2021-05-31 08:06:22 《中国石油和化工产业观察》杂志 　 作者： 陈继军  

随着氢能的普及，不少投资者瞄准了工业副产气制氢。一些业内专家、政府主管部门也建议投资者首选副产气制氢，有些地方政府还制定了宏伟的工业副产气制氢规划。

理论上，我国工业副产氢资源丰富，用其制氢既能帮助工业企业节能减排，减轻环保压力，又能使制氢企业获得廉价原料和良好收益，降低全社会用氢成本，促进氢燃料电池车产业发展，是多方受益的好事。但现实果真如此吗?

上篇：

产量大、有技术、成本低

看上去都是优势

工业副氢是工业副产气制氢的简称。我国石油化工、煤化工、钢铁、建材、焦炭等行业产能规模巨大，每年产生的工业副产气数千亿立方米，若将其中的氢气分离提纯，即可获得上千万吨高纯氢气。

以焦炉煤气、氯碱副产气、轻烃裂解副产气、甲醇/合成氨装置驰放气等优质制氢副产气为例。2020年，我国焦炭产量为4.71亿吨，按1吨焦炭副产含氢55%(体积百分比，下同)的焦炉煤气427立方米计算，全行业理论副产高纯氢980万吨/年(1千克氢气约合11.2标准立方米)，扣除50%回炉煤气，可向社会供氢490万吨/年;烧碱产量为3643.3万吨，按1吨烧碱副产氢气24.8千克计算，该行业副产氢90万吨，扣除60%生产聚氯乙烯和盐酸消耗的氢气，可对外供氢36万吨/年;我国已经投产的丙烷制丙烯装置合计产能1010万吨/年，按装置平均开工率80%、1吨丙烷脱氢副产38千克高纯氢气计算，丙烷脱氢行业副产氢30.7万吨/年;2020年我国合成氨产量为4954万吨，按1吨合成氨副产113立方米含氢53%驰放气计算，该行业副产氢26万吨/年;再算上甲醇驰放气31万吨/年和乙烷裂解行业20万吨/年工业副氢，目前，我国可经济回收利用的工业副氢量高达633.7万吨/年。

还不止。根据在建和规划的轻烃综合利用项目(主要指丙烷脱氢和乙烷裂解)和甲醇项目，预计2023年前后我国丙烷脱氢、乙烷裂解、甲醇产能将分别达到2126万吨/年、1980万吨/年和9800万吨/年。即便焦炭、合成氨、氯碱行业后期不再扩张，届时，上述最具制氢潜力的行业副产氢气也将高达735万吨/年。这还仅是简单地将其中的氢气分离提纯的结果。如果将上述工业副产气中的一氧化碳、甲烷、烃类同时变换/氧化转化为氢气，则氢气产量可大幅增加至1400万吨/年。再加上电石炉尾气、炼厂干气、芳烃重整、钢厂尾气、乙二醇副产气制氢，2023年，理论上我国可用的工业副氢总量将突破2100万吨/年。

更乐观的消息是，所有工业副产气制纯氢技术难题均已突破，且得到工业化应用验证。

据业内专家介绍，工业副产气制纯氢主要有3种方法：深冷分离、变压吸附、膜分离。

深冷分离是将气体液化后蒸馏，根据不同气体的沸点不同，通过温度控制将其分离，所得产品纯度较高，适宜大规模制纯氢装置使用;变压吸附的原理是根据不同气体在吸附剂上的吸附能力不同，通过梯级降压，使其不断解吸，最终将混合气体分离提纯;膜分离法则是基于气体分子大小各异，透过高分子薄膜的速率不同的原理对其实施分离提纯。其中，深冷分离工艺设备投资大、工艺运行要求苛刻、单位能耗高。但其优势是：产能大，单套制氢规模达5000～10万标准立方米/小时，氢气回收率高达90%～98%，原料中只要氢气超过10%即可，且所得氢产品的经济运输半径大。

与深冷分离法相比，变压吸附和膜分离均无须对气体深冷液化，因此装置的能耗大幅降低，操作条件相对温和。尤其变压吸附，工艺简单、技术成熟、单套制氢规模与深冷技术相当、装置投资中等、生产和运营成本低、所得氢产品纯度高，是目前最为经济实用的工业副产气制氢纯氢技术，建成运行的工业化装置最多。

