蓝氢是氢气的一种类型,区别于绿氢是由可再生能源电解水制得灰氢由化石燃料制得蓝氢的获取途径包括工业副产制得以及化石燃料+CCUS/CCS制得

CCUS,即二氧化碳捕集利用与封存,区别于CCS(二氧化碳捕集与封存),指的是将CO2从工业过程、能源利用或大气中分离出来,直接加以利用或注入地层以实现CO2永久减排的过程。CCUS/CCS是化石燃料制氢减碳的必备技术,同时也是实现钢铁、水泥等难减排行业的深度脱碳可行方案。

01  制氢结构

目前全球范围内的氢气产量结构是天然气制氢(无CCUS/CCS)占62%,煤制氢占21%,也就是说灰氢的占比高达83%。

图:全球氢气产量结构

不同的制氢方式会产生不同的碳排放,其中每制取1千克灰氢将释放几十千克二氧化碳,叠加灰氢制取比例高达83%,可以说这对于实现减碳以及碳中和来说是一件不可接受的现状。

虽然绿氢的理论碳排放为0,但由于相关装备的产业化进度不快,成本较高,同时短期内需要投入大量资金建设固定资产,且与原有的制氢设备无法兼容,难以快速形成较大的规模。

而蓝氢相较于灰氢能够大幅降低碳排放,虽然其无法实现0排放,但理论上通过在原有制氢装置或工业生产设施进行技改即可实现,投资规模可控。可见如果能够将灰氢转为蓝氢,一方面是能够短期内实现降低碳排放的效果,另一方面是制氢企业能够控制固定资产投入,具有非常好的市场前景,但事实确实如此么?或者全部如此么


02  详解蓝氢

蓝氢领域的市场主要集中在二方面,一个是灰氢转蓝氢加装的CCUS/CCS相关装置,市场机遇面向能够提供CCUS/CCS的企业;另外一个是在原有工业系统中加装相关提纯装置,将副产的氢气转为能够满足化工以及交通领域使用的高纯度氢气,市场机遇面向能够提供全套提纯装置的企业。本文首先聚焦前者。

对于灰氢转蓝氢加装的CCUS/CCS相关装置。先说天然气制氢,蒸汽甲烷重整(SMR)是目前应用最广泛的天然气制氢方法,根据国际能源署发布的《中国耦合CCUS制氢机遇》:

中国天然气重整工艺设施每年直接排放约4500万吨CO2

目前有两种方法可以对排放的二氧化碳进行捕捉:一是利用燃烧前捕集系统,可以从高CO2浓度合成气中回收整个工艺排放的大约60%的CO2,二是采用燃烧后捕集技术从更稀释的炉膛烟气中捕集CO2,捕集率可达90~95%。

图:天然气制氢引入CCUS/CCS的流程图

对于天然气制氢来说,为防止重整催化剂中毒,需要将原料天然气中的硫含量降至百万分之一以下,而我国的天然气供应集中在西部,含硫量偏高,同时国内的天然气储量偏低,需要大量对外采购,也制约了天然气制氢的规模。因此未来天然气制氢不一定是我国制氢的优势路线,其对CCUS的需求或许也不会太大,不过这不是本文重点讨论的内容。

再说煤制氢,我国的煤制氢分为两条路线,一条是煤气化制氢,另一条是煤焦化,即在制取焦炭的同时会产生副产品焦炉煤气,而后通过净化、分离、提纯等步骤获得高纯度氢气。行业内一般把第二种采用焦炉煤气的制氢工艺划为工业副产制氢,这将在下一篇文章中讨论,本文仅讨论煤气化制氢。

煤气化制氢是将煤炭经高温气化形成合成气,并经过混合气体净化、CO变化分离,之后再经过二氧化碳分离、氢气提纯尾气处理等工序后得到高纯度氢气。根据国家能源集团发布的《煤制氢全生命周期评价研究报告》:

煤气化制氢这一环节的二氧化碳排放量最大。我国运行着全球80%以上的煤气化工厂,国家能源集团的80座煤气化炉年产氢能约800万吨(IEA,2019)

