H2計算，二氧化碳排放強度可降低至11千克二氧化碳/千克氫氣。天然氣制氫單耗約4000～4500立方米天然氣/噸氫氣，二氧化碳排放強度約為10～12千克二氧化碳/千克氫氣，上述天然氣消耗同樣既包括原料也包括提供能量的燃料，若能量來自可再生能源電力，按照CH4+2H2O=CO2+4H2計算，二氧化碳排放強度可降低至5.5千克二氧化碳/千克氫氣，如果采用可再生能源電力作能量直接熱裂解天然氣，按照CH4=C+2H2計算，可實現(xiàn)零碳排放制氫。此外，煤氣化制氫、天然氣制氫耦合碳捕集技術(shù)也是降低碳排放的有效技術(shù)手段，但居高不下的碳捕集成本是阻礙該技術(shù)大規(guī)模推廣應(yīng)用的重要原因。
電解水制氫的碳排放強度與電力來源密切相關(guān)。國家生態(tài)環(huán)境部、國家統(tǒng)計局最新發(fā)布數(shù)據(jù)顯示，全國電力平均二氧化碳排放因子為0.5366千克二氧化碳/千瓦時，化石能源電力二氧化碳排放因子為0.8325千克二氧化碳/千瓦時。根據(jù)電解水制氫裝置實際運行數(shù)據(jù)，系統(tǒng)單耗約50～60千瓦時/千克氫氣，如果采用網(wǎng)電電解水制氫，若按照全國電力平均排放因子核算，二氧化碳排放強度約為27～32千克二氧化碳/千克氫氣；考慮到當前全國非水電可再生能源電力發(fā)電量僅占全社會用電量的15.9%，電解水制氫所消耗電力在風光出力不足時段實質(zhì)為100%化石能源發(fā)電，二氧化碳排放強度高達41～49千克二氧化碳/千克氫氣。即使是規(guī)劃中的“離網(wǎng)制氫”項目碳減排效應(yīng)也存疑，該類項目大多位于風光資源優(yōu)質(zhì)地區(qū)，所發(fā)可再生能源電力對電網(wǎng)沖擊最小，是替代煤發(fā)電的“優(yōu)質(zhì)電力”，屬于稀缺資源，若所發(fā)電力全部用于電解水制氫，雖然可制取一定數(shù)量綠氫（含氫基產(chǎn)品），有助于局部地區(qū)“雙碳”目標的實現(xiàn)，但不利于全國范圍實現(xiàn)“雙碳”目標。在我國化石能源發(fā)電占比超過60%、煤電兜底背景下，無論“離網(wǎng)制氫”還是“并網(wǎng)制氫”，現(xiàn)階段全天候連續(xù)電解水制氫的電力很大比例都是煤電，難以有效降低整體碳排放。
工業(yè)副產(chǎn)氫碳排放強度無法單獨定量碳排放強度，其數(shù)值受核算方法影響顯著。工業(yè)副產(chǎn)氫主要來源于石化、焦炭、燒堿、鋼鐵等行業(yè)，以及合成氨、合成甲醇副產(chǎn)的尾氣、馳放氣等。目前，行業(yè)通行的二氧化碳分配規(guī)則大多是質(zhì)量分配法，考慮到副產(chǎn)氫產(chǎn)量相比主產(chǎn)品產(chǎn)量要小1～2個數(shù)量級，副產(chǎn)氫碳排放強度遠小于化石能源制氫，是理想的低碳氫源。但若主產(chǎn)品二氧化碳排放強度偏高，為增強主產(chǎn)品的綠色低碳屬性，未來二氧化碳核算規(guī)則修改，副產(chǎn)氫的碳排放強度會隨之增加。
制氫成本總體可控，氫能綜合成本偏高
氫氣作為合成氨、甲醇及油品精煉的原料是“剛需”，沒有替代品，對氫氣價格不敏感，中國合成氨產(chǎn)能超過7000萬噸/年，年產(chǎn)量超過5000萬噸，約80%合成氨用于生產(chǎn)氮肥，為糧食增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供了重要保障。作為能源直接利用，氫燃料相比于燃油、燃氣及可再生能源電力等其他能源則是“奢侈品”，京津冀、上海、廣東等氫能示范城市群大多將加氫站終端銷售價格上限定為30元/千克氫氣，按照等熱值計算，類比價格對應(yīng)5200元/噸煤、204美元/桶原油、8.9元/立方米天然氣、0.9元/千瓦時、7.9元/升汽油、8.8元/升柴油，數(shù)倍于煤炭等化石能源價格，僅與含稅的汽柴油價格相當。
化石能源制氫成本受原料成本影響顯著?；茉粗茪涑杀局饕ㄔ铣杀?、設(shè)備折舊及人員費和稅費等，其中原料成本受地域影響最為顯著，新疆、內(nèi)蒙古等煤化工、氮肥企業(yè)生產(chǎn)裝置緊鄰煤炭或天然氣主產(chǎn)區(qū)，不需要額外的原料運輸和儲存成本，氫氣生產(chǎn)成本遠低于其他地區(qū)。
電解水制氫成本受電價影響顯著。堿性電解槽預(yù)期使用壽命可達10萬小時，全生命周期可生產(chǎn)1億標方氫氣，當前主流1000標方/小時堿性電解槽的市場報價已降低至500萬元，不考慮維修及財務(wù)成本，設(shè)備成本僅0.05元/標方氫氣，折合560元/噸氫氣，即使每天只利用8小時，設(shè)備成本也僅1680元/噸氫氣，低于煤制氫和天然氣制氫2000～3000元/噸氫氣的設(shè)備成本。全國各省、自治區(qū)、直轄市網(wǎng)電價格區(qū)間0.38～0.62元/千瓦時，按照制氫單耗50千瓦時/千克氫氣，對應(yīng)制氫電力成本19～31元/千克氫氣，僅電力成本就比化石能源制氫高一倍。
