現(xiàn)代煤化工與綠電和綠氫耦合發(fā)展現(xiàn)狀及展望

陽國軍， 劉會友

(中國石化 發(fā)展計劃部，北京 100728)

現(xiàn)代煤化工是指以煤為原料，采用先進技術和加工手段生產替代石油化工產品和清潔燃料的產業(yè)[1]，涉及煤制油、煤制天然氣、低階煤分質利用、煤制化學品以及多種產品聯(lián)產等領域。相對傳統(tǒng)煤化工，現(xiàn)代煤化工具有裝置規(guī)模大、技術含量高、能耗低、環(huán)境友好、產品市場潛力大等特點，且煤炭是中國的主體能源和重要的化工原料，適度發(fā)展現(xiàn)代煤化工是中國推進煤炭清潔高效利用和保障國家能源安全的重要舉措。綠電指的是在生產電力的過程中二氧化碳排放量為零或趨近于零，因相較于其他方式(如火力發(fā)電)所生產之電力，對于環(huán)境沖擊影響較低。綠電的主要來源為太陽能、風力、生物質能、地熱等，中國主要以太陽能及風力為主。目前國內外關于綠氫尚無統(tǒng)一標準，根據(jù)中國氫能聯(lián)盟提出的《低碳氫、清潔氫與可再生能源氫的標準與評價》，在單位氫氣碳排放量方面，低碳氫的閾值為14.51 kgCO2e/kgH2，清潔氫和可再生氫的閾值為4.9 kgCO2e/kgH2，可再生氫同時要求制氫能源為可再生能源。此文中綠氫指由可再生能源制的氫氣且單位氫氣碳排放閾值為4.9 kgCO2e/kgH2。

在《中共中央、國務院關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》及國務院印發(fā)的《2030年前碳達峰行動方案》中均要求加快構建清潔低碳安全高效能源體系，嚴控化石能源消費，積極發(fā)展非化石能源。在“雙碳”時代，煤化工發(fā)展以高碳排放形式發(fā)展的窗口期已經關閉，已批復實施的煤化工項目急需進行節(jié)能減排改造，積極探索綠色低碳發(fā)展的可行路徑。而綠電、綠氫因二氧化碳排放量為零或趨近于零，已成為全球公認的改善能源結構、推動能源革命不可或缺的二次能源，但目前關于現(xiàn)代煤化工與綠電和綠氫耦合發(fā)展技術的研究和大規(guī)模工業(yè)應用鮮見報道，中國各地氫能產業(yè)規(guī)劃重點都集中在氫能交通方面，對氫能作為長周期能量儲存器和不同能源行業(yè)耦合的介質這2個特點的重要性缺乏足夠認識和深入思考，因此研究現(xiàn)代煤化工與綠電和綠氫耦合發(fā)展意義重大，有利于推動中國煤化工產業(yè)綠色低碳轉型，合理確定氫能在中國未來能源系統(tǒng)中的重要地位。

1 中國現(xiàn)代煤化工與綠電和綠氫發(fā)展情況

中國現(xiàn)代煤化工發(fā)展已初具規(guī)模，關鍵技術水平已居世界領先地位，截至“十三五”末，中國煤制油、煤(甲醇)制烯烴、煤制天然氣、煤(合成氣)制乙二醇的年產能也已分別達到8.23 Mt/a、16.72 Mt/a、5105 Mm3/a和5.97 Mt/a[2]。截至2020年底，中國風電、光伏發(fā)電累計裝機分別為282 GW和254 GW，分別占中國電力裝機總量的12.8%和11.5%；中國風電、光伏全年發(fā)電量為4.7×1011kW· h和2.6×1011kW· h，占中國全年總發(fā)電量的6.1%和3.4%。綠氫作為一個“產業(yè)”在世界各國都還處于初步發(fā)展階段，中國現(xiàn)有25 Mt氫氣產量中綠氫不到1%。雖然全國31個省市自治區(qū)均發(fā)布了氫能產業(yè)發(fā)展的相關政策，但主導方向和重點放在了燃料電池汽車及其產業(yè)鏈的發(fā)展方面[3-6]。

