“双碳”背景下可持续氢能发展路径研究

中国政府明确提出2030年碳达峰、2060年碳中和的“双碳”战略目标，推动经济社会发展全面绿色转型。能源消费活动导致的二氧化碳排放约占全社会总排放量的87%，实现“双碳”目标的深层次问题实为能源问题。能源动力行业作为我国碳排放大户，是推进“双碳”工作的重点领域。科技创新是推动实现“双碳”目标的关键动力，《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》要求，到2025年和2030年，分别突破一批低碳关键核心技术、碳中和前沿和颠覆性技术。因此，在确保能源安全的基础上，全面深化能源动力行业的技术革新和重塑，是实现“双碳”目标最为关键的一环。为实现能源动力行业净零排放的目标，必须以提高化石燃料清洁利用与新能源替代传统化石燃料并重为主导方向。

双碳背景下的挑战与机遇

在“双碳”背景下，我国能源动力行业发展机遇与挑战并存。一方面，根据国家发改委价格监测中心的预测，未来30年我国碳中和领域投资规模将达140万亿元，为相关技术创新带来巨大机遇。另一方面，能源动力行业也面临诸多国际上的挑战，其中，欧盟碳边境税政策将给我国出口产业带来巨大冲击。该政策将在2026年至2034年逐步全面实施，对进口欧盟的商品中隐含的碳排放征收额外关税，本质上是对同质化产品生产过程中所包含的碳排放量之差进行收费。由于我国能源动力行业碳排放量较高，导致相关出口产品的碳足迹也相应较大。据测算，目前我国制氢的碳足迹为每千克氢气排放17.5~29.8千克二氧化碳，远高于欧盟碳边境税中免税标准每千克氢气排放6.84千克二氧化碳。为应对碳边境税的挑战，需要从根本上推动相关行业的低碳技术创新和转型升级。

此外，现有碳捕集、利用和封存（CCUS）技术作为主要的碳减排途径，也存在诸多技术经济上的挑战。碳捕集技术因能耗高、成本高，在产业界，特别是电力等行业的推广仍面临阻力。碳利用技术将二氧化碳转化为有用物质或者直接再利用，还存在经济性弱势，特别是存在难以规模化生产等难题。碳封存技术受地质条件限制，且运输成本高。因此，CCUS虽然是短期减少碳排放的主要技术，但在经济性或者成本上面临的挑战仍将制约该类技术在我国的大规模推广与应用。如果站在人类社会发展的维度来思考，人类将在地球上长期存在，而地球对二氧化碳的封存负荷必有一个极限，所以我们必然需要更多可持续的双碳技术。长期而言，我们认为，发展氢能等新型低碳能源技术路线，是推动我国能源动力行业实现绿色低碳转型的关键。

氢能是低碳转型的重要技术支撑

理论上讲，氢气作为一种清洁二次能源，在利用过程中不产生碳排放，是各行业实现深度碳减排的重要能源载体，在冶金、化工、交通、能源等多个领域具有广阔的应用前景。在冶金行业，氢气可用作还原剂或清洁燃料提供高温热源；在医药、化工领域，氢气可作为甲醇、合成氨等产品的基础原料；在交通运输方面，氢能有助于促进氢燃料电池技术进步，推动新能源汽车产业发展。在能源领域，学界认为燃氢发电是实现火力发电零排放的终极方案。

燃氢发电涉及的燃气轮机技术近年取得了长足进步，氢能发电不再遥不可及。目前，氢气与天然气可以不同比例混合燃烧，美国、欧洲、日本等国家和地区已就此开展中试，通过多个商业电厂实践积累了丰富的实践经验。比如，2022年美国俄亥俄州投资修建燃氢混燃电厂，为固定和移动储能产品提供动力；通用电气、西门子等企业已推出多款富氢或纯氢燃机。然而，燃氢轮机的核心技术目前仍掌握在美国、德国、日本等发达国家和地区的供应商手中。

相比之下，目前，国内氢气主要应用于合成氨等传统化工领域，在发电领域应用的相关科研才刚刚启动，有关科研单位的探索初具成效。一方面，现阶段氢气在我国电力行业中作为燃料发挥的作用并不明显，发电量不足0.2%。在当前“双碳”战略指引下，我国通过科技创新有望突破燃氢轮机清洁发电所面临的技术壁垒，从而推动燃氢发电的商业化应用。另一方面，大规模燃氢必将对规模化制氢技术提出要求。因此，发展规模化低碳制氢技术对于支撑我国氢能战略实施，尤其是清洁发电领域取得突破，将发挥关键作用。

