资源丰富、易得且成本优势明显 煤制氢能否迎风口？
2018-07-04 11:34:03
摘要：“2050年我们将迎来氢能时代，形成10万亿元产能规模。煤的最佳应用方式就是制氢，煤制氢未来将作为新能源的一个重头戏。”此前的公开发言中，中国工程院院士干勇如是说。
“2050年我们将迎来氢能时代，形成10万亿元产能规模。煤的最佳应用方式就是制氢，煤制氢未来将作为新能源的一个重头戏。”此前的公开发言中，中国工程院院士干勇如是说。
“氢能是最低碳的清洁能源，要实现大规模产业化，煤气化制氢的成本优势相当明显。”中国工程院院士顾大钊则这样评价。
多位院士在不同场合、不同时间、不约而同提及煤制氢，这并非偶然。近期氢燃料电池汽车的大热，着实让煤制氢又火一把，不少业内人士甚至将其视为未来氢能的主要来源。厚望之下，煤制氢能否扛起未来供氢重任？
产量巨大，成本可观
煤制氢，即通过利用气化技术将煤炭转化为气态产物，经分离处理提取高纯度的氢气。在我国，煤制氢实际早有广泛应用。
根据亚化咨询《中国煤制氢年度报告2018》统计，2010年至今，全国新建大型炼厂煤/石油焦制氢项目6套，煤制氢的总规模约为80.5万标立米/小时。另有15个拟在建炼化一体化项目，其中11个确定采用煤气化制氢工艺。
“我国是全世界最大的氢能用户，2016年煤制氢产量已达1700-1800万吨，算是非常大了。只不过此前多用于合成氨、石油炼化等工业领域，距离我们生活较远。随着氢燃料电池汽车热门起来，煤制氢作为氢源之一，逐渐进入公众视野。”国家能源集团北京低碳清洁能源研究所氢能技术开发部经理何广利称。
从工业领域转向汽车产业，煤制氢是否可行？从产量来看，何广利认为并无问题。“我们以集团自己的项目做过测算，如将现行煤气化设施全部用来制氢，年产氢能约400万吨。这一产量，足以供应4000万辆燃料电池乘用车。按照年产1800万吨的总规模换算，供应量则达1.8亿辆车。即使不再增加新的制氢能力，也可满足燃料电池汽车规模化使用。”
再从成本分析，在煤化工资深专家、三聚环保新材料股份有限公司副总裁任相坤看来，煤制氢是所有制氢途径中，最经济、最实用的一种。“我国以煤为主的资源禀赋，首先为煤制氢奠定基础，资源丰富、易得。其次取决于不同煤质，规模化制氢成本目前在0.8元/立方米左右，相比至少2元/立方米的天然气制氢，及成本更高的电解水制氢，煤制氢优势非常明显。”
此外技术层面，多位专家向记者表示，现已进入成熟应用阶段，可靠而先进。“我国的煤制氢技术，甚至堪称全球领先。”何广利说。
储运、环保仍是瓶颈
产能有保障、物美且价廉，煤制氢是否就能承担氢燃料电池的规模化供应？记者在采访中获悉，事实并非如此。
首先，工艺环节仍有制约。“前端制氢的确过关了，但后续运输、储存中的问题紧接着来了。”中科院大连化学物理研究所节能与环境研究部部长王树东指出。根据习惯，煤制氢现多为本地化使用，产出后通过管道就近消纳，无需长距离输送。但用在燃料电池上，制氢与用氢不再是同一地点，多了加氢站这一“中间商”，储运要求随之而来。
一方面，由于燃料电池汽车尚未大规模投运，相关配套设施也不完善，参与氢气储运的企业较少，远未达到产业化水平。另一方面，煤制氢的储运技术、设备依然存疑。采用何种方式储存？管道还是车运合适？设备成本由谁承担？安全性有保障吗？“多重不确定因素，导致煤制氢储运还有很长的路要走。”王树东称。
同时还有成本问题。何广利坦言，制氢成本虽有优势，目前加上储运费用，煤制氢的实际使用反而更贵。“像我们自己在实验室用的氢气，从外地运至北京，每立方米总成本至少十几元，储运甚至远超制氢成本。”
在我国，因成本远高于国际平均水平，储运环节也限制了煤制氢的进一步发展。以运输环节为例，记者了解到，管道运送成本虽低，对设施的要求却极高，建设、运行等投资都是不小数目。瓶装车运氢运量受限、成本偏高，且在氢气瓶本身的生产中，部分核心材料仍依赖进口，无形中加重负担。
此外，还有环保隐患。亚化咨询相关负责人告诉记者，全球减碳大势之下，煤制氢因碳排放量极高，未来很有可能使用受限。“炼厂采用煤制氢路线，建设10万标立米/小时的制氢规模，年排放二氧化碳就达90万吨左右。如浙江石化计划建设的4000万吨/年炼化一体化项目二期，就在环评中被明确要求，制氢方案不得以煤为原料。”
煤制氢可成为供应主力
一边是资源、生产优势，一边却卡在了配套环节。燃料电池汽车大热的背景之下，煤制氢还有机会吗？
在任相坤看来，煤制氢的发展空间不容忽视。“相比高额的电解水制氢，煤气化制氢成本低廉；相比天然气制氢，我国‘富煤、缺气’，以及天然气不提倡转化等现状，又让煤炭占据资源优势。加上清洁化利用也是煤炭行业的发展方向所在，待燃料电池汽车真正实现规模应用，煤制氢定有自己的一席之地，甚至占据重要地位。”
他同时指出，煤制氢项目也切忌“单打独斗”。“园区建设、交通布局、基础设施、原料供应等因素，都应纳入统筹考虑范围。比如在什么地方建设制氢装置，与煤炭供应有无保障、城市发展是否匹配等均息息相关。此外，煤制氢也可与城市供热、发电、石油加工及当地其他化工项目等寻找结合点，充分发挥其效益，实现资源利用最大化。”
围绕储运难题，何广利则指出，制氢、储氢、运氢、加氢实际是一套系统工程，应同步布局供氢体系。“出于安全性考虑，我国规定运输氢气的压力不能太大，压力低也决定储存量不会太大。现阶段，我国仍普遍采用35兆帕压力标准，而日本、美国已达到70兆帕压力标准。要提升储运能力，下一步还需从技术层面入手，运量上去了，折算下来的成本也就相应下降。”
针对碳排放问题，记者了解到，二氧化碳捕集与封存技术，被认为是当前为数不多的成熟解决方案之一。研究表明，以每公斤氢气生产16公斤二氧化碳计算，捕集与封存的成本在12元左右。
“二氧化碳捕集、封存技术在我国已有年头，但因处理成本偏高、封存后再利用困难等问题，一直没能广泛使用。目前，暂未提出煤制氢碳减排的硬性要求，参与企业因此也未对二氧化碳作特别处理。捕集、封存技术究竟合不合适，要待后续考察。”一位业内人士提出不同意见。 来源:中国能源报 作者:朱妍
