我國煤制氫與CCUS技術(shù)集成應(yīng)用的現(xiàn)狀、機遇與挑戰(zhàn)

許毛張賢樊靜麗高林徐冬

1.中國礦業(yè)大學(xué)(北京)能源與礦業(yè)學(xué)院,北京 100083;2.科技部中國21 世紀議程管理中心,北京 100038;3.煤炭資源與安全開采國家重點實驗室,北京 100083;4.中國科學(xué)院工程熱物理研究所,北京 100190;5.國家能源集團國電新能源技術(shù)研究院有限公司,北京 102209

化石能源的大量使用引發(fā)了包括全球變暖、空氣污染在內(nèi)的一系列影響人類可持續(xù)發(fā)展的環(huán)境問題。 2018年全球化石燃料燃燒產(chǎn)生的二氧化碳排放高達331 億t,其中中國占比約28.7%[1],位居全球首位。 在全球能源格局深刻調(diào)整、能源治理體系加速重構(gòu)、新一輪能源革命蓬勃興起的大背景下,高效、清潔、低碳已成為全球能源轉(zhuǎn)型發(fā)展的必然趨勢。 在眾多能源種類中,氫能因具有清潔、高效、安全、可持續(xù)等特點而受到廣泛關(guān)注,被認為是21 世紀最具發(fā)展?jié)摿Φ哪茉粗弧?據(jù)國際能源署(IEA)預(yù)測,到2050年,全球的氫能源消費總量將達到3 億t 標(biāo)準油[2]。

近年來,我國高度重視氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展,已成為全球最大的氫氣(H2)生產(chǎn)國,2018年我國氫氣產(chǎn)量約為2 100 萬t[3],2019年則超過3 300 萬t[4]。 同時,我國也是主要的氫氣消費國。 據(jù)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測,到2050年我國氫能源消費量將達到6 000 萬t,在我國終端能源體系中的占比達到10%[3]。 從氫氣的來源看,現(xiàn)階段我國99% 以上為化石能源轉(zhuǎn)換得到,包括煤制氫、天然氣制氫及工業(yè)副產(chǎn)氣制氫,電解制氫不足1%[5]。 化石能源制氫,尤其是煤制氫,會產(chǎn)生大量的二氧化碳排放,因此其無法從根源上解決使用化石燃料所帶來的碳排放問題。 而碳捕集利用與封存(CCUS)技術(shù)作為一種重要的碳移除技術(shù),能夠與化石能源制氫技術(shù)集成耦合,進而大幅降低化石能源制氫過程中的碳排放,獲得碳足跡相對較低的低碳氫氣。

2020年9月22日,習(xí)近平主席在第七十五屆聯(lián)合國大會一般性辯論會上發(fā)表重要講話,提出中國將提高國家自主貢獻力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值,努力爭取于2060年前實現(xiàn)碳中和。 隨著我國氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展和對氣候變化減緩重視程度的增加,低碳制氫技術(shù)的作用將逐漸凸顯。 制氫行業(yè)作為氫能全產(chǎn)業(yè)鏈的前端,則是未來低碳氫能產(chǎn)業(yè)鏈得以快速發(fā)展的重要保障。 從資源稟賦和能源安全的角度來看,在今后相當(dāng)長一段時間內(nèi)煤制氫仍將是我國化石能源制氫乃至整個制氫業(yè)的主要途徑。 煤制氫與CCUS 技術(shù)耦合作為一項新興的集成技術(shù),尚缺乏對其在我國能源低碳發(fā)展進程中的應(yīng)用前景和特點的全面認識和綜合評估。 本文擬從應(yīng)用現(xiàn)狀、發(fā)展機遇及挑戰(zhàn)三個方面對煤制氫技術(shù)與CCUS 技術(shù)的集成進行系統(tǒng)分析,以期為我國未來煤制氫與CCUS技術(shù)集成應(yīng)用的發(fā)展提供相關(guān)借鑒。

1 我國煤制氫與CCUS 技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀

1.1 煤制氫技術(shù)已能夠?qū)崿F(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用,CCUS技術(shù)具備大規(guī)模示范基礎(chǔ)