烷烃制氢是经济可行的制氢路线

氢气的大规模低碳制备是实现氢能战略的前提。目前，氢气的主要来源包括：煤炭、天然气和石油等化石燃料，工业副产氢，以及电解水制氢等。根据国际能源署2023年的报告，全球氢气生产以天然气为主要原料，占62%；其次是煤炭，占21%；工业副产氢占16%；电解水制氢占0.1%。与全球情况不同，我国氢气生产以煤炭为主要原料，占比60.6%，这符合我国化石能源资源禀赋“富煤、贫油、少气”的特点；工业副产氢和天然气分别占22.5%和14.1%；电解水制氢则占2.8%。

上面的数据显示，无论是国际还是国内，利用化石燃料尤其是天然气和煤炭生产氢气仍是目前的主流路线。主要的化石燃料制氢技术包括以下几种。

烷烃蒸汽重整制氢。在700~1000℃高温和0.3~3 MPa压力下，天然气或其他烃类燃料与水蒸气在镍基等催化剂作用下发生重整反应，生成由氢气和一氧化碳构成的合成气。蒸汽重整是强吸热反应，维持反应每千克氢气所需热量为14~16 kWh。再将合成气通入300~450℃、3~5 MPa的水煤气变换反应器，在铁铬基催化剂作用下，合成气中的一氧化碳与水蒸气发生催化转化，生成氢气和二氧化碳。最后通过变压吸附等分离技术，获得纯度高于99%的氢气。整个过程每千克氢气碳排放量为10~13千克二氧化碳。

部分氧化制氢。工艺原理与蒸汽重整制氢类似，不同之处在于采用氧气代替水蒸气，天然气或烃类燃料与氧气在1200~1500℃发生部分氧化反应生成合成气。若采用镍基催化剂，部分氧化反应温度可降低至800~900℃。由于部分氧化反应是放热反应，因此反应部分不需外界供热。该技术的能耗主要来自氧气制备，碳排放与蒸汽重整相当。

气化制氢。此工艺相对复杂，氢产率随工艺条件而变化。在高于700℃温度、一定压力下，煤炭、生物质等含碳固体燃料与空气、氧气、水蒸气或二氧化碳等气化介质在气化炉中发生反应，生成含有氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷，以及其他组分的高温合成气体混合物。这些组分含量随气化炉形式、气化温度，以及气化介质不同而变化。例如，以水蒸气或氧气为气化介质，煤粉在1300~1400℃下气化生成的合成气中，氢气含量为25.6%~32.5%，一氧化碳为56.2%~65.1%。合成气经气固分离、酸性气体洗涤净化、水煤气变换和变压吸附提纯后获得氢气。煤气化制氢每千克氢气的碳排放量为20~26 千克二氧化碳。我国煤气化制氢技术处于世界领先地位，目前形成了以清华大学晋华炉、航天科技的航天炉、华理多喷嘴对置式水煤浆气化，以及西安交大超临界水蒸煤技术等为代表的具有自主知识产权的煤气化技术。

工业副产氢。此类氢气是指在钢铁冶金、石油化工、氯碱生产等工业过程中产生的氢气。该制氢技术依赖主线工艺过程，气体产物成分复杂，需经过净化处理和分离提纯才能获得合格氢气产品。我国是全球最大的焦炭生产国，每吨焦炭可产生350~450m³焦炉煤气，其中氢气含量占40%~60%，每年可通过焦炉煤气副产氢气700万吨以上，占工业副产氢总量90%以上。然而，焦炉煤气组分复杂，含有粗苯、硫化氢、有机硫、氨、焦油等，这些杂质的净化是焦炉煤气制氢的关键。净化后，焦炉煤气制氢每千克氢气的碳排放量为5~7 千克二氧化碳。

在上述几种制氢技术中，原料中的碳元素在反应后最终转化为二氧化碳，需要进行碳捕集、填埋或者利用等才能真正降低碳排放。电解水制氢利用电解池，通过外加直流电将水分解为氢气和氧气。该工艺以水作为原料，利用核电、光伏或风电等方式生产电力，制氢过程不产生温室气体排放。

在技术经济性方面，化石燃料制氢成本低于其他制氢技术，因此是目前主要的规模化制氢路线。在这些技术路线中，煤气化制氢技术成熟、制氢成本低（如表1所示）。但该技术碳排放高，生态与环境影响大，从而导致其综合成本远高于其他技术路线。国际上，烷烃蒸汽重整的制氢成本与煤气化持平。然而，在我国，由于天然气资源相对较少，而且蒸汽重整反应装备自主研发还有待突破，因此，蒸汽重整制氢成本约为煤气化成本的两倍左右。蒸汽重整原料中的碳最终形成温室气体而不是碳材料，因此其社会和环境成本也不可忽略。蒸汽重整结合碳捕集封存（CCS）虽会增加制氢成本，但综合成本降低，因此烷烃蒸汽重整制氢仍是较为经济可行的制氢途径。

