绿氢大会大唐集团郝洪亮：绿氢耦合煤化工具备五大优势8月29日-30日，由势银（TrendBank）主办、山东奥扬新能源科技股份有限公司总冠名赞助的“2022势银绿氢产业大会”在宁波泛太平洋大酒店隆重召开。会上，中国大唐集团科学技术研究总院有限公司新能源研究中心党总支书记/副主任郝洪亮发表了题为《绿氢在现代煤化工绿色低碳转型中的应用探讨》的演讲。郝洪亮表示，8月29日，五部委工信部、财务部、商务部、国资委、市场监管总局发布了《关于加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划的通知》，明确提出了开展不同场景下的可再生能源氢能综合系统应用的命题。实际上，从国家层面、行业层面都认识到一个问题：氢能会在哪个领域、行业、场景率先落地发展？在2020年开启申报燃料电池汽车示范城市群的时候，氢能主要应用在交通领域；在2021年，大唐集团在白城开展国网制氢；而在今年，大唐集团在可再生能源制氢耦合煤化工领域开展了研究。上述三个领域存在的问题是什么？即氢能在哪些场景下会不依靠国家补贴率先发力、发展、市场化？一是交通领域。从制氢到储氢、运氢、加氢，再到燃料电池汽车，整个产业链最长且难度最大。清华大学杨福源教授曾说过，氢储运难度最大，至今还未完全攻克，无论是高压气态储氢还是液态储氢、固态储氢。举个例子，当绿氢制取出来后，从西北输运到浙江的成本可能不止10元，甚至50元都不止。那么浙江如何发展氢能？可以采取海上风电制氢的方式。因此交通领域是打通产业链、攻破技术的重要布局之一。二是电力领域。现在的电力系统也叫作可再生能源为主题的新型电力系统，多采用风电、光电，降低碳排放。当前，可再生能源主要分布在西北地区，而负荷区主要集中在东部一带，如何运电？电网运力不足，加上可再生能源具备波动性，会对电网带来极大的压力。郝洪亮表示，氢能在电力领域发展有这么几个方向，一是氢储能，可解决长时间储能问题；二是制取氢气，通过天然气管道运输到目的地，再进行发电。但是电力系统有一个特点，即试错成本较高。为什么电力行业接受新兴技术的速度较慢？郝洪亮给出了答案，因为电力行业是一个基础行业，比如说布局燃料电池汽车，燃料电池不行了，可以不开燃料电池汽车；但是电力无法跟上，将可能对国计民生造成大问题。三是化工领域。郝洪亮指出，无论是石化、冶金还是煤化工，涉氢产业链和供应链都是最短的，也是最有可能实现落地的。比如说中石化库车项目采购了50多台一千标方的电解水制氢装备，占了今年整个市场大半比例。从库车项目来看，产业链之所以短是因为采用就地制氢的方式，不需要长距离运输和储存；而东部燃料电池汽车采用就地制氢方式，多是天然气制氢或副产氢炼化，需要解决碳排放问题。传统煤化工主要包括“煤-焦炭”、“煤-电石-PVC”、“煤-合成氨-尿素”三条产业路线；而现代煤化工是指以煤为原料生产煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制芳烃等煤制化学品和煤制油、煤制天然气等新型煤基清洁能源，其基本原理是以煤炭中的碳元素为原料，通过气化反应生产一氧化碳和氢气合成气，再通过调节合成气的碳氢比生成乙烯、丙烯、乙二醇等化工品。郝洪亮指出，碳元素作为自然界的基础元素，不能谈碳色变，像钻石和石墨都是碳。众所皆知，煤炭中的碳氢比为1:0.8，而烯烃、乙二醇、芳烃等产品均具备高含氢量，即要在生产过程中加氢减碳。中国的煤化工具有自己的特点：外国多是石油化工和天然气化工，但我国是多煤、缺油、少气的国家，石油对外依存度达70%，天然气对外依存度为40%-50%左右，进而形成今天世界领先的现代煤化工产业。郝洪亮表示，我国现在主要有四个煤化工基地——鄂尔多斯、宁东、榆林、准东，而这四个煤化工基地均在可再生能源丰富的西部地区，为可再生能源和煤化工耦合创造了条件。煤化工的主要工艺为煤制氢，二氧化碳的排放量是氢气产量的20倍、天然气制氢的2倍，这是因为碳氢比为1:1，而天然气的碳氢比为1:4。在2020年，二氧化碳排放量达3.2亿吨，是石化行业的1/4左右。