“氢能热”下的“冷思考”：谨防化石能源制氢形成的高碳锁定效应

符冠云 郁聪 白泉

氢能有望成为未来我国能源体系的重要组成部分，巨大需求预期引发了强烈的市场关注，进而也使得“以何种方式来制取氢气”的问题成为焦点。近期，传统制氢领域的相关产业和企业表现活跃，制氢工艺路线呈现出“高碳化”的苗头。笔者认为，我国氢能大规模发展必须立足于清洁制氢，而清洁制氢应在全生命周期内具有低能耗、低污染和低碳特点。在“氢能热”的时候，需要从生态文明建设和落实能源革命战略的高度进行“冷思考”，长远且慎重地规划和布局氢能产业，避免化石能源制氢产业“一拥而上”，造成新的环境问题，加重人民美好生活需要与不平衡不充分发展之间的矛盾，对经济高质量发展产生不利影响。

一、氢能有望在能源革命进程中扮演重要角色

作为能源密度高（单位质量）、清洁、零碳、灵活的能源载体，氢能的应用场景非常广阔。众所周知，氢燃料电池汽车是氢能的重要下游应用领域，但这只是诸多应用领域中的一小部分。在工业领域，氢能可成为钢铁、合成氨等传统工业行业深度脱碳的重要技术路径，例如氢能炼钢技术可以替代大量焦炭。在建筑领域，家用小型氢燃料电池设备通过热电联产，系统效率可达90%。除此之外，氢能还可以扮演储能、跨能源品种耦合等角色，以电解水制氢技术为纽带，通过“电—氢—储—电”、“电—氢—气”、“电—氢—车”等转换，为整个能源系统带来颠覆性变革。

氢能已得到全球一些国家和地区的广泛关注。美国能源部提出“大规模融合氢能”的能源系统概念，德国、法国、韩国等国家陆续发布氢能发展计划，日本提出建设“氢能社会”、将氢能上升为国家重大战略之一，早在2017年12月就已出台《氢能源基本战略》，旨在全球率先实现“氢社会”，以实现低碳社会发展目标和寻求日本经济新的增长点。韩国政府将氢能作为三大战略投资重点之一，于2019年1月发布了“氢能经济发展路线图”，明确了面向2040年的氢能发展目标、战略及重点任务。这些国家都已认识到氢能在未来能源系统乃至社会系统中的地位和作用，竞相开始抢占产业链各个环节的技术制高点，力争使本国在此轮氢能变革中占得先机。

2018年以来，在技术、资本、舆论等多方面因素助推之下，“沉寂多年”的氢能产业重新步入公众视野。氢燃料电池汽车、家用氢燃料电池、移动式应急保障电源等领域涌现出的商业案例，极大地扩展了氢能产业未来发展的想象空间。根据中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟预测，2050年氢能在我国终端能源需求的比重将超过10%，氢气需求量将超过1亿吨。氢气可以由煤炭、天然气等化石能源制成，也可以由电解水来生产，还可以是石化、化工等工艺的副产品。未来我国巨大的氢气需求预期，已形成一个新的“风口”，引发了相关行业、企业的强烈关注。

二、传统能源行业企业纷纷向氫能抛出“橄榄枝”

在“氢能热”的形势下，不少煤炭企业对氢能表现出极大兴趣，截至2019年3月，已有多家大型煤炭企业陆续宣布了氢发展规划或项目。从目前情况看，多是瞄准氢下游产业，涉足加氢站、燃料电池等行业。但从长远看，在氢能的下游市场打开后，这些煤炭企业将极有可能向上游产业环节延伸，将具有成本竞争性的煤制氢作为转型发展新增长点。一些专家也提出了“煤制氢是我国氢能产业最大优势”“煤制氢将担纲氢能发展大任”“煤的最佳应用方式就是制氢”等观点。

