氢能产业链发展技术路线研究

任厚霖(中国石化西南油气分公司采气三厂，四川 中江 618000)

1 氢能

1.1 发展氢能的重要意义

氢能是替代化石能源最佳的选择之一，具有绿色环保、热值高(能量密度大)、可再生、零污染(燃烧后只产生水)、零排放、制备工艺相对成熟、应用广泛、原材料来源广泛等特点。氢能属于“二次能源”，需要进行转化制备技术，当前以化石能源、工业副产品制氢为主，生产过程不可避免会产生碳排放，且暂未大规模采用“碳捕捉”“碳封存”，灰氢所占比例还比较高，整个工业链来看，还不是绿色能源[1]。采用太阳能、风能等绿色可再生能源，构建一整套无碳排放的可循环再生能源制氢工艺是发展的必然，也是实现“碳达峰碳中和”、向低碳产业转型的不二选择。

氢能的下一步发展，必将是从化石燃料、高能耗制“灰氢”，到使用碳捕获、利用与封存(CCUS)技术制“蓝氢”，逐步过渡到使用可再生能源(如：风电、水电、太阳能)等制“绿氢”的深刻变革。2021年7月，中国石化齐鲁石化-胜利油田CCUS项目开建，年均减排二氧化碳100万吨，推动“灰氢”向“蓝氢”的产业格局升级。

1.2 氢能产业发展主要存在的问题

目前，氢能产业的发展受到三个大的限制：一是制取成本问题；二是运输安全问题；三是能源转化效率问题。

1.2.1 制取成本问题

制取氢最方便的途径是电解水，但是这种方式前期基础建设投入大、工艺耗能较高。

一是电解水工艺前期建设成本(场地、设备、工艺、催化工艺、配套电网等)比其他制氢方式都要高。以二氧化铱为催化剂(铱价格为240～250元/克)的工业制取氢气成本在18～20元/千克。同等规模下，电解水制氢成本约为天然气制氢的1.3 倍、煤制氢的2 倍，不具价格优势。

二是电解水制氢1 m3约消耗3.5～5.0 kW·h时，以当前工业用电电价作为制定成本，电解水制氢工艺竞争力较差，其80%的成本为电费。电解水制氢，按目前生产每立方米氢气能耗计算，即使采用低谷电制氢(电价取0.25元/kW·h)，加上电费以外的固定投资，制氢综合成本高于1.7元/m3。煤制氢成本通常可以控制在0.8～1.2元/m3，天然气制氢的成本一般在为0.8～1.5元/m3。

1.2.2 运输储存安全问题

氢化学性质活泼，属易燃易爆气体，因此氢的储存和运输要求都很严格。常规管道输送材料抗“氢脆”能力有限。这一问题限制了氢气的储存、管道输送、运输等发展，提高了安全投入，降低了氢能的竞争力。

1.2.3 能量转化率问题，制备工艺碳排放高

当前，电解水制氢的主要矛盾在于效率转化问题，电解水制氢转化效率为50%～60%，通过燃料电池技术，将氢能转化为电能，同样在45%～60%的转化效率，按照最高的转化效率计算，仅剩下原来36%，通常只有20%多，甚至更少[2]。电解水制氢效率极低，电能转化氢能，氢能转化电能，存在两头“卡脖子”的问题。

从能源转化率来看，电-氢-电的能量转化总效率最高接近40%，算上其他成本，1度电的使用率只有30%。以电解水制氢为例，平均消耗3.5～5.0 kW·h的电能，极大制约了产业的发展。

1.3 发展前景

根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，我国氢能发展潜力巨大、市场广阔、前景美好，氢能在中国能源体系中的占比逐年攀升，氢燃料电池车的保有量持续增加，氢能需求量也将持续增长[4]。

我国能源分布并不均衡，可再生资源丰富的地区，如：沿海、北方、川渝地区等。风电以北方(东北、华北、西北)和沿海(东南沿海地区、沿海岛屿)为主，受季节性、天气影响较大。光伏发电，受光照时间长、季节影响较大，气候干燥、设备老化、速率慢。水电以长江流域为主，特别是川渝地区，具有发展氢能的独特区位优势，水电资源、水资源丰富、氢源丰富，是最适合布局氢能产业、攻克核心技术、抢占发展先机的地区之一。

虽然这些地区有大量可再生能源，但当地市场消纳能力有限，必须依靠特高压远距离输电，对外输送电力。用电低谷期，往往造成大量弃水、弃光、弃风。特别是长江中上游地区，汛期电力市场消纳能力有限，大量水资源白白浪费。

由于水力发电、光伏发电、风力发电具有波动性和间歇性，需要进行调峰和储能，利用电网无法消纳的水电、光伏和风能，采取电解水的方式制成氢气，取代部分化石能源消耗，可以起到节能减排的效果。目前最佳的应用场景是，将制氢用做于弃水、弃风、弃光的收集转化再利用，作为能源存储的载体。

