“煤的碳含量高、氢含量低，烯烃恰好相反，因此煤制烯烃生产过程需要加氢。以煤和水制取氢气的方式，同时会排放大量二氧化碳。”以煤制烯烃产品为例，宝丰能源相关人士解释称，不同于传统制氢路线，电解水制氢纯度等级高、杂质气体少，“只要有足够的绿氢，煤制烯烃排放二氧化碳的问题可以基本消除。”

　　事实上，高碳排放亦是煤炭下游产业面临的共性难题。开源分析指出，在碳达峰碳中和目标下，现代煤化工等“用煤大户”亟待实现低碳排放，清洁低碳转型压力与日俱增。“在政策大力支持下，氢能行业具备广阔发展前景。随着政策体系不断完善，已在氢能产业进行布局或者规划的传统能源企业将从中受益。”

　　不少企业已采取行动。例如，兖矿能源依托现有煤化工产业优势，有序发展下游制氢等产业，将力争5年-10年让氢气供应能力超过10万吨/年。国家能源集团将推进新能源制氢与现代煤化工耦合发展、煤炭生产运输及辅助环节的氢基新能源替代，更好发挥氢能与传统化石能源、新能源的耦合作用。除了单个企业，部分大型基地也已明确目标。以我国现代煤化工产业示范区宁东基地为例，其将在“十四五”期间大力发展氢能。到2025年，基地可再生能源制氢产能将达到30万吨以上，降低煤炭消费360万吨标煤、减排二氧化碳700万吨。

　　“布局氢能对宝丰能源来说是一条长远的绿色发展之路。绿氢作为连接可再生能源与终端应用场景的绿色二次能源，将在现代化工领域扮演深度脱碳的重要角色。”上述负责人告诉记者。

　　工业副产氢未得到充分利用

　　除了“用于煤”，部分氢能也产自以煤为原料的项目及生产工艺。诸如合成氨、甲醇合成等装置，以及高温焦化副产焦炉气、兰炭副产煤气等生产过程，均富含可观的工业副产氢。“我国基础工业发达，工业副产氢总产量全球第一，且氢源更易获得。”北京佳安氢源科技股份有限公司总经理江风表示。

　　国家发改委近日印发的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》提出，结合资源禀赋特点和产业布局，因地制宜选择制氢技术路线，逐步推动构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系。在焦化、氯碱、丙烷脱氢等行业集聚地区，优先利用工业副产氢，鼓励就近消纳，降低工业副产氢供给成本。“十四五”期间，“初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系”。

　　定位已经明确，行动须跟上。“工业副产氢的利用率依然不高。”天能控股集团董事长张天任坦言，工业副产氢是产品生产过程的副产物，但因纯度较低、成分复杂，加之受制于技术手段，在工程建设之初的工艺设计时未对其综合利用进行统筹考虑，目前多采用燃烧等低效利用途径，甚至直接送到火炬排空。

　　张天任举例，去年全国烧碱产量约3900万吨，每吨烧碱副产约合0.025吨氢气。很多企业往往更关注主产品，副产氢放空率高达30%，意味着全年近30万吨氢气被白白放空。“按照每辆氢燃料电池车每天加注5公斤氢气，行驶里程200公里来算，仅这些副产氢经过纯化，就能够供应约16.4万辆氢燃料电池车。煤化工行业也将富余的工业副产氢进行‘点灯’‘排空’处理，若进行提纯利用，既有效降低了氢气成本，也解决了大规模生产难题，真正做到变废为宝。”

　　分阶段因地制宜推进联动

　　“现阶段，我国氢源相对单一，电解水制氢和可再生能源制氢尚未大规模推广利用。中短期，可重点提高工业副产氢的综合利用，建议因地制宜，鼓励副产氢企业开展技术攻关，进行工艺提纯，将副产氢转化为可高值利用的氢能源。重点鼓励副产氢企业布局加氢站，打通氢能运输通道，完善氢能供应链。”张天任进一步建议。

　　江风认为，站在市场角度，工业副产氢也应该分阶段发展。“初期以示范项目为主，氢气用量较小，对工业生产影响小，以氢源经济便利为主。中期以大工业项目为主，氢气用量适中，应结合当地资源禀赋。当氢气需求和使用量巨大时，需要更注重绿色发展，统筹规划氢源分布，与其他氢源一起实现多元供给。”

　　加强“煤”“氢”联动的路径还有很多。张天任举例，在煤化工行业加大技改补贴，鼓励企业优化工艺工序，减少煤制氢的权重，将可再生能源制氢作为煤化工下游原辅材料的来源。在冶金行业，以氢气代替煤炭作为还原剂的氢冶金技术是最佳脱碳途径，鼓励企业加强对氢能冶炼等低碳冶炼技术的研发应用力度，鼓励钢铁等冶炼企业推广“氢冶炼”。

　　“煤炭企业可充分利用已有产业基础，进行多能融合发展。”在国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋看来，煤矿较多集中于山西、内蒙古、新疆、宁夏等地区，这些地区风光资源丰富，发展可再生能源电解水制氢潜力巨大。有能力的企业可利用煤矿现有的土地资源优势，有序、合理开发可再生能源制氢产业链，同时实施煤化工与新能源耦合发展，推动现代煤化工绿色低碳转型。

　　来源：中国能源报 2022-04-12 11:23