王紫星

（中國石油化工集團有限公司發(fā)展計劃部，北京 100728）

氫能作為一種具有廣泛優(yōu)勢的二次能源，其終端應用的零碳排放特性使氫能成為一種可有效支撐可再生能源大規(guī)模發(fā)展的理想互聯(lián)媒介，是交通運輸、工業(yè)應用等領(lǐng)域大規(guī)模深度脫碳的最佳選擇。在全球能源轉(zhuǎn)型悄然加速，新能源革命和數(shù)字技術(shù)開啟能源行業(yè)深度裂變的背景下，保障能源安全對實現(xiàn)我國“3060”目標，具有重要意義。

隨著可再生能源發(fā)電的快速發(fā)展，其間歇性、不穩(wěn)定性、發(fā)電側(cè)與用電側(cè)地域錯配的特點日益凸顯，加之鋰電儲能成本大幅提高，迫切需要更加經(jīng)濟、高效、便捷的儲能方式。氫能因其與可再生能源極強的耦合性以及在源、網(wǎng)、荷、儲中獨特的適配性，成為未來實現(xiàn)跨季節(jié)大規(guī)模儲能的最優(yōu)解決方案。隨著氫能產(chǎn)業(yè)在全球的廣泛發(fā)展，風光較好地區(qū)帶來的綠氫成本紅利和與消納地區(qū)的地域錯位為氫能跨洋貿(mào)易帶來了可能，低成本、長距離輸氫是實現(xiàn)氫能跨洋貿(mào)易的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。

1 國際氫能貿(mào)易發(fā)展的必要性

全球各個國家和地區(qū)氫能供給和需求存在較大差異，隨著氫能發(fā)展，跨國貿(mào)易將成為必然。從各個國家情況來看，日本將成為氫能主要進口國，IEA預計，到2030年日本從澳大利亞進口的綠氫，通過氨或液態(tài)有機氫載體運輸至國內(nèi)的成本將降至約5.5美元/千克（37.8元人民幣/千克），比國內(nèi)氫氣生產(chǎn)成本低約16%[1]。同時，日本正探索從沙特進口氨的可行性，用于日本摻氫燃氣輪機發(fā)電。沙特、俄羅斯、澳大利亞等傳統(tǒng)的能源出口國也在積極尋找氫氣出口機會。俄羅斯計劃2030年前向中國、日本、韓國和德國每年供應220萬噸氫氣，占這些國家進口總量的23%。澳大利亞把氫能貿(mào)易作為未來貿(mào)易的重要戰(zhàn)略，預計未來每年的氫貿(mào)易額將達17億美元。新西蘭政府發(fā)布了《塔拉納基氫氣路線圖》，把氫能貿(mào)易作為能源出口戰(zhàn)略的一部分，預計2030年氫氣出口規(guī)模達1 200萬噸/年，2025年后氫能貿(mào)易量將明顯增加，年均增長近150萬噸/年，澳大利亞和中東地區(qū)將是其出口增量的主要地區(qū)。

2 氫能國際貿(mào)易的技術(shù)路徑選擇

在儲運環(huán)節(jié)中，適合氫氣大宗跨洋運輸?shù)臍淠苜Q(mào)易技術(shù)路線主要有液化氫、液氨、甲基環(huán)己烷和甲醇等方式。

2.1 技術(shù)路線介紹

2.1.1 液化氫

液態(tài)儲氫是將氫氣壓縮后深冷至21K 以下使之液化成液氫，然后存入特制的絕熱真空容器中保存，若不考慮能量轉(zhuǎn)換效率和經(jīng)濟性，液氫儲存是一種極為理想的儲氫方式。但液氫儲存有兩個缺陷：一是液氫轉(zhuǎn)換能量損耗大，工程實際中氫液化耗費的能量占總制氫能耗的30%；二是液氫儲存容器的制造成本高，為控制槽內(nèi)液氫蒸發(fā)損失和確保儲槽的安全（抗凍、承壓），對儲槽及其絕熱材料的選材和儲槽的設計均有很高要求[2]。