現(xiàn)有的制氫技術(shù)類型主要包括煤制氫①本文所討論的煤制氫技術(shù)是指以煤炭為主要原料、以H2 為主要產(chǎn)品的工藝過程,其技術(shù)路線以煤氣化為主;以煤為原料、以H2 為副產(chǎn)品的相關(guān)技術(shù)路線(如煤焦化制氫)不予考慮。、天然氣制氫、工業(yè)副產(chǎn)氣制氫、甲醇制氫、電解(海)水制氫、光催化分解水制氫及生物質(zhì)制氫等,其制氫原理和技術(shù)成熟度見表1。 其中,煤氣化制氫技術(shù)和基于甲烷蒸汽轉(zhuǎn)化法的天然氣制氫技術(shù)穩(wěn)定成熟,已能夠大規(guī)模應(yīng)用;甲醇蒸汽轉(zhuǎn)化制氫技術(shù)和工業(yè)副產(chǎn)氣制氫(原料包括焦?fàn)t煤氣、氯堿尾氣等)技術(shù),已能夠?qū)崿F(xiàn)工業(yè)化應(yīng)用;在電解水制氫方面,堿性水電解制氫技術(shù)最為成熟、質(zhì)子交換膜純水電解技術(shù)仍處在產(chǎn)業(yè)化發(fā)展初期,固體氧化物水電解技術(shù)則處在實驗研發(fā)階段,技術(shù)成熟度相對較低;生物質(zhì)制氫及光催化分解水制氫技術(shù)目前也處在實驗開發(fā)階段,尚未達到工業(yè)化制氫的要求?？傮w來看,以煤制氫、天然氣制氫為代表的化石能源制氫技術(shù)相對成熟,工業(yè)副產(chǎn)氣制氫技術(shù)雖相對成熟但規(guī)模有限,可再生能源電解水制氫及生物質(zhì)制氫整體的技術(shù)成熟度偏低,短期內(nèi)無法大規(guī)模商用推廣。

表1 主要制氫技術(shù)介紹[6-11]Tab.1 Introduction of main hydrogen production technologies

CCUS 技術(shù)主要包括二氧化碳捕集、運輸、利用及封存四個技術(shù)環(huán)節(jié)。 在二氧化碳捕集方面,我國目前僅有基于化學(xué)吸收法的燃燒前捕集技術(shù)進入商業(yè)化應(yīng)用階段;在二氧化碳運輸方面,我國目前僅有二氧化碳車運技術(shù)能夠商業(yè)化應(yīng)用,可大規(guī)模輸送二氧化碳的陸地管道運輸技術(shù)仍處在工業(yè)示范階段;在二氧化碳利用方面,我國目前僅有二氧化碳轉(zhuǎn)化為食品和飼料技術(shù)已實現(xiàn)商業(yè)化應(yīng)用;在二氧化碳封存方面,尚未有相關(guān)技術(shù)達到商業(yè)化應(yīng)用階段[12]。 截至2019年,我國已建成投產(chǎn)20余個示范工程,橫跨電力、煤制油、天然氣處理等多個領(lǐng)域[12],整體來看CCUS 技術(shù)在我國已具備大規(guī)模示范基礎(chǔ)。

盡管目前煤制氫耦合CCUS 技術(shù)在全球范圍內(nèi)尚未投入示范工程應(yīng)用,但已有學(xué)者對其開展了可行性研究。 Yoshino 等[13]認為,要實現(xiàn)日本到2050年將二氧化碳減少80% 的承諾,就需要引入二氧化碳排放接近零的氫氣,并提出利用澳大利亞褐煤與CCUS 技術(shù)結(jié)合實現(xiàn)“無二氧化碳氫鏈”,并且已對商業(yè)規(guī)模的“無二氧化碳氫鏈”進行了可行性研究,結(jié)果表明該鏈在技術(shù)和經(jīng)濟上都是可行的。 從我國現(xiàn)有的工程經(jīng)驗來看,我國目前已具備建設(shè)、運營煤制氫與CCUS 集成項目的能力。