中國還沒有煤化工與綠電綠氫耦合發(fā)展的工業(yè)化成功案例，還處于研發(fā)和產業(yè)化示范階段。據(jù)香橙會研究院不完全統(tǒng)計，目前，全國34個綠氫項目中4個已投運項目均不是煤化工與綠電綠氫耦合發(fā)展項目，僅為風電光電制氫項目，寧夏寶豐國家級太陽能電解水制氫綜合示范項目也不是嚴格意義上的煤化工與綠電綠氫耦合發(fā)展項目，該項目光伏發(fā)電先上網再從電網下電制氫，難以保證用電全是綠電。

2 現(xiàn)代煤化工與綠電綠氫耦合發(fā)展前景分析

2.1 符合能源低碳發(fā)展趨勢和國家產業(yè)政策

中國力爭2030年前實現(xiàn)碳達峰，2060年前實現(xiàn)碳中和，是以習近平同志為核心的黨中央經過深思熟慮作出的重大戰(zhàn)略決策，事關中華民族永續(xù)發(fā)展和構建人類命運共同體。國家能源局章建華局長曾刊文要求“能源行業(yè)要堅持節(jié)約能源和降低排放兩大方向，大力控制化石能源消費，嚴控煤電項目，積極推進鋼鐵、化工等主要耗煤行業(yè)減煤限煤，加快發(fā)展風電、太陽能發(fā)電等非化石能源，不斷擴大綠色低碳能源供給”[8]。預計到2030年，中國風電和太陽能發(fā)電總裝機容量達1200 GW以上。煤炭的氫/碳原子比為0.2～1.0，是中國大氣污染及二氧化碳排放的主要來源。據(jù)中國石油和化學工業(yè)聯(lián)合會統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，煤間接液化制油、煤直接液化制油、煤制烯烴和煤制乙二醇的噸產品二氧化碳排放量分別為6.5、5.8、11.1和5.6 t[9]。在“雙碳”目標下，中國急需通過顛覆性的技術創(chuàng)新，實現(xiàn)煤化工行業(yè)減少碳排放和節(jié)能提效。綠電綠氫與煤化工耦合技術能促使現(xiàn)代煤化工大幅減少碳排放，通過綠氫替代變換工序制氫，就能將工藝碳排減少一半。由于燃料煤約占現(xiàn)代煤化工耗煤總量的30%，用綠電替代燃煤產生熱源和動力，還能使現(xiàn)代煤化工大幅減排。

2.2 促進煤化工、綠電綠氫產業(yè)發(fā)展

2.2.1 促進綠電綠氫發(fā)展

綠電綠氫發(fā)展為當?shù)靥峁┖芎玫娘L光資源。國家發(fā)展改革委與工業(yè)和信息化部印發(fā)的《現(xiàn)代煤化工產業(yè)創(chuàng)新發(fā)展布局方案》規(guī)劃布局了內蒙古鄂爾多斯、陜西榆林、寧夏寧東、新疆準東4個現(xiàn)代煤化工產業(yè)示范區(qū)，這4個現(xiàn)代煤化工產業(yè)示范區(qū)也是中國風光資源最好的地區(qū)，屬于光伏Ⅰ、Ⅱ類資源區(qū)，可以利用煤化工基地煤炭壓覆區(qū)及采煤后的穩(wěn)定沉陷區(qū)布局光伏發(fā)電和風電項目，為制氫項目提供便宜的綠電。例如寧東地區(qū)日照3000 h/a以上，太陽能發(fā)電時間長達1700 h/a，光伏發(fā)電成本低至0.23 CNY/(kW·h)，寧夏寶豐電力運營管理公司太陽能發(fā)電+電解水制氫的成本控制在1.54CNY/m3左右[10]。

表1 中國部分氫能項目情況[7]Table 1 Statement of partial hydrogen energy projects in China[7]

綠電綠氫發(fā)展為就地消納提供大型應用場景。首先，現(xiàn)代煤化工企業(yè)每年需要大量氫氣，以煤制甲醇為例，1個甲醇分子中有4個氫原子，按2019年中國煤制甲醇產量約52.89 Mt估算，僅考慮綠氫替代目前全部的原料灰氫，綠氫市場需求就超過6 Mt/a。由于綠氫產地和煤化工企業(yè)相鄰建設，為綠氫就地消納提供了機會。另外煤化工項目需要大量煤炭、化工原料和產品、固廢灰渣運輸?shù)戎乜ㄎ锪鬈囕v，卡車運行區(qū)域和路線相對固定集中，特別適合應用氫能重卡實現(xiàn)短倒運輸，為綠氫在交通應用提供了很好的場景。據(jù)報道寧東基地核心區(qū)預計需要煤炭、化工原料和產品、固廢灰渣運輸?shù)戎乜ㄎ锪鬈囕v約6000輛，大約6.5×109CNY/a的運輸市場。

