煤制氫的案例
基于全流程分析的中國煤制氫耦合CCUS技術碳足跡評估
由于其他制氫工藝在技術和成本方面仍受制約，煤制氫將是中國初期及中期階段的主要氫源，而碳捕集利用與封存（CCUS）技術是實現低碳煤制氫的關鍵技術選擇。考慮到CCUS技術的額外能耗和碳捕集的不完全性等特點，煤制氫耦合CCUS技術全流程仍將產生不同程度的碳排放，但相關評估較少。基于此，本文從全流程的角度評估和比較煤制氫耦合CCUS技術的碳足跡，研究結論為中國低碳化氫能發展提供決策參考，對碳中和目標下的能源轉型具有一定的指導意義。
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引言
氫能的來源具有多樣性，其中可再生能源電解水制氫被認為是較為理想的制氫方式，從長期來看其將是氫能的主要來源。但受技術成熟度、制氫成本等諸多因素的影響，目前化石能源制氫仍是全球主流的制氫方式，約占全球氫能來源的95%以上。
中國是氫氣生產和消費大國，同時也是煤炭生產和消費大國，在氫能發展的初期和中期階段仍需依賴煤制氫技術滿足氫氣需求。現階段，相較于其他制氫技術，煤制氫技術具有明顯的成本優勢，但其缺點在于會產生大量CO2排放。已有研究表明，煤制氫技術的碳足跡遠高于天然氣制氫、生物質制氫、光伏/風力發電制氫（電解水）及核能/熱化學制氫等主要制氫技術。為兼顧氫能供應和碳中和目標的實現，中國需發展低碳煤制氫技術，目前碳捕集利用與封存（CCUS）技術是實現低碳煤制氫的重要
手段。
然而，CCUS技術會引起額外能耗，增加 CO2排放，其凈減排效果無法根據 CO2捕集率直接衡量。
展開 干貨分享│煉化企業制氫方式都有哪些？哪種最劃算？
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化石原料制氫
①煤制氫
我國的煤炭資源豐富，煤制氫技術的發展非常迅速，是目前我國最主要的制氫技術之一，其技術路徑是煤炭通過氣化轉化成合成氣，再經水煤氣變化分離處理，提取高純度的氫氣。
煤制氫按照具體工藝流程有水煤漿氣化制氫和干粉煤氣化制氫，其中以航天爐技術、清華爐水冷壁技術和華理四噴嘴技術為代表的煤氣化技術處于世界領先地位，煤制氫裝置合成氣生產規模超過20萬m3/h，煤氣化制氫技術的轉化效率在55%~60%，同時合成氣裝置每生產1m3 H2，CO2的排放量約為2.710kg。煤制氫工藝的優點是技術成熟、原料成本低、規模裝置大，缺點則是設備結構復雜、運轉周期相對低、投資高、配套裝置多。此外，煤制氫裝置必須要考慮二氧化碳排放問題，隨著我國碳排放政策的日益收緊，未來作為溫室氣體二氧化碳排放將會征收高額碳稅。
②天然氣制氫
天然氣制氫按照工藝路線的不同，主要分為蒸汽重整制氫、絕熱制氫、部分氧化制氫、高溫裂解制氫和自熱重整制氫等。目前國內外主流制氫方式是蒸汽重整制氫。
天然氣蒸汽重整制氫主要包括4個流程：
a）原料預處理。主要指原料氣的脫硫過程。
b）天然氣蒸汽轉化。多采用在鎳系催化劑作用下天然氣與水蒸氣反應，天然氣中的烷烴轉化成主要成分為一氧化碳和氫氣的原料氣。
c）一氧化碳變換。在中溫或高溫以及催化劑條件下一氧化碳和水蒸氣發生反應，從而生成氫氣和二氧化碳的變換氣。
d）氫氣提純。最常用的氫氣提純系統是變壓吸附凈化分離系統(PSA)，凈化后得到的氫氣純度可以滿足燃料電池車用要求。天然氣蒸汽重整制氫裝置簡單，能效較高，能量轉化率可達70%以上，每生產1m3H2，CO2排放約為1.07kg。
展開 行業熱點 ｜ 石化行業的CCUS技術
煤制氫碳捕集場景
