隨著對氫能需求的增加及其成本的下降，其生產和運輸的基礎設施也需要跟上。圖片來源：Yu Fangping / Alamy
氫能作為火炬燃料、運營近千輛氫燃料電池車輛作為運輸主力、配建30余座加氫站……氫能在北京2022年冬奧會的廣泛應用，為中國氫能產業發展注入了新的動力。冬奧會閉幕不久后的3月，中國氫能產業中長期規劃出臺，提出了三個五年跨度的氫能發展計劃。規劃尤其強調工業副產氫短期內的積極作用，鼓勵在焦化、氯堿、丙烷脫氫等行業聚集區優先使用工業副產氫，并提出了“到2025年，初步建立以工業副產氫和可再生能源制氫就近利用為主的氫能供應體系”的目標。工業副產制氫是指將富含氫氣的工業尾氣（如氯堿尾氣、焦爐煤氣等）作為原料，通過變壓吸附等技術將其中的氫氣分離提純的制氫方式。隨著頂層設計出臺，目前已有 30多個省市發布涉及氫能的規劃和政策，其中，山東、山西、內蒙古等地都提出了要發揮本地的“工業副產氫資源優勢”。
工業副產氫不僅成本低廉，而且能夠促進周邊氫能產業鏈的協同發展。但是專家認為，在“雙碳”背景下，工業副產氫項目只能是短期的過渡方案，要避免對此領域的過度投資，盡快轉向可再生能源制氫。
雖然氫能是清潔的可再生能源，釋放能量時只會產生水，沒有碳排放，但是制氫的過程并不是純“零碳”。根據其生產來源和生產過程中的碳排放情況，氫氣被分為通過化石燃料燃燒產生的灰氫、在灰氫的基礎上使用碳捕集和封存（CCS）技術的藍氫和可再生能源通過電解水等手段所制的綠氫。
中國是世界上大的氫能生產國，年產量達3300萬噸，占全球需求的三分之一以上。從能源結構看，全球氫氣有60%來源于天然氣、19%來源于煤炭，21%來自于工業副產氣，電解水等低碳方式制氫所占比例微乎其微。中國氫源結構目前仍以煤為主，來自煤制氫的氫氣占比約62%、天然氣制氫占19%，工業副產占18%，電解水制氫僅占1%。無論是全球還是中國的氫源結構都不夠“綠”，主要是受技術和成本的限制。根據能源轉型委員會（ETC）的報告，全球生產灰氫的成本目前在0.7至2.2美元/公斤之間，具體數值取決于不同國家的天然氣或煤炭價格。在此基礎上安裝CCS裝置，變成藍氫，成本將會必然超過灰氫，而最清潔環保的綠氫成本約為3-5美元/公斤。從長遠來看，想要發揮氫能對碳達峰、碳中和目標的支撐作用，最清潔的綠氫無疑是的，但是中短期內，工業副產氫被認為是中國氫能產業發展的重要過渡方案。作為工業大國，中國具有得天獨厚的原料優勢。根據《中國氫能源及燃料電池產業佰皮書》（簡稱“《佰皮書》”）公布的數據，目前中國工業副產氫的提純成本在0.3-0.6元/公斤，考慮副產氣體成本后的綜合制氫成本約在10-16元/公斤。工業副產氫仍屬于灰氫，但相較于化石燃料制氫，它既能提高資源利用效率和經濟效益，又能在一定程度上降低大氣污染，改善環境。《佰皮書》指出，中國的焦爐煤氣、氯堿化工、合成氨及合成甲醇、丙烷脫氫等工業每年能夠提供百萬噸級的氫氣供應，在氫能產業發展初期提供了低成本、分布式氫源。
自國家規劃出臺以來，各省市不斷加快推進氫能項目的實施。有媒體統計，2022年上半年共有18個制氫項目落地，其中副產氫項目9個，可再生能源制氫項目9個，在數量上基本持平。從目前已經開展的工業副產氫項目中，不難發現，利用工業副產氣制氫只是其氫能發展的步而已。工廠生產出來的便宜氫氣為其周邊的區域以及所在的城市提供了建設氫能基礎設施的契機。
氫能產業鏈分為制氫、儲運、加氫站、氫燃料電池應用等多個環節。國際能源署（IEA）研究指出，想要發展氫能，需要有效且具有成本效益的儲運系統的支持，將供應端和需求端連接起來，建立一個高流動性的市場。中國目前已經開展的副產氫項目多采用“前站后廠，就近供給”的模式：在工廠的附近建設加氫站，為周邊的氫燃料汽車、公交車以及工廠生產運輸需要使用的重型卡車提供氫氣。
以山東省為例，據初步測算，山東省年產氫氣260萬噸左右，居全國一號，大部分為工業副產氫。2021年省內加氫母站在泰山鋼鐵集團建成投產，該加氫站能夠輻射周邊150公里范圍的近百輛氫能汽車的需求，其氫氣來源就是鋼鐵廠的工業副產焦爐煤氣。隨著加氫站的建成，山東重工集團的10輛49噸氫燃料電池牽引車也投入了運營。內蒙古烏海市也采取了類似的措施。由烏海化工的氯堿工廠產生的工業副產氫通過管道輸送至工廠前方的加氫母站，再通過長管拖車運輸至子站，為全市50輛氫燃料電池公交車提供氫氣。同時，烏海及周邊地區總計8萬輛礦山用車和柴油貨車如果更新換代為氫燃料電池車，將提供更為廣闊的應用空間。
上海的氫燃料客車。圖片來源：Alamy