但是由于氢能的运输、存储、应用要求极高，给设备、安全提出了挑战，一般体量的弃水、弃风、弃光，难以让氢能形成规模商业价值。所以，要让氢能的应用形成规模，必须先在弃水、弃风、弃光体量较大同时市场需求较大的地区形成规模，如：川渝、沿海地区等，才能推动产业发展。

2 主要工业制备技术

2.1 制备技术

当前的制备技术主要为电解水、氯碱工业、化石能源、生物质等方法，无论哪一种方法都无法规模化廉价生产氢气。

一定酸碱或是纯水条件下，在电解槽中通入直流电，在一极产氢气，在另一极产生氧气。氢气制品纯度高，可达99.7%以上。如前文分析，当到户电价在0.20 元/kW·h左右时，可再生能源电解水制氢才具备经济竞争优势，对于电价较高的上海、北京等地而言，仅电解水的电价成本就已经超过其他制备技术的综合成本。

2.1.2 水煤气法制氢

以无烟煤或焦炭为原料，在高温条件下，与水蒸气反应，制得水煤气。在CuO、ZnO、Al2O3、金等催化剂的作用下，将CO转化成CO2，再压入水中以溶去CO2，制得较纯氢气。这种方法制氢成本较低、产量很大、设备较多，多用于工业制备。

2.1.3 石油天然气制氢

利用石脑油、重油、石油焦等，在催化剂作用下，通过脱硫、热解、一氧化碳变换、PSA提纯等技术，制得氢气。该方法主要用于石油炼化企业副产品制氢。

2.1.4 焦炉煤气冷冻制氢

利用氢气液化温度低的特点，对焦炉气进行冷冻加压，分离其他气体，提纯氢气[5]。

其次，要求在小型水电站工作机组的运行过程之中，随时对进行发电和电力传输的设备进行安全检修和检查工作，务必保证小型水电站发电机组的正常工作运行。具体的来说，在小型水电站发电机组的运行过程之中，有着很多的关键设备组份发挥着为发电设备传输电流并传输电力的作用，为了有效的保证小型水电站发电机组的正常工作运行，就需要保证这些设备可以有效的运行。针对这样的情况，就需要对这些设备进行随时随地的检查，一旦出现油污或者损毁情况，就需要及时的采取有效的清污处理亦或者是采取相应的打磨处理，务必保证这些设备处于正常的工作状态当中。

2.1.5 氯碱工业的副产氢

在氯碱工业中，副产氢是电解食盐水的副产品，其纯度可达99%。主要用于合成盐酸、作为燃料。

2.1.6 酿造工业的副产氢

在酿造工业中，玉米、小麦通过厌氧发酵，可产生副产氢。

3 运输存储技术

3.1 运输技术

当前主流的储氢、运输技术包括高压气态储氢、低温液态储氢、金属或有机溶液储氢等技术。

高压气态储氢技术是利用压缩机将氢气压缩到承压容器中。特点是成本低，能耗低，技术最成熟，但运输成本高。高压储氢罐拖车百公里运输成本为21.5元/kg(按500 km计算)。另一问题是，受限于材质问题，储氢密度受压力影响较大，体积比容量太低，储氢量少。

低温液态储氢是将氢气通过低温液化后以液态的形式储存，液氢的密度为气态氢的800 倍以上，储运简单，容量大，但氢气的液化过程能耗高，需要耐超低温和保持超低温的绝热装置来隔热。液氢槽车百公里运输成本为14.8元/kg(按500 km计算)。

金属或有机溶液储氢是利用有机溶液、金属在催化剂作用下进行加氢，生成稳定化合物，需要时再进行脱氢处理。特点是较高储氢密度(50 g/L以上)，且成本相对较低，但熔点、沸点均较高，需要专门的加氢、脱氢装置，前期投资大。

3.2 管输技术

3.2.1 纯氢输送

纯氢管道输送，全球不过4 500 km规模。以φ508 mm管道为例，年输送能力10万吨，氢气管道造价大约400～600万元/km，天然气管道15～50万元/km，是天然气管道造价的8倍以上。我国现有氢气管道仅100余千米，纯氢管输技术还在进一步发展中，距离大规模应用还有一定距离。

3.2.2 富氢输送

根据最新研究成果，在压力较低的情形下(小于5 kPa)，氢气浓度即使达到50%，不会出现氢脆现象，聚乙烯(PE)与50%浓度氢气长期接触不会出现化学相容的问题，给富氢天然气民用化提供了思路。常用的天然气金属管道材料，如碳钢、不锈钢、铜、黄铜、铝合金等可以用于民用富氢气的输送[6]。2021年，国内发布了适用氢气比例为20%以下的富氢天然气和12T天然气两种气源的燃气热水器、燃气灶具等，进一步丰富了应用场景。