1.2 煤制氫耦合CCUS 技術(shù)具有成本優(yōu)勢

受原料價格、能源價格、技術(shù)成熟度等因素的影響,不同制氫技術(shù)的成本存在顯著差異,主要制氫技術(shù)的成本區(qū)間如圖1 所示[14-21]。 需要說明的是,圖1 中的煤制氫方式為氣化制氫,天然氣制氫方式為甲烷水蒸氣重整和甲烷熱解,核能制氫方式為硫-碘(S-I)、銅-氯(Cu-Cl)熱化學(xué)循環(huán),風(fēng)能、太陽能制氫方式均為電解水制氫,生物質(zhì)制氫方式為氣化制氫。 可以看出,當(dāng)不考慮CCUS 技術(shù)時,煤制氫的成本約為8.3 ～19.5 元/kg,相較于其他制氫技術(shù),煤制氫技術(shù)現(xiàn)階段具有一定的成本優(yōu)勢,主要原因在于我國的煤炭價格較低且煤制氫技術(shù)已十分成熟。但未來煤制氫能否繼續(xù)保持其成本優(yōu)勢,將取決于屆時的煤炭價格以及各類制氫技術(shù)的發(fā)展水平。

圖1 不同制氫技術(shù)的成本比較Fig.1 Cost comparison of different hydrogen production technologies

當(dāng)煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用時,前期投資成本和運營成本都將增加。 IEA 針對我國煤制氫的評估結(jié)果顯示:在煤制氫生產(chǎn)中加入CCUS 技術(shù)預(yù)計將使資本支出和燃料成本增加5% ,運營成本增加130%[22]。 盡管如此,至少在中期內(nèi)配備CCUS 技術(shù)的煤制氫仍可能是清潔氫氣生產(chǎn)中最經(jīng)濟的選擇,其原因在于中國的煤炭產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)設(shè)施完備且國內(nèi)缺乏廉價的天然氣供應(yīng)。

因此,CCUS 技術(shù)雖會增加煤制氫的成本但增量有限,在現(xiàn)階段可再生能源制氫成本較高時,煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用具有成本優(yōu)勢。 未來隨著CCUS 技術(shù)部署規(guī)模的增加,其成本將會進一步降低。 此外,通過CCUS 技術(shù)捕集的二氧化碳還可用于增采石油、天然氣、煤層氣等能源或直接作為原料用于化工合成、生物轉(zhuǎn)化等方面,二氧化碳利用產(chǎn)生的相關(guān)收益可以降低煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用的全流程成本,進一步增強其成本優(yōu)勢。

從碳排放強度看,煤制氫技術(shù)的碳強度(生產(chǎn)1 kg 氫氣排放 20 kg 二氧化碳)遠高于天然氣制氫技術(shù)(生產(chǎn)1 kg 氫氣排放10 kg 二氧化碳),但煤制氫耦合CCUS 技術(shù)的碳強度(生產(chǎn)1 kg 氫氣排放2 kg 二氧化碳)顯著低于天然氣制氫[22],僅為天然氣制氫碳排放強度的五分之一,基本實現(xiàn)了煤炭這類高碳能源的低碳化利用。