相較其他制氫技術，現階段煤制氫與CCUS技術的集成應用具備顯著的成本優勢；CCUS技術可降低煤制氫過程約90%的二氧化碳排放，但相比可再生能源制氫其碳足跡仍是短板；新疆、山西、陜西 及內蒙古等地區可作為推廣煤制氫與CCUS技術集成應用的優先區域；煤制氫與CCUS 技術集成應用面臨的挑戰主要包括缺乏公眾認可度以及與可再生能源之間的競爭。這有可能對煤制氫與CCUS技術的集成應用潛力形成嚴重制約，阻礙其長遠發展。
未來已來，石化行業CCUS技術大有可為。
文章來源石油和化工智能制造智庫
展開 氫能產業發展如何破局？與新型電力系統建設融合發展路徑探討
如前文所述，我國氫氣總產量中絕大部分來源于化石能源制氫和工業副產氫，僅1.5%由電解水制氫提供。煤制氫雖然技術成熟、成本低廉，但短期內難以實現清潔低碳。因為煤制氫生產過程需要消耗大量煤炭，從當前技術水平看，生產1噸氫氣平均需要消耗煤炭約6-8 噸，排放15-20噸左右的二氧化碳，此外還會產生大量高鹽廢水及工業廢渣。據相關機構測算，2020年化石能源制氫合計排放二氧化碳3.225億噸，大致占我國工業過程排放二氧化碳量的25%左右。而目前碳捕捉與封存技術（CCS）、廢水廢渣綜合利用技術還不足以支持煤制氫大規模發展，短期內煤制氫的“三高”問題難以解決。
電解水制氫雖然在制氫環節清潔，但我國60%左右的電力來自煤炭，用煤電來電解水制氫，“三高”問題將更為嚴重。從全生命周期角度測算，煤電制氫的能耗、碳排放比煤制氫更高。能效方面，生產1噸氫氣，電解水制氫需消耗5萬-6萬度電，“電-氫”系統能效約為 65%-75%；但如果使用燃煤發電的電力制氫，“煤-電-氫”系統效率下降至30%以下。碳排放方面，煤電制氫生產1噸氫氣需要排放二氧化碳30噸甚至更高，是煤制氫的2-3倍。因此，煤電制氫比傳統煤制氫更加耗能、更加污染，不應作為清潔制氫的技術選擇。
綜上，氫氣如果來自于煤炭，使用過程的清潔、低碳是以生產環節的“不清潔、不低碳”為代價的，其結果只能是污染和排放的空間轉移。在“綠氫”不具備真正的成本競爭力之前，大規模推動氫能產業發展，將導致“灰氫”規模快速擴張和二氧化碳排放量快速增加，不利于我國“雙碳”工作的推進。
展開 
碳中和下的氫能發展報告
從來源看，我國的氫源結構目前仍是以煤為主，來自煤制氫的氫氣占比約62%、天然氣制氫占19%，電解水制氫僅占1%，工業副產占18%。就消費情況看，目前的氫能基本全部用于工業領域，其中，生產合成氨用氫占比為37%、甲醇用氫占比為19%、煉油用氫占比為10%、直接燃燒占比為15%、其他領域占比為19%。
（1）以煤為原料制氫
煤制氫的本質是以煤中碳取代水中的氫，最終生成氫氣和二氧化碳。這里，碳起到還原作用并為置換反應提供熱。
以煤為原料制取含氫氣體的方法主要有兩種：
一是煤的焦化（或稱高溫干餾），煤在隔絕空氣條件下，在900-1000℃制取焦炭，副產品為焦爐煤氣。焦爐煤氣組份中含氫氣55%-60%(體積）、甲烷23%-27%、一氧化碳5%-8%等。每噸煤可得煤氣300-350m3，作為城市煤氣，亦是制取氫氣的原料。
二是煤的氣化，使煤在高溫常壓或加壓下，與水蒸汽或氧氣（空氣）等反應轉化成氣體產物。氣體產物中氫氣的含量隨不同氣化方法而異。
（2）天然氣制氫
天然氣的主要成分是甲烷（CH4），本身就含有氫。和煤制氫相比，用天然氣制氫產量高、加工成本較低，排放的溫室氣體少，因此天然氣成為國外制造氫氣的主要原料。其中天然氣蒸汽轉化是較普遍的制造氫氣方法。
（3）重油部分氧化制造氫氣
重油是煉油過程中的殘余物，可用來制造氫氣。重油部分氧化過程中碳氫化合物與氧氣、水蒸氣反應生成氫氣和二氧化碳。該過程在一定的壓力下進行，可以采用催化劑，這取決于所選原料與過程。
展開 碳中和|電解海水制氫的機遇
以下介紹幾種不同的制氫方法：
① 太陽能熱化學制氫
