煤制氢路径争议
煤制氢路径争议
煤炭大省山西欲转型「氢谷」，但看似成本低廉的煤制氢路径却充满争议和障碍
山西省欲打造中国「氢谷」。这个听起来十分时髦的词汇，并不仅仅是山西产业转型选择的方向。广东佛山、山东济南、吉林白城等全国 20 多个地区都在陆续喊出类似的口号，只不过山西省打造「氢谷」的制氢路径不同——煤制氢。
作为产煤大省，山西省的煤炭产量约占全国四分之一。煤炭是山西的支柱产业，「一煤独大」同样也使山西深陷「资源陷阱」。当地经济发展严重依赖煤炭行业，增长也随煤炭行业而波动。摆脱煤炭依赖症，寻找新动能成为山西省极力追求的目标。
但「氢谷」计划并未离开煤。今年 11 月，山西省工信厅与省内大型煤炭企业——焦煤集团、潞安集团等企业签订氢能产业战略合作框架协议，寻求煤制氢发展之路。
氢能属于二次能源，对环境友好，具有可再生性。氢气一直是重要的工业原料，其作为化工原料使用已有很长的历史。目前，人们正在探索将氢气作为新型能源，替代传统能源，比如应用在氢燃料电池车上。以氢为燃料的汽车，仅排出水，而以汽油、柴油为燃料的车辆则排放大量有害气体和物质。
煤制氢的过程没那么「纯洁」，因为在制氢的过程中，离不开煤。煤炭的成分中又含碳、硫等元素，这必然带来污染物及碳排放。
目前煤制氢主要有三条路线：一是煤直接制氢，即将煤炭气化后转化成合成气，再将其中的氢气分离提纯；二是煤化工副产氢，即在焦炭、兰炭等煤化工产品的生产过程会副产氢气，例如煤制甲醇、煤制合成氨等项目的合成气中含有氢气，将这些副产品回收，可用来制取满足燃料电池所需的氢气；三是利用煤来发电，通过电解水制氢。
山西的煤炭企业在三种路径中游走，却一直没有大力推动项目落地，目前真正进入实践的屈指可数。煤制氢之路到底遇到了哪些障碍？这个富产煤炭的省份，是否有希望通过「氢谷」实现转型跨越？
观望中的煤企
目前煤炭企业进军氢能产业尚有成本优势。「煤炭企业的设备、工艺大多都是现成的。无论是直接制氢，还是副产氢都成本低廉。」 清华大学核能与新能源技术研究院教授、国际氢能协会副主席毛宗强对财新记者表示。
山西大同煤矿集团有限公司 (下称同煤集团) 就是希望依托 60 万吨煤制甲醇项目得到副产氢。负责该制氢项目的工程师解释，在煤制甲醇过程中，新增一套装置，抽出一部分制甲醇的气经过提纯获得氢气。原来这部分气体是打回到系统中的，现在是「再利用」。
煤化工副产氢可以依托煤炭企业的现有项目，相当于循环再利用项目，相对于单纯煤制氢来说，投资低廉，是目前山西煤炭企业的首选。
同煤集团上述副产氢项目的最终目标，希望可以实现年产氢气 5000 吨。
「根据调研，单这一个项目就可以满足大同市及周边地区氢能市场的需求。」同煤集团相关负责人姚帆告诉财新记者，氢气的市场运输半径为 200 公里，超出后将不具备经济性。目前项目已经完成招标。
同煤集团这一看似前景美好的项目，在规划了近一年后，至今尚未落地投建。同煤集团内部人士称，主要由于场地原因，该项目投产时间待定。
目前，大同市内惟一一座正在运行的汽车加氢站，则是利用在站内电解水制氢方式提供氢气，氢气成本为 80 元/公斤左右，售价却为 70 元/公斤，这意味着每销售一公斤，要亏 10 元左右。该加氢站为全市 50 台氢燃料电池公交车加氢。
另一家山西煤炭企业晋煤集团，正在山西晋城探索天然气管网掺氢、加氢站等氢能业务。该集团旗下一子公司计划在当地建设一个加氢站，前期所需的氢气，通过外购解决；后期则希望在晋煤集团的煤化工企业里增加氢气提纯设备，以满足加氢站所需的氢气需求。
位于山西长治的潞安集团也正在规划布局制氢、加氢站和燃料电池上下游产业。