1.3 我國目前缺乏針對煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用的政策規(guī)劃

我國在氫能產(chǎn)業(yè)方面出臺的相關(guān)政策主要集中在氫能終端利用方面(表2),如氫能燃料電池技術(shù)研發(fā)、加氫站建設(shè)及氫能汽車推廣等,制氫環(huán)節(jié)的相關(guān)政策則相對較少,且主要是鼓勵發(fā)展可再生能源富余電力制氫技術(shù)。 如國家發(fā)改委和國家能源局在2018年出臺的《清潔能源消納行動計劃(2018—2020年)》中明確提出“探索可再生能源富余電力轉(zhuǎn)化為熱能、冷能、氫能,實現(xiàn)可再生能源多途徑就近高效利用”。 在CCUS 政策方面,我國已先后出臺了多項政策、規(guī)劃以鼓勵、支持CCUS 技術(shù)的發(fā)展,包括《中國碳捕集利用與封存技術(shù)發(fā)展路線圖(2019 版)》《“十三五”應(yīng)對氣候變化科技創(chuàng)新專項規(guī)劃》《“十三五”國家科技創(chuàng)新規(guī)劃》《煤炭工業(yè)發(fā)展“十三五”規(guī)劃》以及《關(guān)于加強碳捕集、利用和封存試驗示范項目環(huán)境保護工作的通知》等。此外,為進一步發(fā)揮CCUS 技術(shù)的減排作用,中國人民銀行、國家發(fā)展和改革委員會、中國證券監(jiān)督管理委員會于2020年聯(lián)合發(fā)布《綠色債券支持項目目錄(2020年版)(征求意見稿)》,首次將CCUS項目納入支持目錄以支持其發(fā)展。

表2 中國主要氫能政策Tab.2 Major hydrogen policies in China

綜上分析,當(dāng)下我國的氫能政策較少涉及制氫技術(shù),尤其是煤制氫技術(shù);而我國的CCUS 政策目前仍以鼓勵相關(guān)企業(yè)開展研發(fā)示范工作為主,部署的示范項目主要集中在電力、煤化工(不含煤制氫)及甲醇生產(chǎn)等領(lǐng)域,尚未涉及煤制氫領(lǐng)域。 因此,總體來看,現(xiàn)階段我國的氫能政策和CCUS 政策之間呈現(xiàn)孤立割據(jù)狀態(tài),煤制氫技術(shù)與CCUS 技術(shù)的集成應(yīng)用目前缺乏相關(guān)規(guī)劃及配套政策支持。

2 煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用的機遇

2.1 煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用可實現(xiàn)煤炭的低碳利用,保障能源安全

煤炭作為傳統(tǒng)的高碳化石能源,在減排政策的約束下其應(yīng)用前景不容樂觀,如何實現(xiàn)其低碳化利用一直是業(yè)界關(guān)注的焦點。 CCUS 技術(shù)是目前全球公認的能夠有效實現(xiàn)高碳能源低碳利用的技術(shù),其能夠大幅降低煤炭使用過程中產(chǎn)生的碳排放,從而獲得碳足跡較低的煤制品,如H2。 因此,CCUS技術(shù)對于未來我國煤炭消費行業(yè)的發(fā)展具有重要的意義。

基于蒸汽轉(zhuǎn)化法的天然氣制氫技術(shù)雖較為成熟且碳足跡低于煤制氫技術(shù),但天然氣供應(yīng)是其發(fā)展的制約因素之一。 現(xiàn)階段我國的天然氣消費量持續(xù)增長,但產(chǎn)能有限。 2019年中國天然氣表觀消費首次突破3 000 億m3,其中42.1% 依賴進口[23],天然氣較高的對外依存度進一步加劇我國的能源安全問題。 我國作為傳統(tǒng)的煤炭大國,煤炭資源儲量豐富且供給穩(wěn)定。 因此,從國家能源安全的角度來看,相較其他制氫技術(shù),現(xiàn)階段煤制氫與CCUS 技術(shù)的集成應(yīng)用具有良好的發(fā)展機遇。

2.2 我國煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用具備產(chǎn)業(yè)化基礎(chǔ)

理論上,從減排潛力看,我國的煤炭資源累計探明儲量為2.01 萬億t,資源保有量為1.95 萬億t[24];如果將1%的煤炭資源保有量用于制取氫氣,按照制取1 kg 氫氣消耗8 kg 煤炭計算,我國煤制氫潛力高達24.38 億t[25],其熱值約折合119 億t 標(biāo)準煤。 但相應(yīng)產(chǎn)生的二氧化碳排放高達487.6 億t,按90%的捕集率[26]計算,CCUS 技術(shù)在我國煤制氫領(lǐng)域的理論減排潛力約為438.8 億t,應(yīng)用前景十分廣闊,具備產(chǎn)業(yè)化的資源基礎(chǔ)。

