日前，中國石化內蒙古鄂爾多斯市風光融合綠氫示范項目啟動開工，作為目前全球最大的綠氫耦合煤化工項目，該工程主要利用當地風、光資源發電直接制綠氫，年制綠氫3萬噸、綠氧24萬噸，就近用于當地煤炭深加工示范項目降碳減碳。

　　在“雙碳”目標下，綠氫被視為助力煤化工產業深度脫碳的利器。除了上述工程，國能包頭煤化工綠氫綠氧項目、中煤鄂能化二氧化碳加綠氫制甲醇技術示范項目等也在內蒙古提上日程。記者還注意到，在寧夏寧東、陜西榆林等現代煤化工產業示范區，綠氫耦合思路紛紛由規劃加速走向項目實踐。力破高碳緊箍咒，用好綠氫正當時。

　　從源頭解決高碳排放

　　綠氫注入背后，源于煤化工產業自帶的高碳屬性。據中國石油和化工工業聯合會測算，從噸產品來看，煤直接液化、間接液化以及煤制烯烴、煤制乙二醇的碳排放量，分別為5.8噸、6.5噸、11.1噸和5.6噸，遠高于以油、氣為原料的排放水平。對標低碳發展要求，減排迫在眉睫。

　　中國科學院院士李燦向記者舉例，以煤為原料生產甲醇，1份產品需要由煤炭提供2-3份碳原子，主要作用是制取工藝反應所需的氫元素。“但其實，這些碳原子的實際利用率并不高，最多只有一半通過轉化進入終端產品，其他都變成二氧化碳排掉了。如果想辦法替代這一步驟，碳排放就有希望得到控制。”

　　為此，李燦提出了利用風、光等可再生能源分解水制綠氫，后者再注入甲醇生產的思路。反應所需的氫不再是由煤而來，從源頭真正減少排放，這也是目前綠氫耦合煤化工項目的經典代表之一。按照我國年產甲醇約9000萬噸計算，若全部采用該路線，減碳量有望超過1.2億噸。

　　“以煤氣化為龍頭的煤化工項目，正是推廣綠氫耦合應用的重點領域。”中國科學院大連化學物理研究所專家靳國忠進一步稱，大部分煤化工項目，必須經過水煤氣變換工序、調整碳氫比，才能產出滿足工藝要求的合成氣，該步驟是碳排放的最主要工段。利用補入綠氫來調節碳氫比，則可以省略水煤氣變換工序，大幅節約煤炭資源，從而減少碳排放。

　　在寧東基地，上述思路也有實踐。“根據基地煤化工項目生產實際，使用1噸綠氫替代煤制氫，平均就能節約煤炭消費量11-12噸標準煤，可減排二氧化碳28-30噸。”寧東基地管委會相關負責人介紹，以氫換煤、綠色消碳，現已成為當地煤炭消費升級的重要途徑。

　　進一步提效降本

　　隨著項目加速落地，業內對綠氫耦合思路有了更深認識，一些難題也暴露出來。

　　上述基地負責人坦言，寧東發展光伏制氫的條件優越，但因光伏發電時間受限，即使給予理論上足夠量的裝機量，相關企業也很難實現綠氫連續生產，進而造成電解槽產能浪費、生產成本增加。“煤化工項目對連續生產有著嚴格要求，采用綠氫耦合路線，必須解決連續供應問題，滿足煤化工用氫的穩定性需求。”

　　“風、光發電易受季節、天氣等變化影響，在客觀上造成制氫輸出的不穩定性，也影響了煤化工項目連續生產。”靳國忠表示，為解決間歇性、波動性問題，一方面可考慮風、光之間多能融合，形成供電相對穩定的風光互補發電系統；另一方面，配置適當容量的儲能系統，平抑、消納、平滑新能源發電的輸出，通過“風光氫儲”一體化匹配煤化工項目用氫需求。

　　此外還有經濟性問題。記者了解到，煤化工項目是以生產大宗產品居多，一旦失去了成本優勢，產品競爭力將大打折扣。但目前，綠氫制備成本仍是煤制氫的2倍甚至更高，其大規模使用無形中加劇了煤化工項目成本控制壓力。

　　“可再生能源電價低于0.15元/千瓦時，可再生能源制氫的經濟性才能得到保障。”靳國忠認為，對此還需適度加大風光發電的建設規模，通過規模效應降低發電的成本，并加快先進制氫技術的研發和迭代。“比如在現有綠氫工藝中，堿水制氫成本較低、應用最廣，但因為電解槽啟動時間長，無法快速調節制氫速度，與可再生能源的適配性比較差。質子交換膜制氫技術的安全性和效率更高，運行更加靈活，系統造價卻也更高。綠氫在煤化工領域推廣應用，降本是關鍵，技術是支撐。”

　　在部分地區率先規模化

　　在多位業內人士看來，綠氫耦合煤化工項目整體技術可行、經濟性可期，但目前還處于產業示范階段，真正走向工業化仍有不小距離。

　　例如，規模應用的前提，是打通耦合發展全流程的參數設計、技術工藝、裝備設施等，實現能效提升、設備利用、降耗減碳水平的最優化。然而，目前理論研究居多，由于缺乏足夠的項目實踐及相關數據驗證，各系統如何實現最優匹配，既無標準、也沒有成熟參考經驗。除了新建工程，大批存量項目的改造投資大、技術要求高，還可能對已有裝置的生產效益造成影響，這也是現實難題。

　　“因此，我們鼓勵在有條件的地區率先推廣。”靳國忠舉例，內蒙古、寧夏、榆林等地，煤炭與可再生能源資源均很豐富，現代煤化工產業基礎深厚，通過建立離網風、光項目電解水制氫，可率先打造綠氫耦合煤化工跨能源、跨產業的多能互補綜合示范區，發展獨具特色的西北綠色能源基地。綠氫就地利用，反過來還能降低儲運及使用成本。

　　石油和化學工業規劃院副總工程師韓紅梅認為，煤化工是氫能用量最大的領域，但也非所有地區、所有項目都可適用。結合實際，宜優先選擇具有良好風光資源和化工園區組合條件的地區，從技術示范起步，研究產業特征，做好工程方案循序漸進。

　　“煤化工企業可以自主投資，也可以跟專門做綠氫的企業合作。”韓紅梅提醒，在項目選擇上，煤制油氣并不適合引入綠氫。“這些項目屬于能源轉化類，從煤炭初級能源轉化為油氣初級能源，使用時還是把它們燒掉，產品所含的碳全部轉化為二氧化碳排放，不具備留碳功能。這樣一來，綠氫即便作為中間原料引入，整體能效最終依然打了折扣。”(記者 朱妍)

　　 轉自：中國能源報