潞安集团副总经理马军祥提及，打算先建两座加氢站，然后增加到 10 座，到 2024 年，达到 20 座。集团子公司潞安阿斯本氢动力科技有限公司与东方电气股份有限公司合作，将在山西转型综改示范区分三期建设氢燃料电池及系统生产线，三期建成总规模达到 2 万套/年。但潞安集团的上述美好「蓝图」目前尚未走入实质性开展阶段。
实际上，三种煤制氢路径比较而言，单纯煤制氢和工业副产氢的成本较低，而电解水制氢的成本较高。
据今年中国国家能源集团牵头发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，以技术成熟成本较低的煤气化技术，当原料煤价格在 600 元/吨的情况下，煤制氢成本约 8.85 元/公斤 (不包括碳处理)；工业副产氢成本约在 10 元–16 元/公斤；电解水制氢受电价影响很大，若采用市电生产，制氢成本达到 30 元–40 元/公斤。
然而，从目前的现状看，山西的煤炭企业还尚未把理想中的煤制氢项目真正落地，其中有项目建设的客观原因，但也不乏企业的观望与等待。
高昂的环境成本
长久以来，中国一直想将国内的能源结构变得更低碳、更清洁。方式之一就是不断减少使用最「脏」的能源——煤炭，转而使用更加清洁的能源，比如可再生能源发电、天然气等。
2010 年到 2018 年，煤炭在中国一次能源消耗中所占比重已从 69% 下降到 59%。
煤制氢路径必然会产生碳排放问题，如果该问题无法解决，会产生高昂的环境成本。
国家发改委能源研究所助理研究员符冠云近期撰文指出，氢气如果来自煤炭，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。
符冠云分析，煤制氢生产过程需要消耗大量煤炭，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；电解水制氢虽然在制氢环节清洁，但国内近 70% 的电力来自煤炭，用煤电来电解水制氢，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。
符冠云解释，在能效方面，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。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，但副产氢的同时，不可避免地副产了大量一氧化碳，最终这些一氧化碳经过燃烧等方式转化为二氧化碳。
若能处理好碳排放，最「脏」的能源便可以转变为最清洁的能源得以应用。然而，如何除「碳」让业界头疼。
氢能界甚至将是否有「二氧化碳」排放为标准将氢气分为「零碳」绿氢、「低碳」蓝氢和「高碳」灰氢三类。绿氢是指从制备到使用全生命周期清洁的氢能，如可再生能源制氢、无工艺碳排放等制氢工艺；灰氢即仍有碳排放的制氢方式，如煤炭制氢气，但如果能将生产过程中的「碳」捕捉封存起来，这部分氢即可称为「蓝氢」。
究竟要不要使用煤制氢，其实业内存在不同声音。
中国科学院院士、西安交通大学教授郭烈锦认为，煤制氢加上碳捕捉技术，可作为中短期内规模化制氢的主要方式之一。毛宗强则认为二氧化碳的捕捉和封存技术 (CCS) 非常难实现。
在北京低碳清洁能源研究所氢能研发部门经理何广利看来，当前氢能发展处于初级阶段，从成本和推广应用角度考虑，一开始就用可再生能源制氢路线具有局部可行性，面临成本和政策问题，「可一边先用低成本的煤炭资源制氢应用到下游，先把下游做起来，这至少是煤炭清洁利用的一个方向；另一边提升二氧化碳处理技术水平，降低可再生能源成本」。
此外，「碳税」也是这项路径未来将要面临的问题。碳税体系是全球为了减少二氧化碳排放制定的交易体系，即企业的碳排放有一定指标。当其排放量高于这一指标时需要购买别的企业指标才能进行排放。由此对「碳」定价。
目前，中国的碳交易市场正在建设当中。当未来这一体系建立起来之时，煤制氢作为二氧化碳排放量最高的制氢技术，其成本将不得不加入「碳税」。
