如何讓氫能既清潔又經濟

符冠云 熊華文

作為能源密度高、清潔、零碳、靈活的能源載體，氫能的應用場景非常廣闊。氫燃料電池汽車是氫能的重要下游應用領域，但這只是眾多應用領域中的一部分。在工業領域，氫能可成為鋼鐵、合成氨等傳統工業行業深度脫碳的重要技術路徑，例如氫能煉鋼技術可以替代大量焦炭；在建筑領域，家用小型氫燃料電池設備通過熱電聯產，系統效率可達90%。除此之外，氫能還可以扮演儲能、跨能源品種耦合等角色，以電解水制氫技術為紐帶，通過“電-氫-儲-電”（電能到電能：用電網多余電力進行電解水制氫，氫氣再通過氫燃料電池發電）、“電-氫-氣”（電能到燃氣：電解水制氫，氫氣直接摻入天然氣管網，或者合成甲烷混入天然氣管網）、“電-氫-車”（電能到燃料：電解水制氫，氫氣加注到車載儲氫容器，通過燃料電池驅動汽車）等轉換，為整個能源系統帶來顛覆性變革。

圖1：典型國家氫能發展戰略

氫能已得到全球多個國家和地區的廣泛關注。美國能源部提出“大規模融合氫能”的能源系統概念，德國、法國、韓國等國家陸續發布氫能發展計劃，日本提出建設“氫能社會”、將氫能上升為國家重大戰略之一，早在2017年12月就出臺《氫能源基本戰略》，旨在全球率先實現“氫社會”，以實現低碳社會發展目標和尋求日本經濟新的增長點。韓國政府將氫能作為三大戰略投資重點之一，于2019年1月發布了“氫能經濟發展路線圖”，明確了面向2040年的氫能發展目標、戰略及重點任務。這些國家都已認識到氫能在未來能源系統乃至社會系統中的地位和作用，競相開始搶占產業鏈各個環節的技術制高點，力爭使本國在此輪氫能變革中占得先機。

2018年以來，在技術、資本、輿論等多方面因素助推之下，在中國沉寂多年的氫能產業重新走入公眾視野。氫燃料電池汽車、家用氫燃料電池、移動式應急保障電源等領域涌現出的商業案例，極大地擴展了氫能產業未來發展的想象空間，引發政府、產業、資本的強烈關注。數十個城市出臺了氫能產業發展規劃或政策，各地氫能產業園建設如火如荼，規劃投資總額屢創新高，產業圖譜幾乎每周都被更新。

氫能有望成為未來中國能源體系的重要組成部分，巨大需求前景引發了市場的巨大反響，成為新的產業風口。“以何種方式來制取氫氣”是不可回避的關鍵問題。從中國實際出發，氫能大規模發展必須立足于清潔制氫，長遠且慎重地規劃和布局氫能產業，避免傳統制氫產業“一擁而上”，造成新的環境問題。

全生命周期清潔制氫：氫能產業發展的必由之路

制氫是氫能產業發展的基礎。氫氣來源多樣，可以由煤炭、天然氣等化石能源制成，也可以由電解水來生產，還可以是石化、化工等工藝的副產品。

煤制氫雖然技術成熟、成本低廉，但短期內難以實現清潔低碳。煤制氫需要將煤炭制成合成氣、再將氣體組分分離提純，最終獲得氫氣，過程中需要消耗大量煤炭，并造成環境污染和碳排放。平均而言，生產1噸氫氣需要消耗煤炭約6噸-8噸，排放15噸-20噸的二氧化碳，此外還會產生大量高鹽廢水及工業廢渣。

電解水制氫雖然在制氫環節清潔，但中國近70%的電力來自煤炭，用煤電來電解水制氫（下稱“煤電制氫”），高消耗、高污染、高排放等“三高”問題將更為嚴重。從全生命周期角度測算，煤電制氫的能耗、碳排放比煤制氫更高。能效方面，生產1噸氫氣，電解水制氫需消耗5萬-6萬度電，“電-氫”系統能效約為65%-75%；但如果使用的電力來自于燃煤發電，用當前發電煤耗測算，“煤-電-氫”系統效率下降至30%以下。碳排放方面，煤電制氫生產1噸氫氣需要排放二氧化碳30噸甚至更高，是煤制氫的2倍-3倍。

煤化工副產氫具有一定開發潛力，但副產出來的氫氣背負了間接“碳排放債”。煉焦等煤化工生產過程雖然會有氫氣作為副產品，但在副產氫氣的同時也不可避免地副產了大量一氧化碳（約占焦爐煤氣的30%-40%），最終這些一氧化碳要經過燃燒等方式轉化為二氧化碳，因此煤化工副產氫與二氧化碳可謂同根同源，生產出來的氫氣會間接背負“碳排放債”。