交通用氫成本穩(wěn)步降低，但下降幅度遠不及預(yù)期。根據(jù)《中國氫能發(fā)展報告2023》，2023年，全國高純氫生產(chǎn)側(cè)價格為34元/千克氫氣，較2022年降低1.5元/千克氫氣；消費側(cè)價格為58元/千克氫氣，較2022年降低1.3元/千克氫氣。乘用車領(lǐng)域，燃油車、氫燃料電池車、電動汽車百公里能耗分別為6～7升油、1千克氫氣、15～20千瓦時的電量，前兩者燃料熱值折合60～70千瓦時、33千瓦時（低熱值），內(nèi)燃機效率約為20%～30%（電量輸出相當于12～21千瓦時）、氫燃料電池發(fā)電效率約為50%（電量輸出相當于16.5千瓦時），三種類型車輛發(fā)動機輸出功率基本相當，特別是在可再生能源電力可視作“一次能源”的背景下，氫燃料電池車很難與電動汽車相競爭。
電氫協(xié)同、油氫協(xié)同是能源企業(yè)發(fā)展的主要方向
近年來，可再生能源發(fā)電成本快速下降，光照資源豐富地區(qū)的度電成本接近0.1元/千瓦時。但可再生能源發(fā)電的最大問題是出力不均勻、不受控，如何將其與“安穩(wěn)長滿優(yōu)”的煉化產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展，是解決氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的重點方向。
短期內(nèi)適度解耦“安穩(wěn)長滿優(yōu)”，推進能源清潔替代。2024年，風光可再生能源發(fā)電總量比2023年增加3800億千瓦時，按等熱值約相當于3260萬噸原油，換言之，一年接近新增一個大慶油田，這為電解水制氫提供了電量儲備。燃油消費達峰疊加煉油產(chǎn)能過剩，傳統(tǒng)的長周期滿負荷生產(chǎn)模式已無法取得經(jīng)濟效益，因此，需要靈活安排生產(chǎn)，如僅在白天太陽能出力好的時段，利用現(xiàn)有電網(wǎng)富余的輸送電能力，將中西部地區(qū)不能上網(wǎng)的光伏電力輸送至東部煉廠用于電解水制氫，通過靈活調(diào)節(jié)化石能源制氫裝置白天低負荷、晚上高負荷運行，無需新建儲氫設(shè)施，即可低成本制取和消納綠氫。按照滿負荷20%的灰氫替代，全國需新增約700×10的四次方標方/小時制氫能力，對應(yīng)新增7000臺1000標方/小時電解槽，功率規(guī)模為35吉瓦，相當于2023年全國電解槽出貨總量的20余倍。制約該模式的最大問題是電網(wǎng)過網(wǎng)費造成的“高電價”，需要加快以電力市場化為代表的能源體制革命，將西部地區(qū)幾分錢的“市場電”，通過收取合理的過網(wǎng)費輸送至東部地區(qū)，保障電解水制氫綜合成本控制在1萬元/噸氫氣以內(nèi)，提升綠氫競爭力。
中遠期布局供氫供電中心，推進戰(zhàn)略接替。《能源法》明確“國家建立能源消耗總量和強度雙控向碳排放總量和強度雙控全面轉(zhuǎn)型新機制，加快構(gòu)建碳排放總量和強度雙控制度體系”，這將倒逼煉化行業(yè)加快淘汰高碳排放生產(chǎn)裝置，增加風光可再生能源及電解水制氫供給。隨著未來電動汽車滲透率進一步提高，大量油氣資源可能會用于發(fā)電，來彌補風光出力不足時段的電力供應(yīng)。中國煉油產(chǎn)能約有10億噸，能源供給能力超過50座三峽水電站，煉化生產(chǎn)裝置既可消納風光大發(fā)時段多余電力又可作為出力不足時段的補充電力，遍布全國的煉化生產(chǎn)企業(yè)猶如大型蓄能電站，在基本不增加基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)的前提下，低成本實現(xiàn)戰(zhàn)略接替。
政策建議
實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標，不可能畢其功于一役，要在推進新能源可靠替代過程中逐步有序減少傳統(tǒng)能源消耗。
技術(shù)先行，示范帶動。氫能產(chǎn)業(yè)鏈長、技術(shù)門檻高，在國家重點研發(fā)計劃持續(xù)支持下，一批制氫、儲運氫、用氫示范項目陸續(xù)落地，各大能源央企結(jié)合自身業(yè)務(wù)積極開展工業(yè)應(yīng)用，仍需久久為功，善作善成。
以量換價，良性循環(huán)。氫氣作為能源利用還處于商業(yè)化初期，雖然增速很快，但利用總量仍偏少，設(shè)備利用率不高，導(dǎo)致成本居高不下，需進一步擴大規(guī)模和使用領(lǐng)域，“以量換價”降低成本，促進形成良性循環(huán)。
標準引領(lǐng)，產(chǎn)業(yè)升級。氫能是化工、冶金等高耗能行業(yè)實現(xiàn)“雙碳”目標的重要抓手，從能耗雙控向碳排放雙控轉(zhuǎn)變的背景下，要通過標準引領(lǐng)逐步優(yōu)勝劣汰，促進產(chǎn)業(yè)平穩(wěn)有序轉(zhuǎn)型升級。