2.2.2 促進現(xiàn)代煤化工發(fā)展

綠電綠氫發(fā)展可以提高現(xiàn)有煤化工裝置的有效生產能力。以600 kt/a煤制甲醇項目的碳平衡為例，結果見表2。目前此過程原料煤中只有37.8%碳進入產品，大部分以二氧化碳形式排放到大氣[11]。

表2 600 kt/a煤制甲醇項目的碳平衡表Table 2 Carbon balance sheet of 600 kt/a coal-to-methanol project

如果僅考慮綠氫取代變換工序制氫，根據(jù)水煤漿氣化制得的粗合成氣組成(見表3)[12]，原料煤中71.8%的碳轉化成粗合成氣中一氧化碳。因為綠氫替代了變換制氫，一氧化碳可全部轉化為甲醇，甲醇產量提高到原來的約1.9倍(變換制氫中原料煤中碳轉化率為37.8%)。

表3 水煤漿氣化制得的粗合成氣典型指標[12]Table 3 Typical indexes of crude syngas produced by coal water slurry gasification[12]

如果再考慮二氧化碳轉化成甲醇，按照李燦院士團隊已實現(xiàn)每年千噸級綠色甲醇合成報道，甲醇選擇性達到98%[13]，原料煤中碳幾乎全轉化到甲醇產品中，此時整個煤制甲醇裝置有效生產能力可提高到原來的2.6倍左右。

綠電綠氫發(fā)展可以節(jié)能減排。由于綠氫全替代后不再需要變換工序將煤氣化后粗合成氣中CO與水進一步反應生成氫氣和二氧化碳，單位產品的原料煤耗量可以減少到目前工藝水平的1/2左右，原料煤造成的二氧化碳排放可以減少到目前工藝水平的18%。相應也顯著減小后續(xù)酸性氣脫除裝置運行負荷。如果煤氣化利用電解水副產高純氧，還能關停部分高耗能高耗水的空分裝置，進一步節(jié)約大量蒸汽、循環(huán)水、電力消耗；三是煤礦壓覆區(qū)上不能布局工業(yè)項目，但可布局分布式光伏發(fā)電，可提高煤化工項目的煤礦土地資源價值；四是國家已明確要求推進化工等主要耗煤行業(yè)減煤限煤，倒逼企業(yè)形成減排預期，國家發(fā)改委《關于發(fā)布高耗能行業(yè)重點領域節(jié)能降碳改造升級實施指南(2022年版)的通知》要求，到2025年煤制甲醇、煤制烯烴、煤制乙二醇行業(yè)達到能效標桿水平以上產能比例分別為30%、50%、30%，基準水平以下產能基本清零，綠色低碳發(fā)展能力大幅提高。今后煤化工企業(yè)的爭取能耗權和排放權就是爭取發(fā)展權，從這個意義上講綠電綠氫替代為現(xiàn)代煤化工未來發(fā)展爭取了空間。