理论上为煤化工制氢+CCUS实现“灰氢”变“蓝氢”,降低碳排放提供了非常广阔的空间。

图:煤气化制氢全流程各环节污染物排放情况

根据《中国煤制氢CCUS技术改造的碳足迹评估》一文,

从全流程来看,若不考虑CCUS技术,煤制氢技术的碳足迹为17.47~29.78 kg CO2/kg H2。若在煤制氢过程基础上结合CCUS/CCS技术,其全流程的碳足迹约为2.17~8.91 kg CO2/kg H2

图:煤气化制氢引入CCUS/CCS的流程图

能够减少如此多的碳排放,CCUS/CCS技术看起来非常诱人对吧,但如果算一算经济账,可能就不那么乐观了。


03  煤制氢的局限

我国煤制氢的优势在于丰富的煤炭储备,如果加装CCUS后,一个是新增不小的建设成本,另外一个是如何处理收集来的二氧化碳,如果能获得收益(卖或者换碳税)还好说,如果不能获得收益,那就还要投入一笔费用用于封存。根据IEA数据,

在煤制氢生产中加入CCUS 技术预计将使资本支出和燃料成本增加5% ,运营成本增加130%

早在2010年,神华集团开展了神华鄂尔多斯10万吨年CCS(二氧化碳捕集与封存)工程项目,该项目利用鄂尔多斯煤气化制氢装置排放出的CO2尾气经甲醇吸收法捕集、纯化、液化后,由槽车运送至封存地点后加压升温,以超临界状态注入到1000~3000米深的目标地下咸水层,实现从捕集到封存的全流程CCS示范,注入规模可达10万吨/年,是世界第一个定位埋存在咸水层的全流程CCS工程。

根据北京大学报道,该项目第一步先实现每年封存10万吨的能力,即每小时捕集约12吨二氧化碳进行封存,初步预计投资额为2.1亿元人民币。

目前对于碳封存来说有三种方式,一种是油气田封存,既提高石油和天然气的采收率,又可实现碳封存,技术成熟;第二种是深层煤层封存,并用于提高煤层气的采收率(ECBM);第三种是深层咸水蓄水层封存,能够封存的二氧化碳量远远高于前两种,最高可封存10万亿吨二氧化碳,但缺少商业化逻辑。

神化CCS项目的二氧化碳来自附近鄂尔多斯煤气化制氢装置,而距离最近的中石油的长庆油田尚有不小的距离,如铺设一条二氧化碳管道,需要数亿元,同时由于该油田的采油率高对于二氧化碳需求不足,中石油支付高额二氧化碳购置费的意愿不强。除此之外神化集团还考虑将捕集来的二氧化碳出售给饮料公司、啤酒公司或演出公司,但这些类型客户的需求量非常小。

事实上,CCUS/CCS项目的核心商业逻辑是帮助企业减少碳税的缴纳,但在目前国家尚未全面铺开碳税征收的前提下,新建CCUS/CCS项目需要重点考虑其能够带来的收益


04  总结

综上可以看出,CCUS/CCS对于煤气化制氢来说确实能够大幅降低碳排放,使得灰氢变蓝氢,但从经济上看,煤制氢+CCUS/CCS需要支出多笔不菲的费用,如果没有能够抵消碳税或者卖给油气田,煤气化制氢项目考虑加装CCUS/CCS需要充分论证其经济性。另外煤气化制氢的减碳还可以采取更先进的气化技术,非CCUS/CCS一条路。

我们可以简单的做出判断,煤制氢的现存规模虽然很大,但受限于已建煤气化炉的地理位置、碳税制定进程、国家补贴力度,短期内能够采用CCUS/CCS的项目数量较为有限,市场空间不太大

最后需要对CCUS/CCS再多说一句,CCUS/CCS的市场前景不仅是用于煤气化制氢,还能够用于例如燃煤电厂、水泥、钢铁等行业的脱碳,由于本文的主题是蓝氢,因此对于CCUS/CCS在其他领域的应用将在后续的文章中进行讲解。

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