文/安廣萍 唐衛(wèi)龍 杜鋼 張偉 李云

寧東地區(qū)煤基能源與氫能協(xié)同發(fā)展，重點是綠氫與煤化工的協(xié)同路徑——本文介紹了寧東地區(qū)在煤基能源與氫能協(xié)同發(fā)展方面的現(xiàn)狀和趨勢，強調了氫能作為實現(xiàn)碳達峰碳中和目標的重要支撐技術，以及綠氫與煤化工的協(xié)同路徑。

2021年，習近平總書記提出我國力爭2030年前實現(xiàn)“碳達峰”，2060年前實現(xiàn)“碳中和”，明確實現(xiàn)碳達峰、碳中和，是貫徹新發(fā)展理念、構建新發(fā)展格局、推動高質量發(fā)展的內在要求。如何實現(xiàn)碳達峰碳中和成為當今中國乃至世界最為迫切的戰(zhàn)略目標。其中氫能是助力實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標，深入推進能源生產和消費革命，構建清潔低碳、安全高效能源體系的重要支撐技術。氫氣作為一種重要的化工原料氣體被廣泛應用于石油煉化、合成氨等領域，當前全球主要經濟體都把氫能作為能源轉型的重要突破口，中國也正在成為氫能產業(yè)發(fā)展的后起之秀，產業(yè)鏈核心技術日趨成熟。

寧東氫能產業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢

寧夏擁有豐富的煤炭和風光資源，寧東能源化工基地是國家級重點開發(fā)區(qū)，是國家大型煤炭基地，也是國家級煤化工產業(yè)基地和循環(huán)經濟示范區(qū)、新型工業(yè)化產業(yè)示范基地。2016年，在習近平總書記對神華寧煤400萬t/a煤制油項目建成投產作出重要指示后，基地迎來了新一輪的快速發(fā)展，率先開展綠氫耦合煤化工、氫能交通、CCUS等示范工程，建成了截至目前世界單體規(guī)模最大的電解水制氫項目和西北首個加氫站，創(chuàng)新實施節(jié)能減煤加氫五年行動計劃，并于2021年入圍國家氫燃料電池汽車上海示范城市群“1+6”成員。

寧東基地煤化工產業(yè)積聚，風光資源豐富

寧夏產業(yè)結構偏重、能源結構偏煤，有效利用包括焦化、氯堿等行業(yè)的副產氫是構建氫能體系重要的組成部分。2022年，寧東基地氫氣產能約257萬t/a、占全國氫產量的8%，多家企業(yè)推動高純工業(yè)副產氫的生產，不斷提升資源利用效率、降低用氫成本。

寧夏是我國首個新能源綜合示范區(qū)，2022年新能源年發(fā)電量464.5億kW·h，到2025年，新能源發(fā)電裝機容量超過5 000萬kW，新能源發(fā)電裝機、發(fā)電量占比分別達到55%和30%以上，綠色能源的規(guī)模化消納趨勢也為寧夏的發(fā)展注入綠色動力。

煤化工行業(yè)降碳勢在必行，可再生能源消納問題突出

國內約80%的合成氨和甲醇使用煤炭作為原料，煤化工也是國內化工行業(yè)重要組成部分，煤化工在生產過程中會產生大量碳排放，如何減碳是煤化工行業(yè)需要面臨的挑戰(zhàn)，而寧東基地作為國內最大規(guī)模煤化工基地之一，降低煤化工碳排放將成為區(qū)域未來發(fā)展的首要方向。

寧夏是可再生能源富集區(qū)域，如何消納大規(guī)模可再生能源仍存挑戰(zhàn)，一方面跨區(qū)域消納存在障礙，另一方面電網對波動電源的接納結構失衡，此外儲能等調節(jié)波動的方式尚未成熟等問題都亟待解決。

以灰氫為基礎，奠定綠氫耦合廣闊場景

在選擇氫能發(fā)展路徑時，應綜合考慮路徑的成本、效率、穩(wěn)定性、減碳程度以及與可再生能源耦合。在計算成本時，考慮未來碳排放成本以及可再生能源技術進步，煤制氫成本會相應提高，再生能源制氫成本會進一步下降；在考慮制氫效率時，電解槽系統(tǒng)效率有望提高到80%以上，高于工業(yè)副產氫及煤制氫；在考慮穩(wěn)定性時，結合當?shù)禺a業(yè)特點，如寧東基地對穩(wěn)定性要求較高，可再生能源制氫受限于風光資源特性需進行系統(tǒng)性整合；目前結合電解槽、儲氫儲能及耦合系統(tǒng)已實現(xiàn)對下游化工等行業(yè)的穩(wěn)定供應，未來伴隨技術提升，整體穩(wěn)定性將進一步提高；在考慮減碳效應時，可再生能源制氫可以實現(xiàn)與化石能源的耦合，實現(xiàn)真正意義上的“碳中和”；在考慮與新能源耦合時，氫作為可再生能源與下游生產的橋梁可以幫助可再生能源平抑波動。

基于以上5個維度，我們可以對各個路徑進行比較，從而判斷出：現(xiàn)階段以煤基能源為基礎制氫，奠定未來綠氫耦合的廣闊場景。

電解水制氫是鏈接煤基能源與可再生能源的橋梁

根據(jù)現(xiàn)有技術條件，可再生能源與煤基能源的耦合可以分為以下3個流程 ：1.可再生能源發(fā)電；2.使用電力即綠電制氫或直接接入工藝；3.使用綠氫替代灰氫或與煤化工直接耦合。由此可見，綠氫是煤基能源與可再生能源之間的橋梁，將可再生能源制氫與煤化工相結合，有效提高碳利用率，降低碳的排放甚至實現(xiàn)碳的零排放。