煤制氢具有原料充足、成本低廉、技术成熟、生产规模大等特点，现阶段是最有市场竞争力的制氢技术路线。首先从技术本身来看，煤制氢只需要将煤炭转化成合成气，再将其中的氢气组分离提纯出来即可，技术比较简单。其次从生产规模上看，煤制氢产能可达10万立方米/小时，可以满足大规模氢气需求。第三，在经济性方面，尽管煤制氢的投资成本较高，接近1.3万元/立方米·小时，但折旧后，最终氢气生产成本仅为0.7—1.2元/立方米，相比于天然气制氢、甲醇制氢和电解水制氢，在现有煤炭价格体系下煤制氢的成本优势非常明显。

除了煤制氢以外，煤化工副产氢、电解水制氢也得到了市场的“追捧”。煤化工副产氢方面，焦炭、兰炭等煤化工产品的生产过程会副产氢气，以2018年我国焦炭和兰炭产能推算，副产氢气将超过800万吨，而这些氢气的利用方式比较粗放，直接燃烧甚至排空的现象非常普遍。如果单看副产氢，其相当于工业过程的副产品，无额外能耗、污染和排放，且价格低廉，仅需花费少量提纯成本，最终氢气成本在1.5元/立方米以内。因此，开发煤化工副产氢成为许多企业向氢能产业转型的重要突破口。电解水制氢方面，由于电网峰谷差不断拉大、波动性的可再生能源大量接入，电力系统对于储能的需求也越来越强烈。电解水制氢具有迅速启停的实时响应能力，且生产过程清洁无污染，也被视为清洁制氢的重要途径。

三、来自化石能源制氢工艺的氢气具有显著的“三高”特点

我国正处于推进生态文明建设和能源革命的关键时期，需要同时解决资源节约、环境质量改善和应对气候变化这三项艰巨任务。氢能在使用环节可以做到高效、清洁和低碳，具有在工业、建筑、交通等终端需求领域大规模应用的潜力空间。但是，为从根本上解决制约我国可持续发展的资源环境约束，还需要从全生命周期的视角来审视发展氢能经济的能源和环境效益，将氢气的生产和消费统筹考虑、系统评估。

煤制氢虽然技术成熟、成本低廉，但短期内难以实现清洁低碳。煤制氢生产过程需要消耗大量煤炭，并造成环境污染和碳排放。从当前技术水平看，生产1吨氢气平均需要消耗煤炭约6—8吨，排放15—20吨左右的二氧化碳，此外还会产生大量高盐废水及工业废渣。而目前碳捕捉与封存技术（CCS）、废水废渣综合利用技术还不足以支持煤制氢大规模发展，短期内煤制氢的“三高”问题难以解决。可见，氢气如果来自于煤炭，使用过程的清洁、低碳是以生产环节的“不清洁、不低碳”为代价的。以源于煤炭的氢气来解决资源环境问题，其结果只能是污染和排放的空间转移。

电解水制氢虽然在制氢环节清洁，但我国近70%的电力来自煤炭，用煤电来电解水制氢（后简称“煤电制氢”），“三高”问题将更为严重。从全生命周期角度测算，煤电制氢的能耗、碳排放比煤制氢更高。能效方面，生产1吨氢气，电解水制氢需消耗5万—6万度电，“电—氢”系统能效约为65%—75%;但如果使用燃煤发电的电力制氢，“煤—电—氢”系统效率下降至30%以下。碳排放方面，煤电制氢生产1吨氢气需要排放二氧化碳30吨甚至更高，是煤制氢的2—3倍。综上所述，煤电制氢比传统煤制氢更加耗能、更加污染，不应作为清洁制氢的技术选择。

煤化工副产氢具有一定开发潜力，但副产出来的氢气背负了间接“碳排放债”。炼焦等煤化工生产过程虽然会有氢气作为副产品，但在副产氢气的同时也不可避免的副产了大量一氧化碳（约占焦炉煤气的30%—40%），最终这些一氧化碳要经过燃烧等方式转化为二氧化碳。因此，煤化工副产氢与二氧化碳可谓同根同源，生产氢气的同时带来大量碳排放。而且，我国大部分传统煤化工产品都已出现供大于求，如果政策上鼓励开发煤化工副产氢，不排除企业“主副颠倒”、竞相提高煤化工产品产量，造成更为严重的产能过剩问题。

