耦合綠氫是助力化工行業深度脫碳的有效路徑。
國家發改委等六部門日前發布的《推動現代煤化工產業健康發展》提出，要推動現代煤化工產業高端化、多元化、低碳化發展，在資源稟賦和產業基礎較好的地區，推動現代煤化工與可再生能源、綠氫等耦合創新發展。
當前，包括煤化工、煉油、合成氨、甲醇等在內的化工行業，均是用氫大戶。但由于我國目前更多依賴化石能源制氫，即灰氫，生產過程中產生的碳排放量較大。因此，在業內看來，耦合綠氫是助力化工行業深度脫碳的有效路徑。
公開信息顯示，目前，包括中國石化、中煤集團等在內的大型能源企業均在布局相關示范項目，探索通過電解水制綠氫、綠氫耦合化工，助力行業低碳轉型。
將灰氫升級為綠氫
中國電動汽車百人會氫能中心發布的《綠氫促進化工行業低碳轉型》顯示，2020年，中國化工行業的碳排放量約為13.8億噸，占全國碳排放總量的13.4%，其中直接排放9.18億噸，電力排放4.6億噸，在工業領域的碳排放量僅次于冶金行業，減碳壓力巨大。但傳統的減碳措施不足以實現化工行業的凈零排放，在此背景下，可再生能源驅動的綠氫有望發揮重要作用。
數據顯示，當前我國每年氫氣產量約3340萬噸，其中80%用于石油煉化、合成氨、合成甲醇、現代煤化工等化工領域，而這部分氫氣主要通過煤炭、天然氣等原料制取，制取每公斤氫氣的碳排放強度約為10—20公斤。
大連化物所研究員王集杰對《中國能源報》記者表示：“以煤制甲醇為例，目前我國甲醇的表觀消費量接近1億噸，煤制甲醇的產能有8000多萬噸。煤本身碳多氫少，如果生產甲醇，額外需要很多氫。現有煤化工工藝是先做煤氣化，再做水氣變換，用一氧化碳和水生產二氧化碳和氫氣，生產1噸甲醇大概要產生2.6噸左右的二氧化碳。”
“該路線有兩個明顯不足：一是二氧化碳排放強度偏大，二是煤炭的碳資源屬性沒有被利用好，因為它以二氧化碳的形式排放到大氣中，并沒有進入甲醇。這就是現有煤化工技術的弊端。”王集杰說，“但如果能跟綠氫耦合，煤炭只提供碳資源和少量的氫，更多的氫由綠電通過電解水制氫來提供。這樣不僅可以把煤炭資源省下來，而且還可以減少二氧化碳排放。這是符合碳中和要求的煤化工發展的必經之路。”
關鍵在于降低綠氫成本
據了解，當前多家大型能源企業均有綠氫耦合化工的相關項目布局。比如，中石化在新疆庫車的綠氫示范項目，用光伏發電，電解水制取綠氫后，用于替代塔河煉化公司的天然氣制氫;中煤集團位于鄂爾多斯的10萬噸/年二氧化碳加綠氫制甲醇技術示范項目，規劃225兆瓦風電、400兆瓦光伏發電制綠氫，用于下游合成甲醇。
不過，多位受訪者表示，目前綠氫的制取成本相對較高，并不具備經濟性。
清華大學化工系副研究員唐城在接受《中國能源報》記者采訪時指出：“綠氫產業的發展趨勢是與高耗能高排放工業相結合，目前新疆、寧夏、內蒙古等地已有多個綠氫耦合煤化工、合成氨、煉化、氫冶金的技術示范項目開工。但目前電解水制氫成本仍然偏高，是化石能源制氫的3—5倍，且現有電解槽裝備對波動性光伏和風電的適應性較差，主要還是以市電為主，并不是真正意義上的綠氫。”
王集杰表示：“整體上看，在綠氫的成本構成中，電費占70%，設備投入、其他運行成本占30%。在西部風光資源較好的內蒙古、甘肅、寧夏、青海、新疆一帶，光伏發電每度已經低于2毛錢，風電略高一點。如果按1方氫耗5度電來算，制1方氫氣的整體成本為1.4元左右，而煤制氫的成本大概是每方0.6—0.8元。另外，由于可再生能源發電存在間歇性，尚無法保證生產的連續性。因此，現在一些項目會使用部分市電讓電解槽盡量連續運行，這樣一來，成本就更高了，而且這也會導致生產出來的氫并不是真正意義上的綠氫。”
仍需技術和政策雙重發力
在受訪的專家看來，在碳達峰碳中和目標背景下，綠氫耦合化工發展是必然趨勢，但若要大規模推廣，仍需在技術上多發力。
“電解槽的技術亟需面向產業痛點創新升級，如催化材料、極板、隔膜、密封、系統等，這從根本上決定了電解水制氫的安全性、綠色性和經濟性。”唐城指出。
王集杰表示：“目前主流的堿液電解水制氫和PEM電解水制氫均存在不足。PEM電耗低、響應快，但成本高、規模小，堿液成本低、規模大，但能耗高、響應慢。若要推動綠氫整體成本下降，一是要不斷降低綠電成本;二是要降低每方氫的能耗，提高效率;三是要提高電解槽的單槽規模。”
與此同時，綠氫耦合化工大規模發展也離不開政策支持。
“從政策上講，需要明確氫能定位、加強頂層設計，綠氫兼具能源和化學屬性，是支撐電力系統低碳化和用能終端電氣化的核心技術。在產業布局上，要避免單一化、同質化，既要打通氫能‘制-儲-運-用’全產業鏈，也要推進‘電-氫-化-熱’深度融合，提高綠氫的綜合利用效率、技術經濟性和減排降碳貢獻。”唐城指出。
王集杰還建議：“目前我國的碳稅制度尚不健全，應有序推行覆蓋全領域的碳稅或碳交易。否則，綠氫做起來就沒有動力，單靠經濟性，目前肯定沒法跟傳統能源比。”