而且，中國大部分傳統煤化工產品都已出現供大于求，如果政策上鼓勵開發煤化工副產氫，不排除企業“主副顛倒”、競相提高煤化工產品產量，造成更為嚴重的產能過剩問題。

當前，中國氫氣主要來自化石能源，氫源結構遠遠落后于發達國家、甚至全球平均水平。根據中國氫能標準化技術委員會提供數據，2016年中國氫氣產量約為2100萬噸，其中煤制氫占62%、天然氣占19%，電解水制氫僅占1%。而從全球平均水平看，氫氣48%來自天然氣、30%來自醇類重整、18%來自焦爐煤氣。在氫能強國日本，本國氫氣產能中電解水制氫占63%、天然氣重整占8%、焦爐煤氣占6%。相比之下，中國氫氣主要來自煤炭，“清潔度”不夠。

不改變當前以煤為主的氫源結構，發展氫能實現中國能源綠色低碳轉型的方法無異于南轅北轍。按照2016年中國氫源結構，2050年實現1億噸氫氣的終端應用，需要消耗煤炭、天然氣等化石能源超過5億噸標準煤，排放二氧化碳接近12億-18億噸，氫能產業反而會成為最大的耗能和碳排放領域。

傳統制氫格局下的氫能經濟還可能造成“生產地污染、消費地清潔”的結果，進而加劇區域間的不公平現象。氫能無論是作為燃料直接燃燒，還是通過燃料電池轉化成電力，都可以實現零污染、零排放。但是，如果氫氣來自于煤炭、煤電等傳統制氫工藝，相當于“生產地污染、消費地清潔”。再加上中國煤炭、煤電等資源大多分布于中西部相對欠發達地區，生態系統比較脆弱、環境承載能力有限，讓這些地區發展傳統制氫項目去支持發達地區清潔化、低碳化進程，可能會進一步加劇區域間不公平現象。

圖2：全球、日本和中國氫源結構對比

但是，與之形成鮮明對比的是，中國煤炭企業對氫能表示出極大興趣，力圖將煤制氫作為轉型發展的重要途徑。截至2019年3月，已經有多家大型煤炭企業陸續宣布了煤制氫發展規劃或項目。一些專家提出了“煤制氫將擔綱氫能發展大任”、“煤的最佳應用方式就是制氫”等觀點，甚至有不少人認為，煤制氫是中國發展氫能經濟的重大優勢之一。

對此，我們認為，清潔氫氣應具有全生命周期綠色低碳的特點，需要從全生命周期的角度，對不同制氫工藝進行能耗、污染物排放和碳排放評測，找出其中哪些是“李逵”、哪些是“李鬼”，哪些是“看上去很美”、哪些是“披著羊皮的狼”。

清潔化與經濟性的兩難困境

中國清潔氫氣資源非常可觀，可以支撐近中期氫能經濟發展。可再生能源制氫方面，2017年中國“棄水、棄風、棄光”總量超過1000億千瓦時，如果全部用來電解水制氫，可生產清潔氫氣接近200萬噸。工業副產氫方面，氯堿工業生產1噸燒堿會副產280立方米左右氫氣，丙烷脫氫生產1噸丙烯會副產425立方米左右氫氣，再加上即將上馬的一批乙烷裂解項目，合計副產氫資源量超過100萬噸。可再生能源制氫和工業副產氫，二者合計能夠提供超過300萬噸的清潔氫氣，足以滿足近中期氫能經濟發展需要。

然而，清潔氫氣的推廣面臨著市場競爭力不足這座“大山”。參考2018年各類制氫原料（能源）平均價格，筆者比較了不同制氫工藝的制氫成本。煤炭價格為550元/噸時，煤制氫成本為9元-11元/公斤；天然氣價格為3.5元/立方米時，天然氣制氫成本為20元-24元/公斤；甲醇價格為3000元/噸時，甲醇制氫成本為23元-25元/公斤；電力價格為0.6元/kWh時，電解水制氫成本為40元-50元/公斤。工業副產氫平均成本雖然只有12元-18元/公斤，但下游用戶還需要將氫氣從相關企業運輸到本企業，需要支付儲運成本甚至比氫氣生產成本還高。例如上海某加氫站購買的氯堿廠副產氫，出廠價格僅為20元/公斤，但經過儲運抵達加氫站，最終價格已超過50元/公斤。可見，在當前價格水平之下，清潔氫氣不具備市場競爭力。

