氢能助力宁东能源化工产业高质量发展技术路径探索

安广萍，唐卫龙，李瑞龙，赵 瑞，杨靖华，李 云

(1.国家能源集团宁夏煤业有限责任公司，宁夏回族自治区银川市，750011；2.宁夏新能源产业研究院，宁夏回族自治区银川市，750027 )

1 宁东氢能产业发展现状及趋势

宁夏自治区银川市宁东能源化工基地(以下简称“宁东基地”)拥有丰富的煤炭等矿产资源，形成了以煤炭、煤化工为基础的上下游一体化发展的现代产业集群。随着“双碳”目标的提出，以煤炭为基础的产业集群高碳、少氢矛盾日益突出，还存在大量高浓度二氧化碳直接排放的问题，对宁东基地经济的高质量发展形成了瓶颈制约。氢能作为世界公认的绿色、清洁能源，将在替代化石能源、解决能源危机和治理全球变暖等环境问题方面发挥重要作用。走绿色、创新、发展之路，大力发展氢能产业，积极探寻煤炭以外的“第二燃料”“第二原料”，可以有效降低能源消耗和产业过程中的二氧化碳排放，助推宁东基地高质量发展。

在宁东基地产业集群发展中，传统及新兴氢气消费领域集聚，氢气产能初具规模。根据现场调研统计，截至2022年底，宁东基地已有氢气产能约257万t/a，约占全国氢产量的8%，其中煤化工产、用氢总量约249万t/a，主要为煤制氢，也叫“灰氢”。按现有产业规模初步测算，如用“绿氢”耦合煤化工部分的煤制氢，宁东基地每年可实现压减煤炭消费 1 600万t，减排二氧化碳高于3 000万t，降低能耗1 100万t标煤[1]。按照“1主线+N特色”的氢能产业发展思路，宁东基地管委会成立了氢能产业发展中心，专职负责、统筹推进设计规划、政策扶持、技术创新、招商引资、项目建设、资源配置、协调服务等工作。同时，宁东基地发展改革委以及建设交通、自然资源、应急管理和环境保护等职能部门各司其职，确保项目审批、用地手续及安全监管及时有效。目前，已出台《宁东基地促进氢能产业高质量发展的若干措施(试行》，鼓励和支持能源化工企业使用“绿氢”逐步替代“灰氢”，积极布局和推进“制-储-加-用”全产业链氢能项目。根据调研数据，宁东基地目前已经规划或在建的氢能及配套产业项目达17项，这些项目中的绝大部分为“绿氢”、小部分为工业副产氢(“蓝氢”)，按照项目现有进度，预计“十四五”期间能够形成8万t/a以上“绿氢”产能，并压减90万t标煤能耗、减排二氧化碳220万t，“绿氢”正在成为宁东基地氢能产业未来发展的基本方向。宁东基地已规划或在建氢能及配套产业项目见表1。

表1 宁东基地已规划或在建氢能及配套产业项目

2 宁东基地氢能产业发展的优势及挑战分析

2.1 优势分析

宁东基地完善的能源化工工业基础及公辅配套设施，不仅为氢能产业发展提供了极为便利的条件，还能够提供天然的多元化应用场景，具有诸多独特优势。

(1)作为产业转型升级的“刚需”，在宁东基地发展氢能产业符合客观规律和实践需求。宁东基地产业发展的基础支撑是煤炭，是所有化石能源中碳含量最高、氢含量最低的化石能源。无论是进行化学转化，还是发展下游产业链进行深加工，产业运行过程本身大多都需要氢气的参与，同时还存在大量高浓度二氧化碳直接排放的问题。以400万t/a 煤制油项目为例，油品合成反应气要求氢碳比平均达到约1.6，而项目采用干煤粉气化技术生产的粗合成气的有效气中氢气占比约26.6%、一氧化碳占比约73.4%，远不能达到油品合成反应气的氢碳比要求。为此，需要通过变换工艺让粗合成气中的一氧化碳与水蒸气反应得到氢气，这一过程将产生大量的二氧化碳排放并造成碳资源的浪费。如果对这部分氢气进行“绿氢”替代，每替代1%将产生1.21万t/a的“绿氢”需求，同时降低二氧化碳排放26.72万t/a，可节约煤炭资源约20万t/a。加之当前宁东基地现有煤炭产能已经逐渐不能满足原料消耗，煤炭外购量正在逐渐增加。必须通过发展氢能产业，进一步完善宁东基地产业一体化体系，降低能源消耗和产业过程中二氧化碳的排放，促进现有煤基产业的转型升级，方能实现宁东基地经济量的持续合理增长和质的稳步提升。