從資源的地理分布情況來看,我國的煤礦主要分布在華北、西北及東北地區(qū),而可用于二氧化碳地質(zhì)封存的油田、氣田及深部咸水層也主要集中分布在這些地區(qū)[27-28]。 因此,我國的煤炭資源與二氧化碳封存地資源呈現(xiàn)出高度的空間匹配度,這為我國未來煤制氫與CCUS 技術(shù)的集成化應(yīng)用奠定了良好的基礎(chǔ),尤其是新疆、陜西、山西及內(nèi)蒙古等省份,擁有豐富的煤炭資源、油氣資源及二氧化碳封存潛力,可作為未來發(fā)展煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用的示范基地。

此外,煤制氫、CCUS 技術(shù)與可再生能源結(jié)合,還可以開發(fā)新型儲能方式。 利用CCUS 技術(shù)從煤制氫工藝過程中捕集二氧化碳并通過可再生能源電解水制備氫氣,二氧化碳與氫氣反應(yīng)可制成甲醇,將波動的可再生能源轉(zhuǎn)化為化學(xué)能儲存。 2020年1月17日,全球首套千噸級太陽燃料合成示范項目在蘭州新區(qū)綠色化工園區(qū)試車成功,太陽能等可再生能源轉(zhuǎn)化為液體燃料工業(yè)化生產(chǎn)邁出了第一步。

2.3 我國具有推廣煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用的國情條件

如圖2 所示,從制氫規(guī)模占比來看,預(yù)計我國的氫氣供給結(jié)構(gòu)在未來的30年內(nèi)將逐步由化石能源制氫為主導(dǎo)轉(zhuǎn)向由可再生能源制氫為主導(dǎo)。 具體來看,到2040年,可再生能源電解水制氫與化石能源制氫的貢獻基本持平;到2050年,我國70%的氫氣將來自可再生能源電解水制氫,而化石能源制氫的占比則下降至20% 。 但從制氫規(guī)模的絕對量來看,2030—2050年我國的化石能源制氫規(guī)模將維持在1 200～2 100 萬t/年(按2030年我國的氫能需求量為3 500 萬t,2050年為6 000 萬t 計算[3]);假設(shè)氫氣均來自煤制氫,按照生產(chǎn)1 kg 氫氣排放20 kg 二氧化碳計算,2030—2050年我國煤制氫每年產(chǎn)生的二氧化碳排放為2.4 ～4.2 億t。

圖2 2020—2050年中國氫能供給結(jié)構(gòu)變化[3]Fig.2 Changes of hydrogen supply structure in China from 2020 to 2050

工業(yè)副產(chǎn)制氫雖然能夠生產(chǎn)高純度氫氣,但生產(chǎn)規(guī)模往往受到工業(yè)規(guī)模的限制,無法實現(xiàn)大規(guī)模穩(wěn)定制備,只能夠定向利用。 可再生能源電解水制氫,是先利用太陽能、風(fēng)能等可再生能源發(fā)電,然后將這些電力用于電解水制氫。 其主要優(yōu)點是可提供綠色、清潔的氫氣,主要缺點是現(xiàn)階段工藝成本較高、技術(shù)應(yīng)用受地域限制較為嚴重,短期內(nèi)難以實現(xiàn)大規(guī)模、產(chǎn)業(yè)化制備氫氣。 而煤制氫技術(shù)發(fā)展起源較早、技術(shù)成熟度高、成本較低,可大規(guī)模穩(wěn)定制備。 煤制氫與CCUS 技術(shù)的組合使用可降低制氫環(huán)節(jié)的二氧化碳排放,采用CCUS 技術(shù)后2030—2050年我國化石能源制氫產(chǎn)生的碳排放可降低至0.24 ～0.42 億t/年。