加氫站等基礎設施的建設是構建氫能產業鏈的重要環節，也是中國氫能產業鏈發展的薄弱環節。和氫氣生產所面臨的問題一樣，成本是阻礙加氫站建設的重要因素。《佰皮書》數據顯示，國內建設一座日加氫能力500公斤的加氫站需要約1,200 萬元，相當于傳統加油站的3倍左右。除了建設成本外，加氫站的運行還面臨著設備維護、運營、人工等費用，從而成了氫能產業的“卡脖子”環節。想要把產業鏈打通，加氫站和氫燃料電池車的供需匹配十分重要。若氫燃料電池車數量少，加氫站運營就沒有經濟性和規模效應。IEA在上述報告中指出，使用副產氫有助于在工業中心獲得低成本氫氣并部署服務于工業的燃料電池卡車和公共汽車車隊，以限度地提高加氫站的利用率。這個模式解決了氫能部署主要面臨的成本的問題。工業副產氫項目不僅制氫成本低廉，而且由于接近應用端，儲運成本也非常低。《佰皮書》指出，在同一區域內的氫能價值鏈有機會發揮彼此之間的協同作用，例如在工業集群和運輸走廊上的卡車車隊可以依托更大規模優勢降低總體成本。山西的“柴改氫”項目就是這樣的一個例子。山西焦煤集團利用自有的煤炭焦化產能，提供低成本氫源，使用氫能重卡運煤，其產能全年可滿足2200臺重卡滿負荷使用。參與該項目的國家電投國氫科技總經理張銀廣在采訪中表示，煤炭基地外運量大且穩定，一個區域擁有成千甚至上萬輛氫能重卡，為運營階段規模化降低成本提供了可能。只要氫氣成本能夠控制在25元/公斤以下，氫能重卡較柴油車就有足夠競爭力。
工業副產氫在現階段氫能供應方面有很大的潛力，但是并不能夠滿足持續增長的需求，其項目模式在一定程度上促進了上下游協同發展，不過氫能產業鏈仍存在“儲運難”等諸多掣肘，過度發展工業副產氫有著鎖定高碳基礎設施的風險。在“雙碳”目標的背景下，鋼鐵、化工等工業領域的產能必然下降，其副產氣也會大幅減少，未來用工業副產氣制氫必將遭遇產能瓶頸。河北省就遇到了這個問題，隨著碳達峰、碳中和工作推進，河北焦炭企業數量將在“十四五”期間減少到40家左右，未來實際可提純利用的工業副產氫資源總量也將從94萬噸/年降低為約45萬噸/年。此外，目前現有的大部分加氫站采用外供氫源，需要依靠高壓氣態的運輸方式，如果超過200公里，運輸成本就會大幅增加。“就近消納”是工業副產氫模式得以成功運行的關鍵，但并不是所有工業園區都能夠像山西焦煤集團一樣“自產自銷”。儲運環節成本高的問題受技術限制短期內仍難以解決。參觀者在第四屆中國國際進口博覽會展區了解高壓氫氣儲存系統。圖片來源: Alamy獨立能源分析師朱利安·阿爾米約（Julien Armijo） 認為，依托于煤化工業的工業副產氫在短期內可能是個機會，但是過分依賴工業副產氫是“危險”的，投資錯誤的基礎設施會導致“碳鎖定”效應。如果企業將用工業副產氣制氫視為減碳的手段，反而延長了本該加速淘汰的高碳排放基礎設施的壽命。他指出，同樣問題也出現在其他地區，尤其是歐洲。石油和天然氣行業經常聲稱藍氫能夠迅速擴大產業規模，因此應該作為大規模生產綠氫前的臨時解決方案。然而智庫E3G 的報告表明，這種方法反而會適得其反，藍氫鎖定了高碳基礎設施和就業機會，很有可能阻礙綠氫的發展。阿爾米約也持相同的觀點，“當企業傾注大量的資金去建設基礎設施，他們通常期待其能夠運營數十年甚至更久的時間，才愿意對他們進行替換或淘汰”。E3G 建議，為了確保向綠氫轉變，政府需要設定明確的時間表和目標、問責制和透明度機制，以及支持逐步過渡的法規和標準，但是阿爾米約對此并不樂觀，“應對氣候變化刻不容緩，各國的行動都太慢了。”
墨卡托中國研究所（Mercator Institute for China Studies，簡稱Merics）的分析報告指出，中國對氫能的政策支持仍以“產業發展為主，綠化為輔”。相較于旨在利用綠色氫能實現快速脫碳的歐洲戰略，中國的氫能目標過于保守。好消息是，可再生能源制氫的成本近年來持續下降，有望成為氫氣來源的主流。ETC報告預計到2030年，在大多數地區，綠氫的成本將低于每公斤2美元。未來，綠氫在大部分地區將會比藍氫、灰氫更便宜。Merics的分析師亞歷山大·布朗（Alexander Brown） 表示，工業副產氣為產業發展提供了便宜的氫氣來源，但仍屬于灰氫，制氫過程中會產生二氧化碳。中國需要利用氫能來實現“雙碳”目標，而只有綠氫才能夠做到這一點。他提醒中國不能依賴工業副產氫來滿足不斷增長的能源需求，“如果中國認真對待其氣候目標，就必須盡快轉向綠色氫能。”
文章來源：馬里亞納氫電
注：本文已經獲得馬里亞納氫電公眾號轉載權。
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