(2)制氢资源丰富，前端供应充沛。宁东基地不仅拥有极为丰富的煤炭资源用于开展煤制氢，还可利用大量的工业驰放气和尾气制氢。在宁东基地，煤制油、煤制甲醇及煤制烯烃等多个项目都是采取煤气化与变换组合的煤制氢为主、PSA变压吸附回收工业驰放气中制取的氢气为辅。目前宁东基地257万t/a氢气产能的90%以上都来自于煤制氢及工业副产氢这2种方式。同时，宁东基地属于我国接受太阳能辐射量较高的一类地区，光照资源极为丰富，光伏发电时间长达1 700 h，且拥有约134 km2不能布局工业项目的采煤沉陷区和煤矿备采区，这些地区恰好可以布局光伏发电。截至2022年底，宁东基地并网光伏电站66座，总装机容量达4 425 MW；风电场23座，总装机容量2 903 MW；火电装机容量1 735万kW、外送电能达1 200万kW。电解水制氢资源丰富。目前，宁东基地某企业2万Nm3电解水制氢一期项目产生的氢气已经建成投产。总之，宁东基地集聚了煤制氢、工业副产制氢及电解水制氢3种主要工业制氢技术的前端资源优势，氢能产业发展前端供应充沛且成本相对较低。

(3)工业基础及设施完善，发展条件便利。宁东基地高起点、高标准规划建设了工业园区配套的公用设施，建成鸳鸯湖等3大供水工程和29.9 km用于工业输送的公用管廊及61 km的供热管网，启动并开建了首条入廊氢气输送管道，供水、供电、供汽和道路交通及污水、危废处理等工业配套设施完善，工业土地达到了“七通一平”水平，具备优良的工业基础，可以为氢能企业入驻和氢能产业发展提供极为便利的条件。同时，宁东基地初步规划或在建的17项氢能及配套产业项目，基本涵盖了氢能“制-储-加-用”各环节，产业全链同步发展、齐头并进的优势突出。

(4)应用场景多元，发展前景光明。宁东基地的煤基化学品、煤制油及煤基化工新材料等生产过程有大量的直接用氢需求，例如宁东基地400万t/a 煤制油、65万t/a聚丙烯项目在生产过程中，反应气的氢碳比要求区间都在1.60～2.05，其他煤制甲醇、精细化工项目，氢气也都是重要的生产原料气之一。同时，还有燃煤电厂与煤矿及物流园区的重卡车辆、炼化企业冶炼炉等，都有将氢作为清洁能源的使用需求。目前初步计划购置60台49 t 氢能重卡为宁东基地部分企业开展煤炭运输；研发的首台“宁东号”氢动力机车已于2023年6月举行了下线仪式；氢能汽车零部件制造和维保中心正在建设；同时还将配套建设500 kg/d撬装式加氢站。总之，宁东基地具备多元应用氢场景的天然优势，氢气作为原料和能源的双重属性可以在宁东基地得到完美体现，氢需求量大，发展前景光明。

2.2 面临的挑战分析

宁东基地氢能产业尚处于起步阶段，支持产业发展的基础性制度还不完善，政策措施、体制机制等还在健全和完善之中，一些示范项目在落地实施的过程中还存在一些障碍，必须直面问题和挑战。

(1)“绿氢”成本高、产能规模不足。与“灰氢”“蓝氢”相比，目前“绿氢”成本依然较高。根据赵元琪、姚强等人[2]分析，若对400万t煤制油项目外购“绿氢”进行“灰氢”“蓝氢”的替代，按照“绿氢”1.4元/m3进行计算，通过外购“绿氢”可减少1台气化炉运行，但与此同时利润也将减少2.41亿元/a。根据课题组搭建的模型计算，综合考虑投资、税费、折旧、原料等因素，当煤炭价格在200～1 000元/t时，煤制氢成本为7.40～14.21元/kg。而电解水制氢成本主要包括电力成本和设备成本两部分，其中电力成占40%～80%，新能源电力价格直接决定电解水制氢中“绿氢”的经济性。一方面受制于当前可再生能源电力成本依然较高，另一方面电解槽装备产业尚未形成规模经济效益，尤其是适合于波动性可再生能源制氢的PEM电解水制氢装备价格高、规模小。搭建模型计算可知，假设其他条件不变，电价为0.1～0.6元/(kW·h)时，碱性电解槽电解水制氢成本为13.31～37.46元/kg。当电价为0.4元/(kW·h)时，碱性电解水制氢总成本中电耗成本将达到89%；当电价降为0.3元/(kW·h)时，碱性和PEM电解项目的平均制氢成本分别为17.71元/kg和23.3元/kg，电耗成本占总成本分别为80%和60%。根据测算，电价每下降0.1元/(kW·h)，电解水制氢成本约下降0.5元/Nm3，若电价达到0.2元/(kW·h)，电解水制氢成本方能同当前宁东基地煤制氢成本基本持平。