至于电解水技术，虽然制氢过程不产生排放，环境成本低，但由于电解过程能耗高、效率低，其制氢技术成本是煤气化制氢的3~4倍。这一制氢技术成本仍制约该技术的大规模商业化应用前景，目前主要是利用无成本的弃电实现技术经济性，同时对水的消耗及其带来的生态环境影响有待系统性评估。

工信部赛迪研究院发布的《绿色氢能产业发展白皮书》认为，烷烃催化裂解可制备氢气与高附加值碳纳米材料，具有良好的发展前景。在600~800℃高温条件下，烷烃在催化剂作用下发生裂解反应，分解成固体碳产物与以氢气为主的气体产物，再通过膜技术高效分离获得氢气，实现氢气低碳制备，而无需水煤气变换与二氧化碳脱除过程等复杂工序。在未考虑碳产品价值的情况下，其制氢成本与烷烃蒸汽重整制氢技术基本相当（见表1）。但若同时考虑碳材料高值化利用带来额外经济价值，则该技术的整体经济效益将优于蒸汽重整制氢。因此，烷烃催化裂解不仅是一种高效、低碳的制氢技术，更可通过与燃氢发电、碳材料的商业化利用相结合，在为电力系统提供低碳氢能的同时，创造可观的经济价值，为能源动力行业的绿色低碳转型注入强大动力，推动电力行业实现革命性改变。

碳氢联产技术提高制氢经济性

基于我国资源禀赋和制氢技术现状，在未来较长的一段时期内，我国氢能发展仍将主要依赖传统化石燃料。因此，发展更经济、更高效、更低碳的化石燃料制氢技术显得尤为迫切。经过深入调研和可行性分析研究，我们团队提出了一个具有产业化前景的制氢新路径：烷烃催化裂解碳氢联产及增值化利用技术路线。该路线的核心内涵是：将化石燃料作为碳氢源资源，在催化剂作用下进行裂解反应，实现规模化碳氢联产。一方面，通过调控催化剂和工艺条件制备高品质碳纳米管等高附加值碳材料，用作电池及超级电容器的电极材料等；另一方面，同时制备的低碳足迹氢气则可作为清洁燃料，应用于能源动力行业。

这一技术路线体现了资源综合利用理念，融合石油化工、新材料、新能源等诸多领域的相关技术。在石化行业，大量用作燃料的副产甲烷、异辛烷等可通过碳氢联产技术实现增值化利用，不仅符合“减油增化”发展方向，提高经济效益，还可大幅降低碳排放，助力石化绿色低碳转型。所制备的新型碳材料产品具有高附加值及广阔应用前景。仅以碳纳米管为例，一吨碳纳米管的价值达几万元至十几万元，作为电池的导电剂、添加剂，可有效降低电池成本，推动电池规模化生产，从而助力发展储能调峰，可望解决电力消纳问题，提高可再生能源利用效率，支撑分布式能源结构，构建新型电力系统。

另外，烷烃催化裂解碳氢联产技术与燃氢发电耦合，将极大提升电力系统的灵活性和可调节性，在保证电网稳定的同时，减少发电系统二氧化碳排放。我们采用过程模拟和技术经济分析相结合的手段，针对以天然气为初始燃料、基于甲烷催化裂解现场制氢的燃氢电厂开展了可行性研究。结果表明，基于碳氢联产的燃氢电厂具有较好的经济可行性，尤其在考虑碳材料副产品收益的情况下，可实现低碳减排和盈利双赢。

从战略层面而言，发展烷烃催化裂解碳氢联产技术意义重大。该技术不仅可制备低碳氢能，更可获得高附加值碳材料。这些碳材料在电池电极制备、半导体、医疗等领域有广阔市场，可为企业带来可观的经济收益，从而助力筹措碳减排所需的资金投入，为实现“双碳”战略目标提供有力支撑。同时，从综合利用化石能源的角度来看，将高附加值碳材料产业与传统煤化工、电力等产业深度融合，是未来降低碳排放的关键所在。

通过这一技术实现资源的综合利用和产业的深度整合，我国不仅可最大限度发挥现有化石能源的潜在价值，也将推动能源产业结构和经济发展模式的转型升级，为“双碳”战略目标的最终实现奠定坚实基础。

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