低排放制氢路径有哪些？

我来对低排放制氢路径进行简单梳理。

1.氢能耦合 CCUS

煤制氢

在中国，煤气化制氢作为一项成熟应用的技术，几十年来一直被化工和化肥行业 用以生产氨和甲醇。气化过程指将煤炭转化为由一氧化碳和氢气组成的合成气， 合成气可以进一步与额外的 CO2 反应转化为甲醇,也可以在水煤气变换反应器中反 应制取更多的氢气和 CO2。在后一种情况下，利用酸性气体去除装置将氢气和 CO2 混合气体分离，然后经变压吸附可产生高纯度氢气流，其可直接使用或用于 生产氨。CO2可以从酸性气体去除装置中直接回收。

在全球正在运行的约 130 家煤气化工厂中，80%以上位于中国。国家能源集团作 为中国最大的电力集团，同时也是世界上最重要的氢气生产商，其 80 座煤气化炉 年产氢能约 800 万吨（IEA，2019）。

煤气化炉产生高浓度高压的 CO2气体流（浓度约 80%8 ，来自酸性气体去除装置）， 这意味着去除杂质（如硫、氮）后的 CO2 捕集会相对容易，总体 CO2 捕集率可达 90~95%。集成联供循环单元能够生产蒸汽和电力以供内部使用并向电网输出，同 时可供应捕集 CO2 所需的部分能量（用于化学吸收的蒸汽和用于压缩的电力）， 但会减少了向电网输出的电量。

CO2 的运输成本取决于运输距离和运输方式（驳船、轮船、卡车或管道）。在中 国，对于一条 100 公里且 CO2 运输能力在 100~3500 万吨/年之间的管道，CO2 运 输成本为 0.01~0.12 美元/吨每公里（0.05 元~0.75 元/吨每公里）（Wei et al. 2016）。CO2 的封存成本也会因封存类型的不同而有很大差异。在中国，CO2 封 存和监测成本约为：枯竭油气田 8 美元/吨 CO2（50 元/吨 CO2），陆上咸水层 9 美元/吨 CO2（60 元/吨 CO2），离岸咸水层 50 美元/吨 CO2 （300 元/吨 CO2） （中国 21 世纪议程管理中心, 2019）。

但是，捕集的 CO2 用于 EOR 提高石油采收率产生的收益可以抵消 CO2 捕集和运 输成本。在驱油过程中，大部分 CO2 能够被永久地封存在地下，但需要对 CO2 的 注入和封存进行严密监控。然而，EOR 的经济可行性主要取决于 CO2 成本和石油 价格。附录 B 给出了宁东地区一家煤气化工厂 CCUS 改造的技术经济性研究案例， 探讨了是否将 CO2 用于 EOR 的影响。案例结果表明，当结合 CCUS 时，煤气化制氢的成本将会增加 40%，但当 40%所捕集的 CO2 用于 EOR 时，其成本增加幅 度可限制在 23~30%。

天然气制氢

全球范围内，天然气是制氢的主要燃料来源，但在中国，它是继煤炭和工业副产 品之后的第三大燃料来源。在中国，由于供应量有限且产品价格较高，天然气使 用量相对低于煤炭。天然气制取的氢气消费主体主要是合成氨、甲醇和炼油行业。

蒸汽甲烷重整（Steam Methane Reforming，SMR）是目前应用最广泛的天然气 制氢方法。该工艺包括两个连续过程：首先天然气与蒸汽重整后生成由一氧化碳 和氢气组成的合成气，然后通过水煤气变换反应（需更多的蒸汽）生成氢气和 CO2，以获得高纯度氢气。通常情况下，该工艺中 30~40%的天然气用作燃料进行 燃烧，从而产生“稀释”的 CO2 气流，而剩余的天然气分解成氢气和高浓度 CO2 气流。自热重整（Autothermal Reforming, ATR） 是 SMR 的一种替代技术，所需 的热量由转化炉本身产生，即所有的 CO2 都存在于转化后的合成气中。其他技术 还包括气热转化技术和天然气部分氧化技术。