膜分离工艺设备初期投资小，但因高端膜及相关辅助材料依赖进口，导致装置运营成本高，且单套制氢规模不超过1万标准立方米/小时，目前国内尚未大规模工业化推广应用。不过，为了满足《质子交换膜燃料电池汽车用燃料氢气》(GB/T37244-2018)标准中“一氧化碳、硫化氢含量分别不超过0.2微摩尔/摩尔和0.004微摩尔/摩尔”等苛刻要求，也有企业尝试采用变压吸附+膜分离复合工艺，但这样会导致制氢成本大幅增加。而北京佳安氢源科技股份有限公司已成功开发了模块化定向除杂技术，可针对不同工业副产气的氢气组分和不同含量，采用不同的模块组合处理，从而实现低成本高效除杂制得纯氢的目的。

“工业副氢的另一特点是成本较低，在氢燃料电池汽车产业发展初期容易被用户接受。”石油和化学工业规划院原副总工程师刘延伟对记者说。

根据中国电动车百人会《中国氢能产业发展报告2020》公布的数据，丙烷脱氢、乙烷裂解、烧碱副产气、焦炉煤气、合成氨/甲醇驰放气等不同工业副产气制氢的综合成本依次为：1.25～1.8元(标准立方米价，下同)、1.35～1.8元、1.2～1.8元、0.83～1.33元、1.3～2.0元。

天然气及煤制氢综合成本随着天然气和煤炭价格上涨而上涨。当天然气价格分别为1元、2元、3元、4元、5元时，对应的制氢综合成本依次为0.95元、1.43元、1.88元、2.07元和2.41元。当煤炭价格分别为200元(吨价，下同)、400元、600元、800元、1000元时，对应的制氢综合成本依次为0.6元、0.72元、0.84元、0.96元和1.08元。

电解水制氢又分为碱性电解水制氢和质子交换膜电解水制氢。前者技术工艺成熟、相关设备全部国产化，制氢规模可达1000标准立方米/小时;后者关键材料质子膜基本依赖进口，最大制氢规模200标准立方米/小时。当电价为0.3元(千瓦时价，下同)、0.35元、0.4元、0.45元、0.5元时，碱性电解水制氢/质子膜电解水制氢的综合成本依次为：1.93元/2.83元、2.25元/3.3元、2.58元/3.77元、2.9元/4.25元和3.22元/4.72元。

从表面看，煤制氢成本最低。但由于每生产1千克氢会排放19千克二氧化碳，在双碳目标约束下，后期将面临巨大的碳减排压力。一旦被迫上马碳捕集和封存利用(CCUS)装置，则煤制氢的运营成本将激增130%、燃料和投资成本将增加5%，氢气综合成本将增加1.1元/立方米。加之煤制氢低成本的前提是大型集约化生产，这与燃料电池汽车用氢短距离运营、分布式应用的经济性要求相悖。天然气制氢则受制于天然气供应不足和价格高企，只能在有条件的地区少量布局。

总之，综合原料供给、制氢成本、技术先进与成熟度，以及碳排放与环境因素，工业副产氢无疑是当前性价比最高的制氢途径。

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实产少、原料紧、环保难

用起来都是愁事

有资源、有市场、有成本优势，又能解决工业企业的排放问题，投资工业副氢似乎只赚不赔、前途光明。然而，真正开始工业副氢项目调研论证时，才会愕然地发现：理想很丰满、现实很骨感。

首先，副氢产量越来越少。理论上，我国可用于制氢的工业副产气每年有数千亿立方米，仅含氢55%的焦炉煤气就超过940亿立方米，加上烧碱副产气、轻烃裂解副产气、甲醇/合成氨驰放气等优质制氢工业副产气，总量超过1500亿立方米，但“十二五”以来，随着节能减排与环保政策从严，企业节能环保意识和精细化管理水平提高，绝大多数企业都上马了工业副产气回收利用装置。比如，焦化行业用焦炉煤气生产甲醇、合成氨、液化天然气;甲醇/合成氨企业将驰放气回收后补充系统氢气、余气送入锅炉燃烧生产蒸汽或发电;兰炭企业要么用荒煤气(含尘煤气)制氢为其煤焦油加氢装置提供氢气，要么发电。甚至连氢气含量较低的电石炉尾气、钢厂尾气，也全部被回收用来发电或烧石灰。至于石油炼化企业，除芳烃重整单元外，几乎全部需要补氢，副产的炼厂干气或炼油尾气，要么用来制氢补充系统，要么回收碳3、碳4生产化工产品，或者生产民用液化石油气或直接进入配套锅炉燃烧，基本没有商品副氢。