如何破解

破解制氫清潔化與經濟性的兩難困境，需要從兩端發力。一方面，把清潔制氫放在中國氫能產業總體發展戰略規劃的首要位置，通過體制機制創新來“降成本”；另一方面，對于傳統制氫方式，采用行政約束和市場引導的方法，提高環境成本，促使其集約化、低碳化和清潔化發展。具體可從以下五個方面著手。

首先，要為不同氫源“正名”。即根據不同制氫工藝在全生命周期的能耗、污染物排放和碳排放情況，定義“灰氫”、“藍氫”和“綠氫”。根據筆者測算分析，沒有CCS（碳捕獲和封存技術）裝置的煤制氫、天然氣制氫、甲醇制氫等傳統制氫工藝，應屬于“灰氫”范疇；傳統制氫工藝加上CCS裝置、煤化工副產氫等制氫工藝，可歸為“藍氫”范疇；可再生能源制氫、無工藝碳排放的工業副產氫等制氫工藝，可歸為“綠氫”范疇。

其次，制定清潔制氫發展路線圖，明確不同技術條件和時間階段的發展重點。近中期，應重點開發“綠氫”，在確保資源供應和氫氣需求相銜接條件下，優先利用工業副產氫，鼓勵在“棄電”現象嚴重地區建設現場制氫項目，實現清潔制氫、副產品高值化利用和提升可再生能源消納的“三贏”。鼓勵光解制氫、生物制氫等新技術的研發，為遠期清潔制氫發展做好技術儲備。

圖3：不同制氫工藝的氫氣生產成本對比

第三，鼓勵體制機制和商業模式創新，為清潔制氫“降成本”，提高市場競爭力。以可再生能源電解水制氫為例，由于其具有迅速啟停、副產高純氧氣等特點，如果能與清潔能源消納、峰谷電價、電力需求側管理等政策機制相對接，可以實現“降成本”。按照年利用3000小時、平均工業用電價格0.6元/kWh計算，電解水制氫成本在4.5元/m3左右。如果能夠在電網波谷期間生產并享受0.3元/kWh左右的谷電價，制氫成本可下降至2.6元/m3左右。再將副產的高純度氧氣進行回收并銷售，按照醫用氧氣市場售價計算，制氫成本還能再下降0.5元/m3左右。最后核算成本可以下降到2.1元/m3，初步具備了與傳統制氫競爭的能力。再加上一些地區為提高可再生能源消納，出臺了更為優惠的電價、免容量費、調峰補償電價等政策，都將有利于成本的進一步降低。

第四，以碳排放為約束條件，推動傳統制氫的環境成本內部化，實現低碳化、清潔化發展。中國已承諾“2030年實現碳排放達峰”，未來全社會碳排放約束將進一步強化。若強制傳統制氫工藝采用CCS技術，生產1立方米氫氣，煤制氫、天然氣制氫和甲醇制氫的成本將分別提高1.3元、0.6元和0.7元，其競爭力將被大大削弱。如果將制氫項目納入碳交易范疇，傳統制氫工藝的成本也會出現一些變動。根據目前全國不同地區碳交易價格，我們分別測算了碳交易對于傳統制氫工藝的成本影響，結果顯示，在50元/噸二氧化碳、100元/噸二氧化碳和200元/噸二氧化碳的價格條件下，煤制氫成本將分別上升0.09元/立方米、0.18元/立方米和0.36元/立方米；天然氣制氫成本將分別上升0.05元/立方米、0.09元/立方米和0.17元/立方米；甲醇制氫成本將分別上升0.04元/立方米、0.08元/立方米和0.16元/立方米。可見，在不同的碳約束條件下，傳統制氫成本將有所提高，清潔制氫競爭力將得到間接提升。

第五，強化能源、環境和排放監管，引導既有傳統制氫項目高質量發展。現階段應避免傳統制氫項目盲目擴張，在污染物處理和CCS等脫碳技術取得市場化突破之前，不宜大規模部署煤制氫、煤電制氫等高碳制氫項目。應落實能源消費總量控制、煤炭消費總量控制等政策措施，從源頭上避免傳統制氫工藝的“一擁而上”。鼓勵既有傳統制氫項目采取多聯產等模式，與鹽化工、廢棄物綜合利用等產業相對接，提升廢水、廢渣處理水平，實現資源綜合利用和循環利用的經濟效益。

（作者符冠云為中國宏觀經濟研究院能源研究所助理研究員，熊華文為中國宏觀經濟研究院能源研究所副主任、副研究員；編輯：施智梁）