2.3 技術和經濟可行性分析

煤化工與綠電綠氫業(yè)務耦合發(fā)展整體技術可行，經濟性可期。無論是單個大型風光發(fā)電的技術，還是單個大型電解水制氫、儲氫、輸氫技術都已經成熟，技術難點在于經濟性可行地解決可再生電力不穩(wěn)定性與用戶平穩(wěn)用氫需求的矛盾。目前中國石化、寧夏寶豐等正在研究綠電專線制綠氫技術、綠電增量配網售電主供制綠氫等新型電網技術、電和氫儲能技術、生產智能化控制等多種組合技術，準備開展萬噸級綠氫與煤化工耦合發(fā)展產業(yè)化示范，相信不久示范成果就能達到工業(yè)推廣要求。另外，國家4個現(xiàn)代煤化工產業(yè)示范區(qū)風光資源條件好，風光發(fā)電成本已低至0.2 CNY/(kW· h)左右,光伏制氫成本基本上能做到20 CNY/kg以下(據(jù)寧夏寶豐能源公司報道其國家級太陽能電解水制氫項目綜合成本可以控制在1.54 CNY/m3，約合17 CNY/kg)，低于中國氫能聯(lián)盟統(tǒng)計的2021年9月遼寧、上海、江西、川渝等地工業(yè)氫價(2～2.5 CNY/m3)，低于中國幾乎所有地區(qū)道路交通高純氫售價(2～4.5 CNY/m3)。如果考慮煤化工產業(yè)因綠氫替代帶來的減物耗、減碳排、節(jié)能和提產等帶來的合理利潤分成收益，綠氫生產企業(yè)副產高純氧的銷售收入和配套光伏項目綠電銷售收入，綠氫生產成本能進一步大幅降低到天然氣制氫或高煤價制氫的生產成本，而這需要現(xiàn)代煤化工企業(yè)、電網企業(yè)、綠電綠氫生產企業(yè)深度合作，找到一個各方均能盈利的合作模式。

綜上，煤化工與綠電綠氫耦合發(fā)展，符合能源發(fā)展趨勢和國家產業(yè)政策，能促進現(xiàn)代煤化工與綠電綠氫產業(yè)協(xié)同發(fā)展，發(fā)展前景廣闊。

3 現(xiàn)代煤化工與綠電綠氫耦合發(fā)展存在的問題

3.1 國家層面存在的問題

從國家層面看，阻礙煤化工與綠氫耦合發(fā)展的問題主要在于綠氫產業(yè)不成熟，還有許多需要國家協(xié)調解決的問題。(1)缺乏氫能發(fā)展總體統(tǒng)籌和頂層設計，尚未出臺中國氫能發(fā)展“十四五”專項規(guī)劃，沒有明確氫能在中國未來能源系統(tǒng)中的定位、發(fā)展目標、發(fā)展路線圖和主要任務，已出現(xiàn)產業(yè)雷同、低水平重復建設的苗頭。據(jù)不完全統(tǒng)計，目前發(fā)布氫能產業(yè)規(guī)劃的省市中地級市以上有50多個，除大的省區(qū)以外，70%的省都提出要發(fā)展氫能產業(yè)，規(guī)劃氫燃料電池電堆總產能已經高達3000 MW，燃料電池汽車總產能超過10萬輛，規(guī)劃總投資超過2.0×1011CNY。在氫能產業(yè)發(fā)展仍存在自主創(chuàng)新能力不強、國產化率低、成本高等短板明顯的情況下，各地這種一哄而上大規(guī)模布局的做法，將導致氫能產業(yè)低水平重復和資源浪費。另外，當前中國各地氫能發(fā)展方向基本局限在燃料電池汽車領域，應用場景單一，產業(yè)同質化突出。(2)氫能全產業(yè)鏈管理涉及多個行業(yè)、國家多個部委，但目前中國氫能管理體系尚未建立，促進氫能產業(yè)發(fā)展的政策方向過于狹窄，基本圍繞氫燃料電池汽車而展開，對氫能技術創(chuàng)新的驅動作用有限。需統(tǒng)籌推動建立完整、先進的全產業(yè)鏈氫能規(guī)范和標準、技術路線、產業(yè)政策。(3)需要國家牽頭不同行業(yè)聯(lián)合攻關，解決煤化工與綠氫耦合發(fā)展中的卡脖子技術和運營模式等問題，比如發(fā)布綠氫長距離管道輸送技術標準，通過合作模式和技術創(chuàng)新一體化解決發(fā)電企業(yè)、電網企業(yè)和煤化工企業(yè)關于綠電制綠氫方面存在的矛盾和分歧等。