綜上分析,化石能源制氫將在我國的制氫路徑演變中發(fā)揮重要過渡作用,尤其是在初期和中期階段。 此外,盡管從長期來看化石能源制氫的占比不斷縮減,但從絕對數(shù)量來看其規(guī)模仍相當(dāng)可觀,產(chǎn)生的二氧化碳排放不容忽視。 因此,我國在構(gòu)建以綠氫為主導(dǎo)的氫能供應(yīng)體系的過程中,需依賴CCUS 技術(shù)降低化石能源制氫所帶來的二氧化碳排放,實現(xiàn)由“灰氫為主”到“綠氫為主”的過渡。同時,受自然因素、技術(shù)因素等方面的影響,未來化石能源制氫在我國仍將保持一定規(guī)模,其產(chǎn)生的二氧化碳排放也需繼續(xù)依賴CCUS 技術(shù)進行捕集、利用和封存,實現(xiàn)化石能源的清潔利用。 因此,在我國的能源及氣候政策驅(qū)動下,未來CCUS 技術(shù)在化石能源制氫領(lǐng)域存在良好的應(yīng)用機會。

3 煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用面臨的主要挑戰(zhàn)

3.1 缺乏公眾認可,限制煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用的發(fā)展

煤制氫雖相較其他制氫技術(shù)具有成本優(yōu)勢,但其最大的弊端在于較高的二氧化碳排放。 煤制氫技術(shù)與CCUS 技術(shù)集成后,其碳排放強度雖可大幅度降低,但與光伏電力、風(fēng)電等可再生能源電解水制氫技術(shù)相比,其碳足跡仍相對偏高。 當(dāng)煤制氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展到一定規(guī)模時,即便采用CCUS 技術(shù),其產(chǎn)生的碳排放量仍相當(dāng)龐大。 此外,煤制氫與CCUS技術(shù)的集成應(yīng)用歸根結(jié)底仍屬于化石能源制氫技術(shù)的范疇,需要消耗大量的化石能源,并且二氧化碳運輸與封存環(huán)節(jié)存在一定的環(huán)境風(fēng)險。 因此,與可再生能源電解水制氫技術(shù)相比,煤制氫與CCUS技術(shù)集成應(yīng)用的公眾接受程度較低。 當(dāng)下全球溫室氣體減排形勢趨緊,全球能源系統(tǒng)需加速向低碳甚至無碳能源轉(zhuǎn)變,煤制氫與CCUS 技術(shù)的集成應(yīng)用雖能提供低成本、低碳足跡的氫氣,但其與公眾所理解的可持續(xù)發(fā)展理念的契合度偏低,且目前部分針對化石能源利用的觀點過于偏激,這很有可能使得未來我國化石能源的相關(guān)政策環(huán)境惡化,限制煤制氫與CCUS 技術(shù)的大規(guī)模集成應(yīng)用。

3.2 CCUS 技術(shù)面臨應(yīng)對氣候變化窗口期關(guān)閉的風(fēng)險

CCUS 技術(shù)作為應(yīng)對氣候變化的手段,其與可再生能源技術(shù)之間存在著市場競爭關(guān)系,這種競爭是無法避免的,但二者之間并不存在簡單的替代關(guān)系。 近年來可再生能源在中國及全球范圍內(nèi)發(fā)展迅速,技術(shù)逐漸成熟、成本大幅降低、市場占比不斷擴大;而反觀CCUS 技術(shù),在全球范圍內(nèi)進展緩慢,部署規(guī)模低于預(yù)期,適合用于大規(guī)模推廣的第二代CCUS 技術(shù)的商業(yè)化時間仍面臨不確定性。 隨著可再生能源在各領(lǐng)域的不斷滲透,若未來僅依靠能效提升和可再生能源即可滿足全球減排需求,即便其整體成本并非最優(yōu),那么CCUS 技術(shù)將失去在中國及全球推廣應(yīng)用的空間,即CCUS 技術(shù)的機會窗口關(guān)閉。 屆時,我國龐大的化石能源將難以實現(xiàn)低碳化利用,煤制氫與CCUS 技術(shù)的集成應(yīng)用潛力將會受到嚴重制約,這對我國氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展是極為不利的。