中国已承诺「2030 年实现碳排放达峰」。为了解决碳排放的问题，业内提出了 CCS 和二氧化碳的捕捉、利用和封存 (CCUS) 两种脱碳技术方式，后者比前者多了利用 (utility) 环节，以解决二氧化碳捕捉并封存在地下后的泄漏风险。
何广利称，现在二氧化碳富集起来后，没有一个很好的消耗或者存储方式。不是所有的地方都适合将二氧化碳埋到地下，这与当地的地质结构有关系。
2019 年，国务院批复《关于在山西开展能源革命综合改革试点的意见》。山西省政府落实该意见的相关措施中也包括「充分利用焦炉煤气等氢能资源丰富和低成本优势，培育氢能优势产业集群，探索煤制氢+CCS、可再生能源制氢等低碳高效技术。
然而，CCS 和 CCUS 技术都尚未具备经济性。中国 21 世纪议程管理中心杨扬近期表示，CCUS 技术面临着「三高」问题，即高能耗、高成本和高风险。高成本可能是阻碍其发展的最主要问题，主要是指在项目初期，投资成本很高，且很多都是沉没成本，使一般的企业望而却步。从目前总体发展技术水平来看，CCUS 在发展中国家的发展还是比较困难的。
全生命周期清洁制氢，即百分之百没有碳排放，是全球共同努力的目标。可再生能源制氢是业内普遍认可的终极制氢方式。
结合中国富煤资源实际情况，何广利认为，国内达到氢气全周期清洁不是一蹴而就，需要分阶段进行。一方面期待煤制氢技术和脱碳技术进步，煤制氢慢慢减少二氧化碳排放；另一方面，可再生能源成本进一步降低，电力市场上光伏和风电等可再生能源占比提高，并且电力政策向可再生能源制氢方式倾斜，以逐渐替代其他制氢路径，但这可能需要很长时间。
过剩风险
包括山西在内，全国超过 20 个省市提出要发展氢能及燃料电池汽车产业。多位专家向财新记者表示，各省市相继推出氢能发展规划主要是看中汽车产业「产业链长」「重资产」等特点。打造氢燃料电池车产业链，既吸纳了投资，也增加了就业。
符冠云向财新记者表示，各地方的氢能竞赛，胜出者必然是产业链规模达到一定体量的城市。在这种「大者为王」的思路指引之下，形成了氢能产业遍地开花的格局，并出现贪大求全的倾向。总体上看，各地发展氢能产业可分为「下游推上游」和「上游推下游」两种模式。
山西无疑是后者，即在氢气资源方面具有数量多、成本低的优势，基于资源优势扩展下游应用。多名业内人士表示，如果山西煤企全力发展煤制氢产业，所产氢气体量较大，倘若自身市场需求不足，无法消纳，容易产生供给过剩风险。
今年 4 月，山西省工信厅发布《新能源汽车产业 2019 年行动计划》(下称《行动计划》)，提出氢燃料电池产业发展目标。分三个阶段开展：2019 年至 2020 年为试点示范阶段，在示范运行城市，建设加氢站 3 座、示范公交路线 10 条。形成 700 台的运营规模；2021 年–2022 年为推广应用阶段，新增加氢站 10 座、示范公交路线 300 条。预计形成 3000 台车辆的运营规模；2023 年–2024 年为规模运营阶段，新增加氢站 20 座，全省开始公交线路运行。预计达到 7500 台车辆的运营规模。
尽管政府喊出了口号，但是实质性支持政策寥寥无几。
《行动计划》提出，在氢燃料电池汽车补贴政策不退坡的前提下，按中央财政补助 1:1 的比例给予省级财政补助，并对加氢站和氢燃料加注适度补贴。
上述举动意图促进市场发展。但直至目前，山西省层面还未出台具体补贴文件，氢能产业发展规划还在制定中。山西省内各市各地区正式发文，为氢燃料电池车辆、加氢站提供补贴的也只是少数。
一名山西能源界人士认为当前山西发展氢能是「雷声大，雨点小」。
根据目前业内的测算，一辆公交车每天约行驶 200 至 300 公里，而一辆公交车每百公里耗氢 5–6 公斤。据此测算，7500 辆公交车 1 年最多消耗需要 4.9 万吨氢气 (约 5.5 亿立方米)。根本用不完山西省内的副产氢。