(2)“绿氢”生产的间歇性、波动性缺陷与工业应用的持续性之间存在矛盾。宁东基地氢气用户端主要为煤化工装置，多为连续生产且消费量大，无论是光伏制氢还是风电制氢，都存在间歇性和波动性的问题，无法单纯通过新能源制“绿氢”实现其持续、大量的用氢需求。以煤化工装置为例，年生产运行小时数一般都在8 000 h，而宁东地区光伏发电小时数在1 700 h，对于连续运行的化工装置而言，存在近6 000 h的运行缺口。在如此巨大的年运行小时数缺口下，预期通过风力发电可以进行一定的弥补，但是在季节、昼夜甚至小时区间上，依然需要克服波动性问题，从而需要进行相应的储氢、储能或者电网调峰规划，不仅要充分考虑储氢、储能的经济性，还可能对现有的电网负荷造成大的波动，对电网建设也将提出更高的要求。未来，还需要综合上述因素，在风、光、储等多能互补技术及火电调峰、绿电交易等方面进一步研究和优化。

(3)“绿氢”生产和消费空间存在错配，储氢和输氢存在堵点。宁东基地聚集了宁夏地区规模最大的煤化工产业和氢能用户端，但是宁夏光伏和风电等新能源装机主要分布于宁夏南部地区。宁夏南部地区的光伏和风电上网后，通过电网输送到宁东基地，那么将在制氢取电时因执行市售电价而失去经济性。若通过宁东基地煤化工企业上光伏自发自用制备、使用“绿氢”，则在光伏规模上存在一定的限制，无法满足大规模煤化工企业的用氢需求。而且当前储氢项目多处在实验探索阶段[3-5]，无论是高压气态、低温液态储存，还是高表面积吸附储存、金属氢化物和有机液体储存，同大型工业化应用实际需求相比，都有不足。管道输送方面，宁东基地虽已开始首条入廊氢气输送管道建设，但是线路还比较单一，输送距离、输送量和抗波动能力有限，“绿氢”还无法做到像煤制氢一样在厂区随制随用。因此，要在宁东基地大规模应用“绿氢”，不仅需要充分整合、优化宁夏区域风、光等自然资源，还取决于氢储运技术及其装备的进步以及局部输氢管网的建设和完善。

(4)氢能政策体系还不完善，“绿氢”生产最后“一公里”没有打通。虽然国家、地方都先后出台了文件明确鼓励光伏、风电用于新能源制氢，但是在实操层面的支持内容并不多，可操作性不强，且只有宁东基地配套了财政专项资金，导致企业“绿氢”生产推进进度未达预期，“绿氢”项目立项多、落地少。以宁东基地企业光伏制氢为例，若“绿氢”生产企业选择分布式光伏自发电制“绿氢”，则分布式自发电规模必须在6 MW以下，折合制氢只能达到0.03万t/a(按照2 700 h运行计算)，对于大型煤化工企业而言，“绿氢”产能完全不能满足实际用氢需求；若选择政府配套光伏项目直供绿电生产“绿氢”，则往往配给的直供光伏规模远超企业制氢电耗需求，多余绿电按规定只能用于制“绿氢”、不得用于“绿氢”以外其他装置生产，导致企业“绿氢”产能过剩、自身难以消纳。这些问题成为“绿氢”项目落地最后“一公里”的梗阻，需要当地政府在政策体系上进一步优化完善。

(5)CCUS技术还不够成熟、工业化应用不足，宁东基地用氢潜力尚未得到充分释放。CCUS技术可以将CO2与氢进行耦合，起到消纳氢能的作用。例如多个研究团队提出以二氧化碳与氢气反应制取甲醇、煤油或其他烃类[6-9]，典型的有李灿院士团队提出的“液体阳光燃料项目”，已经在兰州建设示范，如果未来能够大规模工业化应用成功，将对氢的消纳和CCUS技术进步产生极大的推动。宁东基地二氧化碳排放量大，而且浓度较高，但目前CCUS技术多处于理论研究和实验开发阶段，工业化应用案例少且规模较小，CCUS对于氢能的消纳尚未激发。未来还需加快推进CCUS技术在工业化应用方面取得关键突破，进一步释放宁东基地的用氢潜力。