“我们旗下共有5家子公司，合计550万吨/年半焦(兰炭)产能，年副产荒煤气超过30亿立方米。由于配套了荒煤气制氢-煤焦油加氢、荒煤气发电、荒煤气烧石灰等装置，没有多余荒煤气对外销售。旗下一家企业还因为无足够的荒煤气制氢，不得已外购天然气制氢以满足其自身焦油加氢装置的用氢需求。”陕煤集团神木煤化工产业公司董事长毛世强向记者道出了实情。

氯碱行业的副产氢曾被业内寄予厚望。然而现实是：为了平衡氯气，60%以上的氢气被配套的盐酸、聚氯乙烯、双氧水消耗，剩余不足40%的含氢副产气(100立方米/吨左右)，因气量小，往往难以支撑投资数千万元的氢气回收纯氢装置的正常经营与合理利润，企业只能将其送入锅炉燃烧。况且，并非所有氯碱企业都有富氢外供。

“与乙烯法聚氯乙烯不同，电石法聚氯乙烯不仅不会富氢，还需要补氢。比如我们的110万吨/年聚氯乙烯装置，为了确保系统氢平衡，还自建了4×400立方米/小时电解水制氢装置。”陕西北元集团副总经理王奋中对记者说。

至于轻烃裂解装置，虽然副产氢较多且氢气含量高，但一则该行业规模较小，二则业主本身配套了氢气回收与提纯装置，第三方往往很难插足，只能“望氢兴叹”。

其次，面临原料涨价的风险。由于相关企业基本配套了工业副产气利用装置，即便因为氢燃料电池汽车用氢价格较高、相比其原利用方式更有利可图，使相关企业愿意出售其工业副产气，但随着制氢企业增多和工业副产气需求增大，工业副产气将炙手可热，上游企业趁机涨价在所难免。近几年令生物质热电联产企业痛苦的枯枝、秸秆、木材加工废料等生物质热电联产项目原料坐地起价的一幕，势必会在工业副产氢领域重演。与此同时，随着氢燃料电池汽车推广应用提速，产业链日益成熟，政府补贴及支持政策退坡，氢能终端价格将持续走低。届时，投资工业副气制氢的企业将面临原料涨价、产品跌价的双重挤压。

最后，面临可再生能源制氢的挑战。从全生命周期碳排放看，可再生能源电解水制氢无疑是最清洁的绿氢，是未来氢能的主导。

根据相关规划，2030年，我国可再生能源发电装机将达12亿千瓦。考虑到可再生能源发电的间歇性以及电力存储的难度与高成本，可再生能源发电-电解水制氢无疑是可再生能源充分利用的理想途径之一。而据陕西隆基绿能科技股份有限公司董事长钟宝申介绍，自2010年以来，光伏发电成本已经下降70%以上，后期随着技术进步、光电转化率的提高，光伏电价低于燃煤发电将成为现实。

而据记者了解，2020年以来，国际上已有3起光伏发电招标电价低于0.1元/千瓦时。

“即便不算上减碳及碳交易收益，一旦可再生能源发电降至0.25元/千瓦时，用其电解水制氢的成本也可与工业副氢抗衡。”中国科学院院士、中科院大连化物所研究员李灿这样表示。

“没有同步建设碳捕集和封存利用装置的工业副氢，本质上也是灰氢，在无绿氢可用或绿氢供应不足时，这种灰氢有其发展的必要性，也具有一定的竞争优势。一旦可再生能源发电规模足够大且价格持续下降，绿氢供应充足时，这些灰氢不仅面临着激烈的市场竞争，还将面临二氧化碳减排的巨大压力。所以，需理性看待、谨慎投资。”陕西煤业新型能源科技股份有限公司总经理徐国强这样提醒。