四、如不重构化石能源制氢格局，氢能经济将越发展、越耗能、越污染

从目前情况看，我国氢气主要来自化石能源，氢源结构远远落后于发达国家、甚至全球平均水平。根据中国氢能标准化技术委员会提供数据，2016年我国氢气产量约为2100万吨，其中煤制氢占62%、天然气占19%，电解水制氢仅占1%。而从全球平均水平看，氢气48%来自天然气、30%来自醇类重整、18%来自焦炉煤气。在氢能强国日本，大多数氢源是从澳洲进口，本国氢气产能中电解水制氢占63%、天然气重整占8%、焦炉煤气占6%。相比之下，我国氢气主要来自煤炭，“清洁度”不够。

不改变当前以煤为主的氢源结构，发展氢能实现我国能源绿色低碳转型的方法无异于南辕北辙。按照巴黎协定规定的“本世纪中叶全球实现‘2℃温升控制目标，甚至最新提出的‘1.5℃目标”，2050年我国碳排放总量需要控制在30亿吨以内（目前是100多亿吨），氢能将有望成为我国能源转型和深度脱碳的重要途径。但若依旧维持2016年我国氢源结构，2050年生产1亿吨氢气，需要消耗煤炭、天然气等化石能源超过5亿吨标准煤，排放二氧化碳接近12—18亿吨，氢能产业反而会成为我国最大的耗能和碳排放领域，氢能经济也将被戴上“三高”的帽子。

良好的生态环境是最公平的公共产品，是最普惠的民生福祉。氢能无论是作为燃料直接燃烧，还是通过燃料电池转化成电力，都可以实现零污染、零排放，发展氢能可以在很大程度上解决环境污染问题。我国煤炭、煤电等资源大多分布于中西部相对欠发达地区，生态系统比较脆弱、环境承载能力有限。在以化石能源制氢为主的格局下，发展氢能就等于让中西部地区以“三高”的化石能源制氢去支持发达地区清洁化、低碳化进程，造成“生产地污染、消费地清洁”，这将会进一步加剧区域间发展不公平现象。

五、清洁制氢有较好的资源潜力，但市场竞争力不足

经比较和筛选，笔者认为目前技术相对成熟的制氢工艺中，只有可再生能源电解水制氢和氯碱、丙烷脱氢等工业副产氢，属于真正意义上的清洁氢气。风电、水电等可再生能源本身没有污染和碳排放，因此使用这些电力来电解水制氢，全生命周期都能实现绿色低碳;氯碱、丙烷脱氢等工艺过程，副产氢数量与工艺碳排放基本无关，也属于清洁氢气。

我国清洁氢气资源非常可观，可以支撑近中期氢能发展。可再生能源制氢方面，2017年我国“弃水、弃风、弃光”总量超过1000亿千瓦时，如果全部用来电解水制氢，可生产清洁氢气接近200万吨。工业副产氢方面，氯碱工业生产1吨烧碱会副产280立方米左右氢气，丙烷脱氢生产1吨丙烯会副产425立方米左右氢气，再加上即将上马的一批乙烷裂解项目，合计副产氢资源量超过100万吨。可再生能源制氢和工业副产氢，二者合计能够提供超过300万吨的清洁氢气，足以满足近中期氢能发展需要。

然而，清洁氢气的推广面临着市场竞争力不足这座“大山”。参考2018年各类制氢原料（能源）平均价格，笔者比较了不同制氢工艺的制氢成本。煤炭价格为550元/吨时，煤制氢成本为9—11元/公斤;天然气价格为3.5元/立方米时，天然气制氢成本为20—24元/公斤;甲醇价格为3000元/吨时，甲醇制氢成本为23—25元/公斤;电力价格为0.6元/kWh时，电解水制氢成本为40—50元/公斤。工业副产氢平均成本虽然只有12—18元/公斤，但下游用户还需要将氢气从相关企业运输到本企业，需要支付储运成本甚至比氢气生产成本还高。例如上海某加氢站购买的氯碱厂副产氢，出厂价格仅为20元/公斤，但经过储运抵达加氢站，最终价格已超过50元/公斤。可见，在当前价格水平之下，清洁氢气不具备市场竞争力。