(6)“绿氢”原材料成本波动，对“绿氢”产业高质量发展形成隐形制约。2021年以来光伏组件价格、大宗材料价格居高不下，增加了企业氢能项目建设成本，目前仍未回归到市场期待的理性价格区间，影响了企业投资积极性，客观上造成了企业对市场的等待和观望。因此，需要引导“绿氢”原材料市场稳定及有序健康发展。

3 适宜宁东基地的制氢技术路径及对策建议

目前广泛应用的各种制氢技术均存在自身技术优势和劣势，尚不存在单一的最优技术路径。在制氢工艺路线选择上，主要依据不同地区资源禀赋和产业发展布局等因地制宜选取最合适的工艺路线。宁东基地“依煤而建、因煤而兴”，在设计制氢技术路径时必须立足产业发展现状，与当地煤化工及其深加工产业链进行深度耦合；同时应着眼长远，加快开辟和发展新能源制、用“绿氢”赛道，盘活利用当地风、光等新能源资源，尽早布局和发展“绿氢”技术，畅通“绿氢”制、储、运、用全链条产业发展，方能在未来的全球能源、资源竞争中赢得主动，进而在我国实现“双碳”目标进程中，更好地发挥示范引领作用。为此笔者提出设想，宁东基地未来可以通过“新能源发电+储能、工厂余热发电及电网谷电综合调峰+电解水制‘绿氢’+煤化工耦合这样一条“绿电”“绿氢”耦合煤化工的零碳发展路径，或将助力实现“绿氢”对现有煤制氢的全面替代。宁东基地未来“绿电“绿氢”耦合煤化工零碳发展路径设想如图1所示。而该路径要从设想转变为现实，将受到新能源发电价格、电解水制氢装备水平、储能技术发展和政策等多重因素制约。对此，提出以下相关建议。

图1 宁东基地未来“绿电“绿氢”耦合煤化工”零碳发展路径设想

(1)加强组织领导。成立推动有关工作领导小组，围绕宁东基地氢能产业发展面临的“绿氢”资源与需求的匹配、成本与降耗减碳间的平衡、产业链的科学构建、产业政策体系的完善、氢能创新资源的引进等问题，明确工作机制及责任主体，统筹推进宁东基地氢能资源开发和产业高质量发展。

(2)加强顶层设计。结合宁东基地自身实际，从全产业链系统谋划，健全氢能政策、法规，积极推动“双碳”目标下“绿电”“绿氢”以及碳市场交易体系的互联互通，紧盯“绿氢”耦合煤化工产业这条主线，做好“绿氢”应用经济性和脱碳目标的协同，稳步推进“绿氢”应用和替代，促进氢能资源开发及碳氢产业协同、健康、有序发展。

(3)加强技术自主研发与应用示范。要从制氢端到应用端统筹考虑现有资源的开发和应用场景的融合，吸引氢能产业链相关优质企业入驻宁东基地，做强做大“绿氢”产业链。进一步完善平台体系建设，加强跨专业联合攻关，鼓励和支持风光氢储基础研究、装备制造和氢能交通等特色应用场景落地发展，加快突破电解槽规模、PEM膜以及电极寿命和燃料电池的电堆效率等关键技术和卡脖子技术[10]。对于技术成熟具备产业化条件的，积极提供技术转化孵化平台、政策优惠和金融扶持，加快推动典型示范工程建设和输氢通道、区域性输氢网络搭建，持续降低产业发展成本，加速宁东基地氢能规模化利用和传统能源清洁化利用进程。

(4)实施数智化发展。注重氢能基础设施和数字经济、智能技术的融合共建，推动宁东基地氢能产业和新一代智能技术、数字经济的互融互通，加快相关氢能产业标准体系建设，进一步促进氢安全和氢能制备、储运、加注以及应用全链条的数字化实时管控平台建设。

(5)出台操作性强、含金量高的扶持政策。出台电解水制氢装置多元供电的支持政策，加快整合区域风、光、煤电力资源，实施多能互补耦合发电的制氢方案[11]，建立健全宁东基地制氢光伏与主电网调峰机制，解决“绿氢”的连续稳定和安全生产。逐步放开对于企业利用煤化工装置就地消纳电解水制氢光伏余电的限制，推动煤化工装置“绿电”“绿氢”同步消纳，进一步激发“绿氢”生产企业的积极性。

4 结语

“绿氢”时代正在开启世界能源竞争的新赛道。大力发展氢能产业，积极推动“绿电”“绿氢”与宁东基地产业的多元、深度耦合发展，将为宁东煤基产业转型升级摸索出一条绿色、创新、发展的示范之路。未来的宁东基地，产业一体化体系将更加完善，在实现经济量的合理增长和质的稳步提升上迈出更加坚实的步伐。