今年 10 月，山西工信厅厅长李晋平提出「柴改氢」，称山西有焦炭产能 1.2 亿吨，副产的焦炉煤气制氢可达 150 亿立方米，可满足约 28 万辆重卡用气需求。山西省内重型卡车保有量近 40 万辆，柴油车比例达 75%。山西具备发展氢燃料货运车辆的客观条件。
「卡车运煤，这块可以用氢燃料电池汽车替代。」山西省工信厅相关负责人解释。
然而，规划能否转化为实际还需要打个问号。目前，氢气价格、加氢站建设成本、氢燃料电池汽车价格都昂贵。企业方面都期待政府给予补贴，有利于市场推广。
在国内，氢燃料电池汽车技术路线定位于长途、重载的商用车。中国汽车技术研究中心北京卡达克科技中心有限公司副总工程师蔡国钦指出，商用车属于营运类车辆，是车主的「生产工具」。商用车车主对成本的变化更为敏感。
业内认为，现阶段政府给予补贴才能有效促进产业发展。氢能产业每一个环节都要钱，地方财力不够产业链就建不起来。
但在政府看来，如果长期补贴，企业又会患上「政策依赖症」，甚至有可能发生骗补现象。企业不自力更生取得技术进步、降低成本，将难以应对全球市场竞争。地方政府不得不衡量产业扶持成本与财政政策实施的效果评估。
如果煤企将目光放到省外，运输距离和需求匹配度又是难关。
尽管全国已经有很多地区在争相打造「氢谷」，但据财新记者了解，由于运输经济性限制，以及氢气属于二次能源，可以就地取材制取，这些地方主要从当地或者是周边城市获取氢源。这意味着其他发展氢能的城市不一定需要山西的氢气。
从下游市场来看，当前氢燃料电池汽车产业发展较好的地区主要集中在长三角、珠三角等相对发达地区以及东部沿海地区，而煤制氢产能主要集中在华北地区，两者相距甚远。
考虑到运输问题，从山西长距离运氢到其他消费地并不现实。国内目前主要采用高压长管拖车运输方式，成本达到 2 元/公斤左右，经济运输距离在 200 公里以内。这意味着超过这个距离后，运输成本会变高，煤制氢的经济性将大幅下降。
何广利向财新记者表示，现阶段运氢费用高，北方的氢气很难运到南方。比如佛山也在大力发展氢燃料电池产业，它缺少氢源，可以通过利用周边城市石化炼厂的氢气资源来弥补。
如果山西省大力发展氢能产业链上游，而下游需求不足，过剩风险恐难避免。新能源产业发展有相似之处。在氢能之前，光伏、风能产业同样是集中出现在资源地，但供需地错配，能源运输成本高，造成弃光、弃风现象较为严重。
中国光伏、风电产业的发展在面临运输、需求问题时都曾经走过很多弯路：一方面是国家补贴，另一方面却是「弃风」「弃光」。
中国西北地区风、光资源丰富，用于发电成本极低，但电能需求集中地却在东部。当发电设施和电网设施建设节奏不相匹配，就造成了电发出来却运不出去的现象，谓之「弃风」「弃光」。
2016 年中国弃风、弃光率分别接近 16% 和 10%。近年，弃风率和弃光率有所下降，2019 年上半年，中国的弃风、弃光率仍达到 4.7% 和 2.4%。为了扶持新能源产业发展，政府补贴一直持续发力。以光伏为例，政府补贴扶持光伏产业度过了最初的无盈利阶段，但同时也催生出过剩产能。
落地就能挣钱使 2016 年到 2018 年，中国的光伏产能以 75% 的年增长率增加，连续三年累计装机规模全球第一。然而，当补贴结束的时刻，产业链上下游剩下「一地鸡毛」。因此，地方城市发展氢能，尤其是以资源地推动下游发展模式，同样要警惕供应过剩风险，产生「弃氢」。
「山西发展氢能要解决不少问题，包括氢气卖给谁，重型卡车购买氢气的价格是不是足够便宜，如果车的技术不够成熟，三天两头出问题会影响车主成本等。」蔡国钦说。
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