□ 吳昊

近日，上海市科學技術委員會等六部門印發《上海市科技支撐碳達峰碳中和實施方案》，提出“電力多元高效轉換”，研究將電力高效轉換成熱能、化學能等形態能量的相關技術，實現可再生能源電力的轉化儲存和多元化高效利用。

作為全球多個領域低碳轉型的解決方案，電力多元化轉換（Power-to-X）近年來受關注度逐漸提升，其中，由可再生能源制取的綠氫將發揮重要的作用。清華大學能源與動力工程系教授史翊翔日前接受采訪時指出，Power-to-X模式發展的一個重要邏輯是將可再生電力制取的綠氫轉化為烴、醇、氨等氫載體，這對于降低我國石油、天然氣的對外依存度、保障我國的能源安全具有極為重要的意義。

重構傳統產業

隨著綠電、綠氫等技術的發展，電力多元轉換已逐漸成為諸多領域低碳轉型的重要方向。中國石油大學新能源與材料學院教授周紅軍表示，“Power-to-X起源于電轉氣（Power-to-Gas），主要包括氫和甲烷，后來Gas發展成‘X’，既有氣態，也有液態和固態，比如，甲醇、氨、尿素等。”

周紅軍認為，未來，光伏、風電技術將持續進步，以煤油氣為一次能源、電為二次能源向以綠電為一次能源、綠氫為二次能源的能源革命進程不斷加快，這一能源革命將重構傳統產業，特別是高碳產業。他介紹，氫能應用主要有四個大方向：煉油化工、合成氨、甲醇、鋼鐵，其中，用電制氫生產合成氨、甲醇，以及煉鋼將成為未來的主流。

在史翊翔看來，隨著未來綠氫成本的持續降低，綠氫有望成為一些難以脫碳的工業領域共同的脫碳解決方案，用于煉油、化工、鋼鐵等行業的深度脫碳。他強調，氫作為一種重要的化工原料，可以用于加氫處理等化工過程，在化工行業實現綠氫的全部或者部分替代，可以降低化工工藝過程中的碳排放。

與此同時，作為電力多元轉換的“主力”，綠氫的發展對于未來大規模可再生能源的消納也十分重要。史翊翔指出，利用可再生能源制取氫氣可以將波動性的可再生能源電力以氫的化學能形式存儲，可供后續發電使用，還可以存儲之后進行運輸和配送，實現大規模、長周期的儲能，進而促進可再生能源電力的大規模發展與能源結構轉型。

“把電變成氫，相當于打通了產業鏈，電力進入了主流的基礎化工燃料領域，實現了大規模、長周期的存儲和運輸。”中國產業發展促進會氫能分會（以下簡稱“氫促會”）相關專家表示，氫能具有能源及物質雙屬性，可廣泛用于交通、能源、化工、電子等領域的清潔減碳路線，優化能源結構，實現電、熱、氣、冷等耦合，有力支撐可再生能源高比例、規模化發展。

加速多元探索

當前，以綠氫為主的電力多元轉換的探索逐步加快。史翊翔表示，“在‘雙碳’目標背景下，我國綠氫產業提速發展，在交通、冶金、化工等領域的應用備受關注。比如，去年11月，中石化宣布建設全球最大的光伏綠氫生產項目；今年2月，中煤鄂爾多斯能源化工有限公司擬建設的二氧化碳加綠氫制甲醇技術示范項目，有望同步實現可再生能源的存儲與二氧化碳的資源化利用。”

今年8月28日，三峽集團首個制氫項目——內蒙古自治區鄂爾多斯市準格爾旗納日松光伏制氫產業示范項目正式開工建設。據東方江峽產投副總經理李航介紹，項目包括光伏電站及制氫廠兩部分，光伏電站總裝機規模為400兆瓦。建成后，項目總發電量的20%將直接輸送至當地電網，剩余80%則全部用于電解水制氫，每年可生產氫氣約1萬噸，副產氧氣8.5萬噸。

據了解，該項目制出的高純氫氣大部分通過新建的2公里輸氫管道直接輸送至下游合成氨工廠，剩余部分增壓后裝車運輸至附近加氫站；所產氧氣一部分經加壓后運送至當地化工企業，另一部分液化后裝車外送，提供給其他有需求的單位。李航表示，作為清潔能源供應商，三峽集團積極推進氫能參與構建清潔二次能源網絡，將為能源產業綠色轉型發展提供重要契機。

對于綠氫制綠氨，寧東的合成氨項目是一個重要的“標桿”。在寧夏，中國石油大學與和寧化學有限公司在2020年啟動合作，利用當地光伏發電制氫，之后用綠氫合成氨，然后再生產尿素。周紅軍指出，在綠電與綠氫轉型的大趨勢下，合成氨工業將由傳統的化肥應用場景向更多場景拓展，除化肥生產外，綠氨還可用于船用燃料代重油，即未來的“綠色石油”，或者用于傳統煤電廠燃料代煤減碳調峰，擔當儲能角色。

此外，綠氫在冶金領域的應用也被寄予厚望，并且已在多地加快布局。據周紅軍介紹，中國石油大學與中晉太行公司合作在山西左權已建設世界上第一個采用焦爐氣為原料的30萬噸/年氣基直接還原鐵示范廠，已于2020年底開車，正在消缺。其中的焦爐氣凈化和二氧化碳干重整轉化采用該校開發的新工藝技術，解決了還原氣來源的瓶頸問題。

亟須技術突破

“未來，綠氫在我國的發展潛力巨大。”史翊翔表示，隨著可再生能源電力成本的降低與電解槽能效的提升，綠氫將具備成本競爭力，綠氫的應用市場也會得到持續發展。但與此同時，綠氫發展也需要突破諸多瓶頸。例如，氫的高效儲存以及大規模、遠距離輸運問題是制約綠氫大規模發展的瓶頸。

在史翊翔看來，目前綠氫發展的主要痛點在于成本，反映在技術角度就是電解水制氫的能效和波動電力的適應性問題。他表示，目前我國電解制氫采用的多是技術成熟度比較高的堿水電解，單臺堿槽最大產氣量可達1000立方米/小時以上，規模指標還在不斷提升，但電耗仍然居高不下，制取每標方氫氣的電耗達到4.8千瓦時以上，且不易適應可再生電力的強波動特性，亟須著力技術創新。

對此，氫促會相關專家也表示，成本問題是綠氫發展目前的主要瓶頸，“從項目收益考慮，電價應該在0.2元左右，但目前新能源成本仍然在0.25元以上”。同時，就綠氫制綠氨而言，他認為，地域分布問題也是一大難題，“鄂爾多斯的制氫項目對面就是合成氨廠，如果制氫與合成氨廠址距離變長，項目就不能建；由于化工廠建設周期較長，審批程序也比風光電站難，所以制氨廠與風光項目同步建設也不太現實，需要新能源制氫項目建在制氨廠附近。”

同時，綠氨目前還存在規模匹配的問題，該專家指出，由于年產30萬噸以下的制氨廠已經不予審批，目前多數制氨項目規模都是百萬噸級，“假設電站年發電8000小時，40萬千瓦的規模一年產氫量僅1萬噸氫，如果是間歇性電力，比如光伏發電，年產1萬噸氫可能需要100萬千瓦以上的規模，而30萬噸氨對應6萬噸氫，這樣的制氨規模至少需要600萬千瓦的光伏電站”。

為此，該專家認為，合成氨技術需要進步。“我們已經找到了一些新的方法，比如，小型化合成氨，也就是撬裝式的合成氨廠，產能為3000噸~20,000噸，這樣只需要匹配10萬千瓦以上的發電規模。”上述專家表示