2.1.2 液氨

液氨儲氫技術(shù)是將氫氣與氮氣反應生成液氨，作為氫能的載體進行利用。液氨在常壓、400℃條件下分解即可得到氫，常用的催化劑包括釕系、鐵系、鈷系與鎳系，其中釕系的活性最高。氨作為儲氫載體的優(yōu)勢表現(xiàn)為：氨氣在標準大氣壓下液化溫度為–33℃，液化能耗比液氫??；液氨儲氫量為17.6%（w），體積儲氫密度是液氫的1.5倍；合成氨工業(yè)已趨成熟。但是，液氨有強烈刺激性氣味，在運輸和使用過程中需要特別注意對周邊環(huán)境的影響。在大規(guī)模集中管理時，因其刺激性氣味和高溶解度，發(fā)現(xiàn)泄漏后處理較容易。因此，液氨適于化工園區(qū)內(nèi)集中放氫的應用場景，而分布式放氫的應用場景會因其刺激性氣味大而增加管理成本[3]。

2.1.3 甲基環(huán)己烷

甲基環(huán)己烷屬于有機液體儲氫技術(shù)的一種，具有較高儲氫密度，通過加氫、脫氫過程可實現(xiàn)有機液體的循環(huán)利用，成本相對較低。然而，有機液體儲氫也存在很多缺點：如需配備相應的加氫、脫氫裝置，成本較高；脫氫反應效率較低，且易發(fā)生副反應，氫氣純度不高；脫氫反應常在高溫下進行，催化劑易結(jié)焦失活等[4]。

2.1.4 甲醇

甲醇儲氫是利用一氧化碳與氫氣在一定條件下反應生成液體甲醇，作為氫能的載體進行利用。在一定條件下，甲醇可分解得到氫氣，用于燃料電池，同時，甲醇還可直接用作燃料。為了推動船舶碳減排的實施，丹麥馬士基航運訂購了12艘以綠色甲醇為燃料的集裝箱船并公布了綠色甲醇采購方案。冰島的碳循環(huán)國際公司一直走在綠色發(fā)展的前列，該公司的工業(yè)化技術(shù)稱為排放制液體（ETL）技術(shù)。同時，甲醇沒有刺激性氣味，儲存條件為常溫常壓，是一種較好的儲氫介質(zhì)。

2.2 經(jīng)濟性比較

從氫的儲運方式看，目前主流的儲運方式主要包括高壓氣態(tài)、低溫液氫、液態(tài)氫載體儲運和固態(tài)氫化物儲運等方式。根據(jù)IHS Markit 對運氫方式成本的比較，液氨儲氫與低溫液氫的運輸成本相當，優(yōu)于甲醇儲氫（見圖1）。通過牛津大學測算，液氨、甲醇和甲基環(huán)己烷遠距離運輸成本相當，但是由于甲基環(huán)己烷運輸氫氣體量很小，液氨和甲醇是未來遠距離運輸?shù)闹饕绞剑ㄒ妶D2）。

圖1 IHS 測算2018 年4 種氫氣運輸成本對比

圖2 牛津大學測算4 種氫氣遠距離輸送經(jīng)濟性比較數(shù)據(jù)來源：英國牛津大學[5]

3 綠氫跨國貿(mào)易經(jīng)濟性測算

3.1 中東至歐洲氫貿(mào)易測算

近年來，沙特新能源電價屢創(chuàng)新低，2021年6月，沙特600兆瓦的Al Shuaiba光伏項目以1.04美分/千瓦時的低價出售電能[6]。本文選取沙特Al Shuaiba 光伏項目發(fā)電價格作為基準測算，利用大規(guī)模堿水制氫技術(shù)（規(guī)模2 萬噸/年），合成氨規(guī)模10萬噸/年，綠色合成氨成本0.33美元/千克（2 190 元/噸），基本與化石原料制氨成本接近。如表1 所示，根據(jù)全球氫能理事會模型數(shù)據(jù)，綠氫合成氨從沙特到荷蘭鹿特丹港，考慮歐盟進口液氨關(guān)稅5.5%，綠氨到岸綜合價格為630～730美元/噸（4 095～4 745元人民幣/噸）。

表1 沙特制綠氨船運至荷蘭鹿特丹港價格測算

隨著歐洲天然氣價格高企和歐洲碳配額價格的走高，2022年，歐洲氨氣價格約為910美元/噸，高于沙特綠氨到岸價（630～730 美元/噸）。初步判斷，如果按照光伏發(fā)電成本1.04美分/千瓦時建設光伏制綠氫轉(zhuǎn)換綠氨工廠，沙特綠氨運往歐洲替代目前天然氣制氨具備經(jīng)濟性。但是該模型中，工廠的投資攤銷和運費數(shù)據(jù)不確定，使得綠氨成本偏低，即便進口綠氨成本與歐盟本土合成氨價格持平，在大宗商品高企和歐盟碳價走高，并考慮歐盟碳邊境調(diào)解稅的情況下，從中東向歐盟出口綠氨未來也具有貿(mào)易機會。