。太陽能熱化學反應循環制氫，又稱間接熱解水制氫。與直接熱解法制氫相比，間接法克服了溫度過高這一難題（其反應溫度僅為900～1200K），對設備材料的依賴性大幅度減小，安全性大幅提高。如果太陽能直接對水進行熱分解，H2和O2兩種氣體分離較為困難，同時該反應是可逆反應，高溫下氫與氧可能會重新結合生成水，甚至可能發生爆炸。而間接熱解水制氫反應過程中H2和O2可以自行分離，很好地解決了這一技術難題。
雖然該方法溫室氣體排放量較少，但目前建設成本較高，技術不夠成熟，需要進一步完善，無法大規模滿足市場要求。
② 化石能源制氫
。當下工業大規模制氫主要仍為化石燃料制氫，全球的氫氣中大概有92%采用煤和天然氣來制備，作為主要的氫氣生產方式，化石燃料制氫具有技術成熟、原料成本低、裝置規模大等優勢。其中，煤制氫和天然氣制氫是最主要的制氫方式。
煤氣化制氫技術被工業大規模制氫流程采用，其具體工藝過程有將煤炭在高溫條件下氣化生成水煤氣、CO與水蒸氣經變換轉變為H2和CO2、脫除酸性氣體（如CO2和SO2）、氫氣提純等工藝環節，由此可以得到不同純度的氫氣。煤制氫技術現已大規模應用于工業生產，因其低成本和高技術成熟度而飽受青睞。
展開 國內外CCUS項目解讀
應用場景十：制氫碳捕集
相較其他制氫技術,現階段煤制氫與CCUS技術的集成應用具備顯著的成本優勢；CCUS技術可降低煤制 氫過程約90%的二氧化碳排放，但相比可再生能源制氫其碳足跡仍是短板；新疆、山西、陜西 及內蒙古等地區可作為推廣煤制氫與CCUS技術集成應用的優先區域；煤制氫與CCUS 技術集成應用面臨的挑戰主要包括缺乏公眾認可度以及與可再生能源之間的競爭。
未來我國應加強針對煤制氫與CCUS技術集成應用產業的頂層設計及相關技術的科普宣傳,積極推進煤制氫與CCUS技術集成應用方面的研發和示范,為我國氫能產業的發展提供保障。
來源：碳中和碳達峰戰略研究
展開 CCUS專項工程介紹和相關信息丨國內外CCUS項目解讀：分布圖、應用場景及成本介紹
應用場景十：制氫碳捕集
相較其他制氫技術,現階段煤制氫與CCUS技術的集成應用具備顯著的成本優勢；CCUS技術可降低煤制 氫過程約90%的二氧化碳排放，但相比可再生能源制氫其碳足跡仍是短板；新疆、山西、陜西 及內蒙古等地區可作為推廣煤制氫與CCUS技術集成應用的優先區域；煤制氫與CCUS 技術集成應用面臨的挑戰主要包括缺乏公眾認可度以及與可再生能源之間的競爭。
未來我國應加強針對煤制氫與CCUS技術集成應用產業的頂層設計及相關技術的科普宣傳,積極推進煤制氫與CCUS技術集成應用方面的研發和示范,為我國氫能產業的發展提供保障。
來源：3060碳達峰碳中和
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展開 現代煤氣化技術進展及產業現狀分析
目前，伴隨著“CO2排放量力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”重要講話的提出，先進煤氣化技術配套CO2制甲醇、CO2制油品、CO2制DMC等綠色技術對CO2進行資源化利用，以實現“低碳排放”的綠色煤氣化發展態勢已成為行業趨勢。
煤氣化產業市場布局方面，干粉煤/水煤漿氣流床煤氣化技術一直踐行“高壓化、大型化”發展理念，將目標客戶瞄準在化肥/甲醇傳統煤化工、煤制油、煤制烯烴、煤制乙二醇、煤制氫等多個應用場景的大型煤化工、大型石油化工領域；近年來，由于不同應用領域適用壓力等級不同，本著搶占市場份額的目的，部分氣流床氣化技術也有朝低壓化研發的趨勢，意圖搶占工業燃氣領域市場。此外，“航天爐”等氣化技術已開始從工藝評價、智能控制、數字化交付/設計等角度進行研發，助力國內煤化工智能/智慧工廠的建設。