中国天然气重整工艺设施每年直接排放约 4500 万吨 CO2 9 ，应用 CCUS 技术可实 现其深度减排。SMR 工厂捕集 CO2 有多种途径。一个可行方案是利用燃烧前捕集 系统，可以从高 CO2 浓度合成气中回收整个工艺排放的大约 60%的 CO2。同时， 还可以采用燃烧后捕集技术从更稀释的炉膛烟气中捕集CO2，捕集率可达90~95%， 该途径可以使整体减排水平提高到 90%或更高，但也会增加成本和额外能耗。

同时，集成热电联产单元能够产生蒸汽和电力，可供内部使用以及向电网输送。 CO2 捕集所需的能量（用于溶剂再生的蒸汽和用于压缩的电力）通常可以从该工 艺单元获取，但会减少输出到电网的电量，并略微增加天然气的使用量。应用 ATR 技术时，大部分的 CO2可以从转化炉中的合成气中捕集。

2.其他低排放制氢路径

电解水制氢

电解水是将水分解为氢气和氧气的电化学过程。当前，中国每年电解水制氢产量 仅有几千吨，主要用于需要高纯度氢气的领域（如电子产品生产）（中国氢能联 盟，2020a）。除了电解水制氢外，在氯碱电解生产氯气和烧碱过程中也会产生少 量高纯度副产氢。

目前，电解槽技术主要有三类：碱性电解槽、质子交换膜（proton exchange membrane，PEM）电解槽和固体氧化物电解池（solid oxide electrolysis cells， SOECs）。碱性电解槽技术是一种效率较高（63~70%10）的商业化技术，该技术 广泛应用于浮法玻璃、电子行业和食品行业制氢。PEM 电解槽技术尚未普遍推广， 其具有设备体积小、可产高压氢（利于储存）的优点，但存在需要昂贵的催化剂 和膜材料、效率较低（56-60%）、寿命短（目前仅为碱性电解槽的一半）等问题 （IEA，2019a）。

SOECs 是以陶瓷作为电解质，材料成本低，但其技术成熟度低，该技术在高温下 电效率高（74~81%）的优点，但因需要蒸汽形式的水，制氢时不仅需要电力和水 资源，还需要热力。未来 SOECs 技术发展的关键挑战是解决高工作温度导致的材料降解问题。随着技术研发的持续推进，三类电解槽技术性能都将显著提升（IEA， 2019a）。

随着可再生能源电力（尤其是光伏发电和风力发电）成本的下降，中国对电解水 制氢的兴趣日益增长。近年来，越来越多的大容量电解水项目投产或宣布建设， 尤其是为支持 2022 年北京冬奥会可持续发展议程，在张家口沽源县建设的 20 兆 瓦风电制氢项目。

电解水制氢成本受多种因素影响，其中电力成本、转换效率、资本投入和年运行 小时数影响最大。电力成本是影响最大的因素，占总制氢成本的 50~90%（IEA， 2019a）。电价上涨十倍会导致制氢成本上涨六倍。

电力成本和运行时间主要取决于地点和电力来源，而资本要求和转换效率因电解 槽技术而异。随着电解槽运行时间的增加，资本成本对氢平准化成本（LCOH）的 影响降低。因此，获得足够数量的低成本电力来确保电解槽运行的较高满载时间， 对于生产低成本氢气至关重要。

电解槽系统可以通过多种方式运行，每种方式都会影响年运行小时数、电力成本 和碳足迹。电力低排放则电解水制取的氢气低排放。中国电力行业碳强度高，使 得电解槽无法利用电网供给电力生产低排放氢。在未来具有高比例不稳定可再生 能源电力的脱碳电力系统中，过剩电力可能低成本获得。然而，目前这种低成本 电力通常仅在一年中极少数时间可用，这意味着电解槽的利用率很低，进而会推 高资本成本对制氢成本的影响。