3.2 行業(yè)層面存在的問題

從綠氫行業(yè)來看，由于光伏、風力等可再生能源天然的具有能量波動性特點，實現(xiàn)高比例可再生能源連續(xù)制氫供氫還面臨著很多技術和經濟性挑戰(zhàn)。目前，除日本福島一個小型氫能研究項目外，全世界還沒有建成嚴格意義上綠電直接制綠氫項目。國內外已建電解水制氫項目大多采用光伏、風能發(fā)電上網后用網電電解水制氫(如寧夏寶豐)或直接采用網電電解水制氫。煤化工與綠電綠氫耦合發(fā)展全流程的技術工藝、設備選型、參數(shù)設計、材料選擇、關鍵配件、各系統(tǒng)最優(yōu)匹配等方面都沒有標準、規(guī)范和成熟經驗的可以借鑒，大規(guī)模電解水制綠氫技術有待工業(yè)示范進一步驗證和優(yōu)化，風電、光伏等新能源發(fā)電直接制氫的產氫波動性和化工企業(yè)平穩(wěn)用氫需求之間的矛盾還需要研究解決，現(xiàn)有電網交易機制下如何保障綠電制綠氫也有待進一步探索。另外，目前綠氫價格高于化石能源制氫和工業(yè)副產氫價格，但國家還沒有出臺體現(xiàn)綠氫零排放的“高質高價”定價政策。據(jù)北極星氫能網報道[14]，煤價600 CNY/t、天然氣3 CNY/m3時，煤和天然氣制氫的成本分別為0.93和1.17 CNY/m3，詳見表4。光伏電價為0.3 CNY/(kW·h)時電解水制氫成本為2.12 CNY/m3[15]，企業(yè)從經濟性角度考量用綠氫替代灰氫的意愿不強。

表4 煤炭制氫和天然氣制氫的制氫成本測算[14]Table 4 Calculation of hydrogen production cost from coal and natural gas[14]

從煤化工行業(yè)看，由于煤化工企業(yè)投資大、規(guī)模大，改造難度大，一旦對現(xiàn)有裝置生產效益和穩(wěn)定造成不利影響，后果難以承受，煤化工企業(yè)主動融合發(fā)展意愿不強，難以從煤化工生存和發(fā)展的高度，主動做好煤化工和綠氫耦合發(fā)展這篇大文章，沒有系統(tǒng)考慮綠氫替代對煤化工行業(yè)的整體影響，沒有研究通過綠氫替代CO變換制氫來簡化現(xiàn)有煤化工工藝流程(降低CO變換工序反應深度甚至取消CO變換工序、降低酸性氣體脫除裝置和空分裝置生產負荷)的可行性，及降低整個生產過程物耗、能耗、排放及增產產品的綜合效益，更不會主動去考慮因為綠氫替代獲利而去補貼綠氫制造成本。

4 結語和建議

(1)煤化工和綠電綠氫耦合發(fā)展能簡化煤化工生產流程，理論上可將原料煤中碳都轉化到甲醇等后續(xù)產品中，實現(xiàn)煤化工源頭大幅減碳，同時又能為綠電綠氫發(fā)展提供巨大應用場景，是煤化工企業(yè)和氫能生產企業(yè)生存和發(fā)展的需要，也是保障中國能源安全和雙碳目標如期實現(xiàn)的重要探索路徑，研究具有重大的戰(zhàn)略和現(xiàn)實意義。

(2)煤化工和綠電綠氫耦合發(fā)展符合能源低碳發(fā)展趨勢和國家產業(yè)政策，能促進煤化工、綠電綠氫產業(yè)發(fā)展，具有技術和經濟性可行性，發(fā)展前景廣闊。

(3)煤化工和綠電綠氫耦合發(fā)展還面臨很多問題，需要國家加強對氫能發(fā)展總體統(tǒng)籌和頂層設計，出臺中國氫能發(fā)展“十四五”專項規(guī)劃，明確氫能在中國未來能源系統(tǒng)中的定位、發(fā)展目標、發(fā)展路線圖和主要任務；制定完整的氫能產業(yè)政策體系和標準規(guī)范，加強行業(yè)監(jiān)管。

(4)為做好煤化工和綠電綠氫耦合發(fā)展產業(yè)示范，煤化工企業(yè)、發(fā)電和電網企業(yè)、制氫企業(yè)等需要聯(lián)合攻關，合作解決煤化工與綠氫耦合發(fā)展中的卡脖子技術，簡化現(xiàn)代煤化工裝置生產流程，通過降低物耗、能耗、碳排放，增加煤化工產品產量，探索一種技術和經濟可行的煤化工和綠電綠氫耦合發(fā)展模式。