4 氢能的应用场景

4.1 热源、动力源

4.1.1 机械动力源

直接燃烧式获取机械动力，比燃料电池技术能源转换率低，应用场景不广泛。

4.1.2 民用燃气

作为民用燃气主要是指民用富氢天然气技术，在常规天然气中加入一定比例的氢气，通过改造燃气器具，实现氢气的民用化，减少独立建造管网的昂贵支出，以此持续做大氢气消费市场。

富氢天然气(氢气含量为15%～20%)，对比焦炉煤气(氢气含量为55%～60%)，富氢天然气氢气含量并不高，约为焦炉煤气的三分之一到四分之一，安全风险、应用风险比焦炉煤气低，完全可以作为焦炉煤气的替代技术。利用原本的焦炉煤气、天然气输送管道，实现氢气的商品化、市场化。

4.1.3 燃料电池

燃料电池技术对环境无污染，具有噪音低(低于55分贝)、发电效率高(＞50%以上)等优点。当前主流的燃料电池技术有氢、熔融碳酸盐、固体氧化物、甲醇等，氢燃料电池被认为是最清洁、最理想的一种。

目前，氢燃料电池技术依然具有其短板，车载存储储存技术依然难以攻克，压缩纯氢、液化氢等安全保障技术成本高昂，运输、存储、加注技术难度依然很大。可替代技术是车载甲醇制富氢技术，通过加注甲醇，在车上制造富氢(氢气、一氧化碳、甲烷)，直接供内燃机(发动机)燃烧做工，该技术与直接加注纯氢内燃机技术不同，甲醇是最理想的替代燃料，被认为是期望最高的车用清洁能源。

4.1.4 自循环民用燃气

实现光伏制氢技术小型化，移动式、便携式可用于牧区、高原地区民用需求。通过：光能→氢气→燃料电池→电能，可实现一家人一天的燃气、电力需求。

4.2 中间存储介质

当前，水电、风电、太阳能发电技术主要矛盾有三个：

一是水电方面。夏季，特别是汛期，发电量达到最高负荷，大量的电无法被及时使用，大量水资源浪费。冬季，全国供暖、民用需求激增，已经进入干燥少雨的季节，水电供给能力有限。以三峡电站为例，夏季最高可达150亿千瓦时/月，冬季枯水期间，发电能力仅50亿千瓦时/月。

二是风电方面。受季风、天气等影响，全年电力供应并不平衡，发电能力强的时候，市场消纳能力不一定强，市场需求大的时候，电力供应可能跟不上。虽经国家电网统一输配电调整之后，该项问题并不明显，由于缺乏中间缓冲环节，让自身矛盾非常突出。

三是光伏发电方面。受日照时间、天气等影响明显，如果缺乏大规模储能设备，夜间无法进行供电。

将氢能作为间歇性、波动性能源的调节器，可在夏季、季风等时期将富余电力转化为氢能(或是氢能衍生物甲醇、乙醇等)进行存储，通过直接燃烧、燃料电池等技术，在冬季、夜间、用电高峰期等进行供电。

4.3 化工原料

氢气是一种重要的气体化工原料，广泛应用在食品、日化品、金属冶炼、玻璃制造、焊接、锻造、化工等方面。氢与氮气、一氧化碳或有机化合物加氢反应，例如一氧化碳加氢合成甲醇、合成氨等。

5 结语

(1)电解水制氢的技术路线可行，但转化效率过低，中间能量消耗比较大，制备成本较高。受间歇性、周期性影响，市场消纳能力有限，远程运输费用偏高，长输管道建设面临技术难题。由此，衍生制造甲醇、富氢(CO、H2)，天然气加氢(＜20%)等技术，解决管道输送、运输等问题，丰富氢能的应用场景，提升市场消纳能力。

(2)在可再生能源丰富地区(西北、川渝等地区)先行发展氢能工艺，构建全国新氢能生产基地，扩大在氢能源汽车、民用燃气、工业制造、取暖发电等方面的应用，加快布局纯氢制富氢、甲醇技术应用，可有效消纳弃水、弃风、弃光电力，同时降低制氢成本，促进市场发展。

(3)以实现“碳达峰碳中和”为目的，扩大绿电制氢，通过氢气、二氧化碳制甲醇的产能布局，推动二氧化碳固定、回收产业的发展，实现对二氧化碳的捕捉再利用，抵消其他产业的二氧化碳排放。

(4)同步配套氢下游制品产业链，氢制甲醇，衍生制造甲醛、醋酸、氯甲烷、甲胺和硫酸二甲酯等有机产品。模拟植物光合作用，通过光伏发电制氢，捕捉工业制造中二氧化碳，制造工业原材料。