4 主要結(jié)論與建議

4.1 主要結(jié)論

減少碳足跡將是低碳環(huán)境下煤制氫前景的關(guān)鍵因素,而CCUS 技術(shù)是目前唯一可實現(xiàn)低碳化煤制氫的途徑。 此外,煤制氫與CCUS 技術(shù)的集成,還可在建筑、交通和工業(yè)的脫碳路徑中發(fā)揮重要作用。 為實現(xiàn)我國的長期氣候變化目標(biāo),所有行業(yè)均需實現(xiàn)大幅減排。 當(dāng)前,約有三分之一的能源相關(guān)排放尚缺乏經(jīng)濟可行的深度脫碳方案。 氫能可作為可再生能源的載體,通過可再生能源電解水生產(chǎn)可運輸?shù)臍錃?從而實現(xiàn)可再生能源的生產(chǎn)和消耗相分離,但現(xiàn)階段可再生能源制氫不具備經(jīng)濟競爭力。 因此,要想實現(xiàn)上述領(lǐng)域的脫碳則需大幅降低氫能的生產(chǎn)和銷售成本[4]。 煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用,則能夠同時滿足經(jīng)濟性和低碳化的雙重要求,助力二氧化碳難減行業(yè)脫碳,如鋼鐵、水泥行業(yè)。

我國的能源系統(tǒng)正在由高碳逐步向低碳過渡,在此過程中煤炭的清潔、低碳化利用至關(guān)重要。 氫能作為重要的能源載體,將在我國的能源低碳轉(zhuǎn)型中發(fā)揮重要作用。 從制氫技術(shù)路線來看,煤制氫技術(shù)最為成熟且成本相較其他制氫技術(shù)具有顯著優(yōu)勢。 我國擁有豐富的煤炭資源,煤制氫技術(shù)可在保障能源安全的前提下滿足我國的氫能需求,將在我國氫能發(fā)展的初期和中期階段發(fā)揮重要作用,但需降低其碳足跡(即“灰氫”轉(zhuǎn)化為“藍氫”)。 因此,煤制氫技術(shù)與CCUS 技術(shù)的集成對我國能源低碳轉(zhuǎn)型及低碳化制氫具有重要意義,在我國也具有良好的發(fā)展前景。

目前全球主要國家均在大力發(fā)展氫能。 美國能源部近期宣布,未來5年內(nèi)將在“H2@Scale”框架下投入1 億美元用于組建國家實驗室聯(lián)盟,以推進氫能和燃料電池技術(shù)研發(fā)。 歐洲也提出建立包含氫能的綜合能源系統(tǒng),以支持歐洲的工業(yè)、建筑、發(fā)電及運輸領(lǐng)域脫碳,且在中短期內(nèi)不排除“藍氫”。 我國雖掌握大型煤制氫項目和CCUS 項目的建設(shè)運營能力,但目前尚未有相關(guān)示范項目投產(chǎn),政策層面也缺乏相關(guān)指導(dǎo)或扶持。 此外,與美國、日本等發(fā)達國家的產(chǎn)業(yè)政策相比,我國的氫能產(chǎn)業(yè)的頂層設(shè)計仍顯不足[29]。

4.2 建議

(1) 加強對煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用產(chǎn)業(yè)的政策支持。 密切關(guān)注國際技術(shù)發(fā)展走向,同時通過技術(shù)研發(fā)降低煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用的成本,使其保持成本優(yōu)勢,加快推進產(chǎn)業(yè)化布局。

(2) 加強針對煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用產(chǎn)業(yè)的頂層設(shè)計和科普宣傳。 在引導(dǎo)產(chǎn)業(yè)發(fā)展的同時,增強公眾對于相關(guān)技術(shù)的了解與認可,為煤制氫與CCUS 技術(shù)的發(fā)展提供良好的政策及社會環(huán)境。

(3) 充分利用好我國豐富的煤炭資源和CO2封存資源,積極推進煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用的研發(fā)和示范,新疆、山西、陜西及內(nèi)蒙古等地可作為部署煤制氫與CCUS 技術(shù)集成應(yīng)用的優(yōu)先區(qū)域。