煤氢联动向全产业链延伸

　　以煤气化制合成气为龙头，耦合风、光水电解制氢，建设70万吨/年聚烯烃、10亿立方米/年液化天然气两条主生产线——位于新疆哈密的风光多能互补制绿色低碳高值煤基化学品新材料项目，于近日召开可研报告评审会；在河南省发改委刚刚公布的可再生能源制氢示范项目名单中，河南平煤神马东大化学有限公司16MW光伏制氢示范项目入选，到2023年制氢规模拟达到240万Nm3/年；结合自身需求，国家能源集团聚焦氢能氨能在煤炭运输板块的应用，宣布将在“十四五”期间谋划一批科技创新项目……

　　开年以来，煤氢联动频繁。多家煤炭企业纷纷瞄准氢能，将其作为低碳转型、业务拓展的抓手，“氢”装上阵，煤炭企业前景如何？

　　来自中国氢能联盟、中国氢能标准化技术委员会等不同机构的数据均显示，煤制氢目前仍是我国的主要氢源，产量占比超过60%。“煤企涉足氢能产业，最大优势在于制氢的原料富集、技术成熟，现阶段每公斤煤制氢成本仅为电解水制氢的1/4-1/5。”中国国际经济交流中心科研信息部部长、能源政策研究所负责人景春梅举例，在煤化工反应中，第一步“煤气化”过程就会产氢，这些副产氢让煤企具备“量”的优势。

　　除了上游环节，部分企业进一步向氢能全产业链延伸。布局较早的国家能源集团，初步形成了全国性的氢能项目布局。例如，其在江苏省如皋市打造的全天候商业运营加氢站，是国内第一个行政审批完备、完全市场化开发的国际标准商业加氢站。1月24日，由其建设的河北省张家口市万全油氢电综合能源站正式启动，集加油、加氢、充电于一体，为冬奥会提供氢源保障。

　　在国家能源集团最新召开的氢能产业发展专题会上，总经理刘国跃提出，将在已有科研成果和发展基础上，把握氢能产业发展脉络，选择好技术路线，稳步开展工程科技示范，扎实稳妥布局项目。要推进新能源发电与电解水制氢耦合发展、新能源制氢与现代煤化工耦合发展、煤炭生产运输及辅助环节的氢基新能源替代，更好发挥氢能在传统化石能源和可再生能源、新能源的耦合作用。

　　地方煤企也在大胆尝试。在山西，全国最大的独立商品焦和炼焦煤生产商美锦能源，目前已在广东佛山、云浮，山西太原、晋中等地建成8座加氢站，去年共售出氢燃料汽车357辆。依托煤化工优势，山东能源集团积极布局制氢、储氢、用氢产业链，计划打造海陆风电、光伏、氢能“双千万、双园区”新能源产业集群。

　　煤企制氢优势突出，短板却也十分明显。“氢能是零碳燃料，又是化石能源和可再生能源之间过渡和转换的桥梁。煤制氢技术较为成熟、成本较低，但同时将制氢产生的二氧化碳捕捉和封存，才能达到碳减排目的。”中国工程院院士衣宝廉表示，基于氢能产业清洁低碳的发展初衷，煤制氢逐渐会被基于可再生能源的“绿氢”所替代。

　　为解决脱碳问题，衣宝廉提出对二氧化碳集中进行处理，比如利用电解水制氢的副产氧，进一步与煤制氢结合，收集二氧化碳注入油井，以此提高产油量。“日本在澳洲搞褐煤制氢就是结合二氧化碳封存，通过储氢载体甲基环乙烷运至日本，再脱氢为甲苯，制取氢气。”

　　北京低碳清洁能源研究院氢能研发负责人何广利也称，从全生命周期碳排放来看，现有煤制氢方式与清洁低碳要求相违背。“以此衡量，煤制氢非但不占优势，由于生产过程排碳，反倒是首当其冲受到影响的产业。对于企业而言，不能一味追求产多少氢，还要关注氢从哪里来，低碳的氢源才是可持续发展方向，反过来也是煤化工企业降低自身碳排放的重要途径。”

　　如其所言，部分企业已展开探索。据宁夏宝丰能源集团相关负责人介绍，该集团太阳能电解水制氢综合示范项目，建成后预计年产2.4亿标方“绿氢”、1.2亿标方“绿氧”，可直供化工装置，“绿氢”替代煤炭原料、“绿氧”替代煤炭燃料生产高端化工产品。“煤的碳含量高、氢含量低，烯烃产品恰恰相反，因此需要用煤和水制氢气，反应过程排放二氧化碳。电解水制氢纯度等级高，杂质气体少，考虑减排效益，与可再生能源结合电解水制‘绿氢’被认为是实现脱碳的最佳途径。只要有足够的‘绿氢’，煤制烯烃碳排放问题可以基本消除。”

　　何广利进一步提出，目前已有配套二氧化碳处理技术解决煤制氢碳排放的方式，并建成相应的示范项目，但因成本偏高，规模化推广还需要政策支持。另一种减碳方式是“煤炭+新能源”。“利用可再生能源制氢替代‘灰氢’，在满足自用的基础上，企业可以考虑作为氢源供应单位，将盈余的‘绿氢’向外供给。随着可再生能源成本持续下降，经济性问题将逐步改善。”

　　景春梅坦言，诸多煤企集中在制氢环节发力，但考虑到碳减排约束，继续一味做大煤制氢，将自己定义成氢源供应商的思路不可取。“可再生能源制氢、耦合煤化工产业链，对工业副产氢进行提纯、去碳是可行的发展方向。”

　　除了“从哪里来”，还要关注“到哪里去”。景春梅提出，氢能产业链较长，覆盖上游制备、中游储运及下游的氢燃料电池、储能应用等。究竟在哪个细分领域布局，煤企既要看到自己能做什么，也要把握行业、地区的整体情况。“比如，储运至今仍是氢能产业面临的堵点，占到终端用氢成本的50%左右。煤炭企业不少项目位于中西部地区，即便是成本低廉的煤制氢，超过一定运距后经济性也将大打折扣。产得出，如何运得出？再如，燃料电池及车辆是一个相当复杂的产业链，很多专做氢能的公司研发多年才有突破，煤炭企业若在技术、人才等方面不占优势，不建议贸然尝试。此外，多地纷纷发布氢能相关规划，一哄而上的苗头初现。煤企还要结合实际情况算好帐、布好局，避免重复建设、产能趋同。”

　　刘国跃表示，氢能产业发展方向主要包括清洁能源基础燃料、能量储存介质、不同能源行业耦合的重要媒介。国家能源集团将结合自身实际，发挥在新能源制氢、工业附加制氢方面的优势，将制氢、储氢作为产业发展的切入点，推进氢能与煤基能源产业、新能源产业协调发展。