3.2 我國綠色甲醇出口日本經(jīng)濟性測算

選取我國風光資源較好的內(nèi)蒙古鄂爾多斯地區(qū)建設風光耦合發(fā)電制綠氫項目，以當?shù)孛夯て髽I(yè)捕集的CO2作為原料，就地制備綠色甲醇，通過天津港出口至日本，再由日本加氫站站內(nèi)制氫變換為氫氣進行加注。

該項目計劃在內(nèi)蒙古鄂爾多斯建設3萬噸/年風光耦合發(fā)電制綠氫裝置，并建設10 萬噸/年甲醇工廠，需消耗CO2約14萬噸/年。CO2來源于附近的煤化工項目碳捕集裝置，成本按100元/噸計算，運輸半徑200 千米范圍內(nèi)封存，綠色甲醇生產(chǎn)成本3 418元/噸。鄂爾多斯到天津港運輸距離約900千米，到岸綠色甲醇價格約4 868元/噸。在日本本土建設加氫站內(nèi)甲醇撬裝式制氫裝置（500標準立方米/小時），在甲醇成本4 868元/噸情況下，綠氫成本約45元/千克（見表2）。目前，日本群馬高琦加氫站銷售價格為1 100日元/千克（約72元人民幣/千克），按此銷售價格測算，該項目毛利約27元/千克。

表2 內(nèi)蒙古制綠色甲醇船運至日本制綠氫價格測算

初步判斷，該項目所制綠氫成本低于日本當?shù)貧錃馐蹆r，具有一定的利潤空間，具備初步的經(jīng)濟性。但是此模型中，工廠的投資攤銷和運費數(shù)據(jù)不是很確定，加氫站攤銷費用沒有計算，使得綠氫成本偏低，遠洋運輸根據(jù)船型和貿(mào)易量不同價格也會有調(diào)整，但是該項目沒有考慮我國的碳惠收益和未來可能存在國際碳邊境稅利好的情況，因此，此方案未來具有貿(mào)易機會。

4 啟示與建議

一是依托重點港口打造“氫貿(mào)易產(chǎn)業(yè)鏈。我國可以發(fā)揮在化石原料制氫結(jié)合碳捕集、利用與封存（CCUS）方面的技術(shù)優(yōu)勢，重點港區(qū)和相關(guān)企業(yè)合作，在港口附近打造以藍氫生產(chǎn)基地為核心的氫能產(chǎn)業(yè)鏈，利用港區(qū)的煤炭和天然氣生產(chǎn)氫氣，就近供應港區(qū)作業(yè)車輛、公交和小型船舶，打造局部“無碳區(qū)”；同時可以考慮借助港口區(qū)位優(yōu)勢，開展對日韓的氫貿(mào)易。

二是依托氫能交易平臺構(gòu)建氫能貿(mào)易體系。2022年8月26日，上海市發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于支持中國（上海）自由貿(mào)易試驗區(qū)臨港新片區(qū)氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的若干政策》，上海將探索建立氫交易平臺，支持國內(nèi)氫能龍頭企業(yè)、碳交易專業(yè)平臺機構(gòu)等在臨港新片區(qū)聯(lián)合設立統(tǒng)一、高效的氫能交易平臺，并逐步探索建設全國性氫交易所。從化石能源的發(fā)展經(jīng)驗看，市場化、金融化和國際化將成為氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展成熟的重要標志，建設匹配氫能產(chǎn)業(yè)成熟發(fā)展的交易平臺是必要條件。建議以交易平臺為中心，構(gòu)建制、儲、運、貿(mào)的全產(chǎn)業(yè)鏈貿(mào)易體系和標準體系，實現(xiàn)氫能產(chǎn)業(yè)提速發(fā)展。

三是適時布局綠氨、綠色甲醇等產(chǎn)業(yè)，推動氨燃料的試點示范及推廣應用。目前重點應該是大規(guī)模實施現(xiàn)有技術(shù)，而不是開發(fā)新的突破性技術(shù)，因為可再生氨價值鏈中的大多數(shù)副產(chǎn)物都已證實具有經(jīng)濟效益。目前部署的重點應在于提高氨合成工藝的靈活性、提高電解槽的性能、提高氨裂解裝置的性能以及降低當前技術(shù)的成本。通過部署現(xiàn)有技術(shù)來創(chuàng)造短期市場，從而長遠推進技術(shù)創(chuàng)新。