六、制定清洁制氢发展路线图，促清洁制氢降成本、传统制氢提质量

首先，应根据氢气来源，为清洁制氢“正名”。以测算全生命周期的能耗、污染物排放和碳排放，定义“灰氢”“蓝氢”和“绿氢”。根据笔者测算分析，没有CCS装置的煤制氢、天然气制氢、甲醇制氢等传统制氢工艺，应属于“灰氢”范畴;传统制氢工艺加上CCS装置、煤化工副产氢等制氢工艺，可归为“蓝氢”范畴;可再生能源制氢、无工艺碳排放的工业副产氢等制氢工艺，可归为“绿氢”范畴。制定清洁制氢发展路线图，明确不同技术条件和时间阶段的发展重点。近中期，应重点开发“绿氢”，在确保资源供应和氢气需求相衔接条件下，优先利用工业副产氢，鼓励在“弃电”现象严重且有氢气需求地区建设制氢项目，实现清洁制氢、副产品高值化利用和提升可再生能源消纳的“三赢”。鼓励光解制氢、生物制氢等新技术的研发，为远期清洁制氢发展做好技术储备。

鼓励体制机制和商业模式创新，为清洁制氢“降成本”，提高市场竞争力。以可再生能源电解水制氢为例，由于其具有迅速启停、副产高纯氧气等特点，如果能与清洁能源消纳、峰谷电价、电力需求侧管理等政策机制相对接，可以实现“降成本”。按照年利用3000小时、平均工业用电价格0.6元/kWh计算，电解水制氢成本在4.5元/m3左右。如果能够在电网波谷期间生产并享受0.3元/kWh左右的谷电价，制氢成本可下降至2.6元/m3左右。再将副产的高纯度氧气进行回收并销售，按照医用氧气市场售价计算，制氢成本还能再下降0.5元/m3左右。最后核算成本可以下降到2.1元/m3，初步具备了与传统制氢竞争的能力。再加上一些地区为提高可再生能源消纳，出台了更为优惠的电价、免容量费、调峰补偿电价等政策，都将有利于成本的进一步降低。

以碳排放为约束条件，推动传统制氢的环境成本内部化，实现低碳化、清洁化发展。当前，积极应对气候变化已成为全球共识。为实现“到本世纪末确保实现2℃甚至1.5℃温升控制目标”，碳排放将成为各国发展过程中必须面对的约束条件。如果将制氢项目纳入碳排放交易体系，以每吨二氧化碳100元来计算，煤制氢成本将提高1.6—2元/公斤氢气;而若实现零排放制氢，須采用CCS技术，煤制氢的成本将提高5—8元/公斤氢气，相当于成本提高了50%以上。同样，天然气制氢和甲醇制氢要实现零碳制氢，其成本也将提升20%左右。由于工业副产氢和可再生能源电解水制氢不产生碳排放，碳约束不会对其成本产生影响，竞争力得到间接提升。

强化能源、环境和排放监管，引导传统制氢项目高质量发展。现阶段应避免传统制氢项目盲目扩张，在污染物处理和CCS等脱碳技术取得市场化突破之前，不宜大规模部署煤制氢、煤电制氢等高碳制氢项目。应落实能源消费总量控制、煤炭消费总量控制等政策措施，从源头上避免传统制氢工艺的“一拥而上”。进一步强化能源和环境监管，完善相关领域污染物排放标准;强化环境执法，建立对违规企业的整改、处罚和跟踪一体化监管机制，多管齐下倒逼传统制氢工艺的清洁化、集约化、减量化转型。鼓励既有传统制氢项目采取多联产等模式，与盐化工、废弃物综合利用等产业相对接，提升废水、废渣处理水平，实现资源综合利用和循环利用的经济效益。

注：

①电能到电能：用电网多余电力进行电解水制氢，氢气再通过氢燃料电池发电。

②电能到燃气：电解水制氢，氢气直接掺入天然气管网，或者合成甲烷混入天然气管网。

③电能到燃料：电解水制氢，氢气加注到车载储氢容器，通过燃料电池驱动汽车。

（作者单位：中国宏观经济研究院能源所）