煤氣化領域市場競爭方面，大型煤化工及石油化工項目要求氣化技術作為總體設計中的一部分與項目總包方共同參與項目招標，這就使得煤氣化技術專利商必須與大型專業設計院進行戰略合作，否則只能參與一些中小型項目的單一氣化技術招標。并且，不同類型氣化技術投資額差距有逐漸縮小的趨勢，未來市場競爭會更加激烈。
展開 下一個新能源主戰場
綠氫稀少的原因在于成本高昂，國聯證券研究顯示，以煤制氫的成本在9元/kg，工業副產氣制氫成本在10-16元/kg之間，而如果用商電來進行電解水制氫則要上升至48元/kg。
全程零排放的綠氫顯然才是氫源的終極解決方案，也符合“雙碳”戰略的實質內涵。如果使用棄風棄光的廉價電力制氫，成本也可以迅速下降到14元/kg，綠電企業在該領域有著顯著優勢。
有市場分析人士判斷，到2030年，國內綠氫成本可實現與灰氫平價。那時，10-12元/kg的制氫成本，將讓氫能在重卡領域極具競爭力；2035年后，綠氫或將成為工業領域和交通領域的主流能源。
厘清氫能“源頭不綠”的根本問題，就會發現，氫能的發展邏輯是繼風光鋰電產業周期之后，用綠電制氫降低成本，迎來大規模應用的時刻，從而登上歷史舞臺。
我國計劃在2030年實現“碳達峰”，2060年實現“碳中和”目標。在遠期能源格局中，氫能將成為所有能源的“互聯體”，可以將可再生能源融通至終端。
首先，電氣化是目前經濟社會“脫碳”的主要手段，據預測，我國電力占能源總消費比重將由目前的25%提升至2050年的60%。
然而，在交通運輸、工業和需要高位熱能的行業，要想實現深度脫碳，僅靠電氣化還不夠， 但這一問題可以通過綠氫解決，
其次，理想狀態下，氫能將成為各種可再生能源的“儲能-互聯”載體。
未來，電力將是能源消費主力軍，但其最大問題是難以存儲。作為二次能源，氫能恰恰具備風光能源所不具備的優勢。氫能可以將無法消納的電能進行電解水制氫存儲起來，再將電力引向終端使用部門。
從目前人類研究的能源品類來看，氫能是唯一可以作為電、熱、氣等能源互聯的媒介，是在可預見的未來實現跨能源、跨行業，并進行能源網絡優化的唯一途徑。
展開 氫能行業產業現狀和未來展望
1.制氫端：綠氫經濟性體現后占比將顯著提升
目前我國氫氣產能約每年4100萬噸，2021年產量約3300萬噸，位居世界第一。現階段我國的制氫方式以化石能源和工業副產氫為主，兩者合計占比達到97%。綠氫是我國達成碳達峰、碳中和的重要途徑之一，根據中國氫能聯盟的預測，預計2030年碳達峰時，我國氫氣需求量將增至3715萬噸，其中可再生能源電解制氫占比將提升至15%，供應約550萬噸的綠氫；遠期到2060年碳中和，我國氫氣需求量將達到1.3億噸，在終端能源消費的比例將達到15%，成為我國能源戰略的重要組成部分，其中可再生能源電解制氫的比例達到70%，供應約0.91億噸的綠氫。
煤制氫和天然氣制氫等化石能源制氫方式是現階段發展較為成熟、應用較為廣泛的制氫方式，且成本具有優勢；我國現有工業副產氫產能規模大，具有一定的規模成本優勢，在一定程度上能夠降低環境污染，提高資源利用效率和經濟效益，未來成為氫能綠色化過渡方案的可行性較高。電解水制氫是未來綠氫的主要來源，現階段受益于電價、折舊等成本項較高，經濟性未體現出來。
經過測算，當可再生能源電價降至 0.16 元/kWh，堿性電解和 PEM 系統電解設備價格分別降至 1000 元/kW 和 2750 元/kW 時，堿性電解水制氫和 PEM 電解水制氫成本分別是 11.64 元/kg 和 14.34 元/kg，與化石能源制氫（+CCUS技術）的成本相當；當可再生能源電價降至 0.13 元/kWh，堿性電解和 PEM 系統電解設備價格分別降至 800 元/kW 和 1400 元/kW 時，堿性電解水制氫和 PEM 電解水制氫成本分別是 9.21 元/kg 和 10.02 元/kg，與現階段的化石能源制氫成本相當。