煤制氢的碳排放主要来源有两个：一是工艺排放，一氧化碳和水生成氢气和二氧化碳进行排放；二是煤炭燃烧排放。以烯烃为例，每生产一吨烯烃，工艺碳排放有6吨左右，总碳排量可能达到10.52吨。而降低碳排放的路径有两条：一是降低产品的碳氢比，即生产含碳多，或者碳和氧多、而氢少的产品；二是通过别的途径来补充氢气。郝洪亮表示，在碳中和前提下，从碳交易规则公告可以看出，煤化工企业是首批纳入碳交易的企业，因此煤化工减排是势必要做的事。而无论石油化工还是煤化工，降碳减碳的方式只有一个——绿氢，不像交通领域、电力领域等行业还有其他路线可走。在2021年，习总书记考察煤都榆林时，明确提出“煤炭作为我国主体能源之一，要按照绿色低碳的发展方向，推进煤炭消费转型升级”。而现在常说的以可再生能源为主题的新型电力系统，主体——可再生能源其实并不可控，比如说作为水电大省的四川在这段时间限电缺电，足以表明可再生能源是不可控的，所以要升级发展煤炭产业。在《氢能发展中长期规划（2021-2035）》中提出了扩大工业领域氢能替代化石能源的应用规模，积极引导合成氨、合成甲醇、炼化、煤制油气等行业由高碳工艺向低碳工艺转变，促进绿色低碳发展。此外，在《“十四五”国家安全生产规划》中也明确对煤化工做了相应规划。郝洪亮认为，氢能耦合煤化工的优势主要有5个：一是助力煤化工行业深度脱碳；二是解决就地消纳不足、外送通道不够的问题；三是降低可再生能源波动对电网的冲击；四是为电网提供调频辅助服务；五是降低跨季节储能成本。当前碳减排对煤化工行业来说刻不容缓，绿色化工是重要途径乃至必经之路。但是绿氢耦合煤化工还面临以下几个问题：由于可再生能源存在波动性，因此可再生能源在连续制氢供氢上还存在挑战；当前可再生能源制氢较少，多采用网电制氢，没有实际意义；煤化工与绿氢耦合发展的全流程技术工艺等没有可借鉴的经验或标准规划；可再生能源发电直接制氢的产氢波动性与化工企业平稳用氢需求之间存在存在矛盾；绿氢价格显著高于化石能源制氢和工业副产氢价格。而且，绿氢产业对煤化工、石油化工行业而言是整个系统。比如说一个绿氢耦合煤化工项目，在前期的容量规划中要囊括绿氢、风电/光伏、储能储氢、化工行业的产量等，然后就是协调控制和运行调度；此外还有一个重要环节——工艺优化，如果说项目要打通落地，需要制氢端、储氢端、运氢端、运用端的工艺进行变换。随后，郝洪亮介绍了大唐集团做的DL煤化工项目。该项目是世界首例使用低质褐煤制烯烃的大型工业示范项目，设计年产精甲醇168万吨/年，需要消耗灰氢26亿标方/年。该项目在正常工艺下，排放的二氧化碳为12亿立方；因此大唐集团计划建设14亿标方/年的绿氢装置与煤化工耦合，需配套300万千瓦的风电光伏，可减排二氧化碳93万吨。郝洪亮表示，从DL煤化工项目再看库车项目，可以看出，项目所在地具备丰富风电光伏等可再生能源，不需要大量储存、运输氢气，直接解决了氢储运的成本问题。不过现在的输氢管道技术较为成熟，一条正常的输氢管道使用100年也不会有太大问题。目前来看，中国石化、煤化工企业等都在探索绿氢与化工的耦合发展示范，相信不久后，绿氢耦合化工示范成功能够达到工业推广的要求。最后，郝洪亮表示，在双碳目标下，随着科技的进步，煤炭的燃料属性正在被原料属性慢慢替代。构建可再生能源制氢与煤化工生产相结合的现代煤化工产业，进行碳中和战略布局，发展好煤炭的原料属性，将助力清洁低碳安全高效能源化工生产，实现自主可控的产业链、供应链的能源保障体系，走出一条独具特色的煤炭转型发展之路。而氢能可以促进传统化石能源的转型升级，由燃料向原料彻底转变，杜绝了将煤炭作为原料使用时中间过程排放的CO2，从而实现煤炭作为原料利用过程CO2零排放。在碳中和目标下，尤其是工业领域，氢能更是深度减排的“攻坚利器”；虽然短期内面临着经济性的考验，但是随着技术的成熟、升级和规模化带来的成本下降，未来可期。虽然目前氢能的应用还在交通领域，这只是一个小规模应用；但大规模应用应该是在化工行业、冶金行业、电力行业，尤其是电力行业可能就是未来最大规模的氢能应用领域。文章来源：势银能链