来源：《能源产业聚焦》
可再生能源制氢是未来发展方向，但受经济性差、技术待突破等因素制约，年前难以实现商业化利用。中国氢能联盟研究院预测，直到年中国可再生能源制氢，占氢能供应的比例才有望达到50%。
如何在完成绿氢替代前快速培育市场、扩大氢的应用场景？业内基本共识是，我国的制氢路径的初期和中期阶段，化石能源制氢将发挥重要过渡作用。我国在构建以绿氢为主导的氢能供应体系的过程中,需依赖CCUS技术降低化石能源制氢所带来的二氧化碳排放,实现由“灰氢为主”到“绿氢为主”的过渡。
资源禀赋与经济成本使“灰氢”成主流
今年5月，位于广东惠州的我国首套采用E-Gas技术煤制氢联合装置已连续平稳运行超天，累计生产氢气超5.5万吨，标志着我国煤气化制氢技术应用取得重要突破，达到行业先进水平，对推动我国煤制氢产业快速发展、助力煤炭清洁高效利用具有重要意义。
化石能源制氢以煤制氢和天然气制氢两种主要制氢方式为代表，是国内最主流的制氢方式，约占我国氢能产量的三分之二，远超其他制氢方式。
中国具有丰富的煤炭资源，煤炭产量位居世界第一。由于具有安全环保、技术成熟、价格低廉的竞争优势，业界普遍认为，煤制氢是实现煤炭资源有效利用的重要途径。中石化大连石油化工研究院助理工程师孙雪婷介绍，作为当前最可行的大规模制氢技术，煤制氢技术具有成熟的技术优势及得天独厚的资源优势。所以如何提高煤炭的利用率，实现煤能源的高效利用是制氢技术开发的关键一步。
“我们能够利用我国的煤炭资源禀赋，通过煤制氢技术将煤炭转换成清洁能源，这是我国最具发展潜力和发展优势的制氢路线之一。”航天投资控股有限公司总经理韩树旺表示。
早在年，神华集团鄂尔多斯煤制油分公司就建设了两套13.8立方米/小时的煤制氢装置。年，中石化长岭炼化加氢炼油装置成果大规模连续试用巴陵石化提供的煤制氢气，综合数据标明，试用煤制氢后用氢总体成本下降约三分之一。
与煤制氢相比，天然气制氢具有耗水量小、碳排放低、氢气产率高等优势，亦被视为化石能源制氢路线中理想的制氢方式。记者近日了解到，山东潍坊滨海区氢能源综合项目作为潍坊第一个氢能源综合项目，预计今年8月竣工。主要建设3套天然气裂解制氢装置及配套设施，利用滨海当地充足的天然气源制备低碳氢气。项目投产以后，将为潍坊市及周边区域的工业企业提供高纯度的氢气，项目同时配套建设加氢站，也将为氢燃料电池车辆提供加注服务。
中石油集团公司发展计划部副总经济师朱兴珊介绍，天然气与氢能具有先天协同发展优势。氢能发展初期可以利用业已成熟的天然气产业体系，开展灵活的天然气制氢、天然气管道掺氢、燃气轮机、锅炉和窑炉掺氢等，通过不断扩大规模，实现氢储运和应用技术突破，降低成本，培育氢能产业，为绿氢发展铺平道路。
高碳排使化石能源制氢由“灰”转“蓝”成必然趋势
使用煤作原料，每制取一千克的氢气，就排放超过20千克的二氧化碳。天然气制氢的碳排放约为煤制氢的一半。化石能源制氢具有较高的碳排放成为“灰氢”受到诟病的主要方面。
目前我国工业年产万吨氢中，有96%是碳排放较高的灰氢。在碳达峰、碳中和的目标下，除了资源禀赋、经济成本、能源效率，也要考虑氢源的环境效益，能源低碳绿色转型势在必行，制氢在全生命周期实现二氧化碳减排，是不可回避的问题。浙江省今年5月印发的《浙江省能源发展“十四五”规划》明确提出，全面推进舟山绿色石化基地能效诊断，禁止煤制氢。
而碳捕集利用与封存(CCUS)技术作为一种重要的碳移除技术,能够与化石能源制氢技术集成耦合,进而大幅降低化石能源制氢过程中的碳排放,获得碳足迹相对较低的低碳氢气。
从碳排放强度看，煤制氢耦合CCUS技术，每生产1千克氢气排放2千克二氧化碳，显著低于煤制氢，仅为天然气制氢碳排放强度的五分之一,基本实现了煤炭、天然气等化石能源的低碳化利用。天然气制氢+CCS或采用天然气无碳制氢工艺生产“蓝氢”更是可起到与绿氢相同的减碳效果，在整个能源转型过程中将发挥重要作用。
中国工程院院士袁亮指出，“煤制氢+CCUS”具有经济性和低碳化双重效益，可大幅降低煤制氢过程中的二氧化碳排放，获得碳足迹相对较低的低碳氢气，即“灰氢”变“蓝氢”。
在“煤制氢+CCUS”方面，能源央企已经有了实践案例。年7月,中石化胜利油田百万吨级CCUS全流程示范项目启动建设。该项目包括齐鲁石化煤制氢装置尾气碳捕集和胜利油田二氧化碳驱油封存两部分,已于年1月建成中交。
氢能与CCUS政策割据制约进一步发展
与看似美好的前景相比，“煤制氢+CCUS”二者的结合面临的“身份”定位问题是不得不跨的门槛。业内专家指出，总体来看,现阶段我国的氢能政策和CCUS政策之间呈现孤立割据状态,煤制氢技术与CCUS技术的集成应用目前缺乏相关规划及配套政策支持。
在制氢产业与CCUS领域，我国均出台了相关支持政策。《氢能产业发展中长期规划(-年)》今年3月在业界期盼已久中终于落地。年3月发布的国民经济和社会发展第十四个五年规划及年远景目标纲要中，明确提出要开展CCUS重大项目示范。这是CCUS技术首次被纳入国家五年规划重要文件。
另据了解，我国的CCUS政策目前仍以鼓励相关企业开展研发示范工作为主,部署的示范项目主要集中在电力、煤化工(不含煤制氢)及甲醇生产等领域,尚未涉及煤制氢领域。
朱兴珊建议，近期鼓励天然气制“灰氢”，允许站内天然气制氢。出台支持政策，鼓励天然气制“蓝氢”（即制氢+CCS或采用无碳制氢工艺）及天然气掺氢输送和掺烧技术研发和示范，为中远期绿氢大规模应用奠定基础。
在政策鼓励之外，成本是产业化不得不面临的一道关。CCUS技术存在二氧化碳捕集困难、建设成本高、能耗高、风险不确定等缺点，难以在短时间实现大规模应用。当煤制氢与CCUS技术集成应用时,前期投资成本和运营成本都将增加。国际能源署针对我国煤制氢的评估结果显示，在煤制氢生产中加入CCUS技术预计将使资本支出和燃料成本增加5%,运营成本增加%。
行业对此表示乐观，CCUS技术虽会增加煤制氢的成本，但增量有限,在现阶段可再生能源制氢成本较高时,煤制氢与CCUS技术集成应用具有成本优势。未来随着CCUS技术部署规模的增加,其成本将会进一步降低。
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齐琛冏
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牟思南