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氫能是清潔、低碳能源，在使用過程中不產生額外污染，也不產生二氧化碳排放，在雙碳背景下，2019 年氫能首次被寫入《政府工作報告》，緊接著國家各部委密集出臺各項氫能支持政策，內容涉及氫能制儲輸用加全鏈條關鍵技術攻關、氫能示范應用、基礎設施建設等。2022 年 3 月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年）》，以實現“雙碳”目標為總體方向，明確了氫能是未來國家能源體系的重要組成部分，提出了氫能產業的三個五年階段性發展目標，同時也明確了氫能是戰略性新興產業的重點方向，氫能產業上升至國家能源戰略高度；2022 年 6 月，國家發改委、國家能源局等九部門聯合印發《“十四五”可再生能源發展規劃》，明確要推動可再生能源規模化制復利用，為“十四五”期間氫能產業的發展明確指導方向。
截至目前，全國已有 20 多個省份發布氫能規劃和指導意見共計 200 余份，全產業鏈規模以上工業企業超過 30 家，集中分布在長三角、粵港澳大灣區、環渤海三大區域，氫能產業呈現集群化發展態勢。目前，中國已初步掌握氫能制備、儲運、加氫、燃料電池和系統集成等主要技術和生產工藝，在部分區域實現燃料電池汽車小規模示范應用，在制、儲、輸、加、用等全產業鏈規模以上工業企業超過300 家，集中分布在長三角、粵港澳大灣區、京津冀等區域。
二、目前中國以化石燃料制氫為主，短期難以改變；而電解水制氫法可持續、低污染，長期有望進一步發展。
國內氫能產業尚處于市場導入階段，常用的制氫方法包括化石燃料制氫、工業尾氣副產提純制氫、熱分解制氫、電解水制氫等。現階段國內主要用來制氫的方法是化石燃料制氫法，包括煤制氫、天然氣制氫、甲醇制氫等，化石燃料制氫技術成熟且成本很低，但需要面臨著二氧化碳排放量高、氣體雜質多和環保審批等多重壓力，長期化石燃料制氫的方法不可持續。
展開 光伏發電制氫技術的經濟可行性
煤氣化制氫投資成本較高，隨著規模增大，單位投資大幅下降，同時原料便宜，按照5800大卡煙煤計算，價格為500元 / 噸時制氫成本僅為0.7元 /Nm3：
煤制氫成本表 ▼
甲醇制氫投資較低，適合2500Nm3以下制氫規模，按照1Nm3氫氣消耗0.72千克甲醇，甲醇價格按2319元 / 噸計算，制氫成本如下表：
甲醇制氫成本表 ▼
天然氣制氫單位投資成本低，在1000Nm3以上經濟性較好，按照1Nm3氫氣消耗0.6Nm3天然氣，天然氣價格按1.82元/Nm3計算，制氫成本下表：
天然氣制氫成本表 ▼
光伏發電制氫成本及經濟性分析
以1000Nm3/h 水電解制氫為例，總投資約1400萬元，按照1Nm3氫氣消耗5kWh 電能計算，不同電價測算制氫成本分析如下表：
光伏發電制氫成本表 ▼
由此分析，光伏發電制氫電價控制在0.3元 / 千瓦時以下時，制氫成本才具有競爭力。按照目前市場價格進行測算，以100MW光伏發電直流系統造價如下表：
光伏發電直流系統造價 ▼
以一類資源區域為例，首年光伏利用小時數為1700小 時 計 算，其他參數為 ：裝機容量100MW，建設期1年，資本金投資比例20%，流動資金10元 /kW，借款期限10年，還本付息方式為等額本息，長期貸款利率4.90%，折舊年限20年，殘值率5%，維修費率0.5%，人員數量5，人工年平均工資7萬元，福利費及其他70%，保險費率0.23%，材料費3元 /kW，其他費用10元 /kW。
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