綠氫與煤化工的協(xié)同路徑

考慮到煤化工工藝及碳排的特點，綠氫與煤化工的耦合可以從綠氫替代灰氫與新建項目碳氫融合兩個方向分析。

綠氫替代灰氫的路徑

煤化工項目用氫需求量大，以國家能源集團寧夏煤業(yè)公司400萬t/a煤炭間接液化項目為例，總合成氣中氫氣約為190.1Nm3/h，CO約為117.9萬Nm3/h。

在操作負荷±10%波動范圍內，選取1%、2%和8%三種綠氫替代情形分析。

情形一：補氫量20 000 Nm3/h

經核算需降低4萬Nm3/h變換氣，增加4萬Nm3/h未變換氣，氫碳比為1.577。若以增產油化品為目標，氣化部分維持現(xiàn)狀不變，可降低變換深度，增加煤制油裝置原料氣量，增產油化品4.01萬t（見表1），變換過程的CO2量減少，年降低碳排約26.72萬t/a。年營業(yè)收入增加28 741萬元（WTI100美元計算）。

表1 增產數(shù)量

圖1 氫能與寧東煤基能源協(xié)同發(fā)展技術路徑

圖2 氫能與寧東煤基能源協(xié)同發(fā)展技術路徑

圖3 煤炭間接液化項目綠氫耦合路徑

情形二：補氫量40 000 Nm3/h

經核算需降低7萬Nm3/h變換氣，增加7萬Nm3/h未變換氣，氫碳比為1.569，滿足煤制油操作負荷范圍1.56～1.60。

情形三：補氫量為135 000 Nm3/h，停一臺氣化爐

經核算，單套氣化爐補充綠氫量在60 700 Nm3/時，氣化爐54%運行負荷下有效氣產量132 500 Nm3/h；補入量121 500 Nm3/h時，可降氣化爐負荷或停一臺爐。

未來綠氫補入比例增加至50%，補氫量達860 000 Nm3/h，可降低CO2排放1 360萬t/a。若系統(tǒng)所需2 800 000 Nm3/h有效氣不經變換工藝，采用外補氫源全替代，則補氫需求236.88萬Nm3/h，油品產能將達到747.63萬t，增幅87%。

綠氫與煤基能源中CO2耦合的路徑

隨著綠氫成本降低，CCUS技術提升，催化劑開發(fā)等技術及經濟性的不斷優(yōu)化，二氧化碳作為碳資源的利用技術已有多種路線同步發(fā)展中。

1.制液態(tài)烴

通過采用雙功能催化劑體系及多種反應機制耦合方式，可以實現(xiàn)二氧化碳加氫合成烯烴、液化石油氣、芳烴及航煤餾分油等，經過國內外多年探索研究，已有產業(yè)化項目開工建設。

2.制甲醇

大化所研發(fā)的氫氣與二氧化碳一步法合成甲醇的新技術，集成創(chuàng)新了甲醇合成全流程工藝裝置。目前，綠色甲醇生產成本高于普通甲醇，產量相對較低，未來，考慮碳稅成本及技術進步降本，綠色甲醇的成本優(yōu)勢將逐步顯現(xiàn)。

3.制碳酸酯

以二氧化碳為原料合成羧酸類或碳酸酯類所需的能量較低，屬于環(huán)保型綠色化工產品，但目前采用二氧化碳和甲醇直接合成DMC等技術仍處于研發(fā)階段。

4.制合成氣

中科院上海高等研究院、潞安集團和殼牌公司三方聯(lián)合開展了甲烷二氧化碳干重整制合成氣關鍵技術的研究，完成了全球首套甲烷二氧化碳干重整工業(yè)化示范。

5.電催化還原

電催化還原二氧化碳（CRR）技術是使用可再生能源結合催化劑的使用將二氧化碳轉化為一氧化碳、甲烷等產物。國內碳能科技利用二氧化碳電還原催化劑和電解反應器等技術與內蒙古伊泰集團完成了國際首個年處理量百噸級的二氧化碳制備合成氣中試項目。

綠氫零碳發(fā)展路徑設想

綜合考慮上述多種發(fā)展路線，結合綠電成本、投資規(guī)劃及電力系統(tǒng)消納任務的迫切性，存量項目補氫是寧東地區(qū)氫能與煤基能源協(xié)同發(fā)展的最現(xiàn)實路徑。

建議從以下方面入手加快推動煤基能源與氫能協(xié)同發(fā)展：加強組織領導，成立推動氫能資源開發(fā)及產業(yè)高質量發(fā)展工作領導小組；加強頂層設計，健全氫能政策、法規(guī)，加強技術自主研發(fā)與應用示范支持；鼓勵綠氫市場化交易，激活區(qū)域氫能交易市場；加強產業(yè)標準體系建設，促進氫能產業(yè)穩(wěn)定發(fā)展；建立制氫與主電網調峰機制同時推動煤化工裝置綠電、綠氫同步消納能力。

在灰氫轉綠、以氫換煤和綠氫消碳的新形勢下，以綠氫為媒介，打通新能源與寧東現(xiàn)代煤化工、煤制油等龍頭產業(yè)之間的轉化通道，構建一條綠氫耦合煤化工的零碳發(fā)展路徑是寧東能源化工未來發(fā)展的最美藍圖。