年产氢1000吨！全国首个干熄焦发电制氢项目投产；绿氢“牵手”化工大有可为

文章来源：氢晨科技、全球氢能、中国能源报、中能传媒

近日，由上海氢晨新能源科技有限公司（简称“氢晨科技”）全资子公司上海氢盛创合能源科技有限公司（简称“氢盛能源”）EPC总承包的山西鹏飞集团郑旺氢能科技有限公司（简称“郑旺氢能”）3x500Nm³/h水电解制绿氢项目正式投入运行，标志着全国首套干熄焦余热发电制氢项目正式投产。

图源氢晨科技

郑旺氢能3x500Nm³/h水电解制氢项目占地面积2000平方米，水电解制氢电源来自鹏飞焦化厂干熄焦余热发电，年产高纯氢1000吨，与2万吨/年焦炉煤气制高纯氢形成氢源互补。目前，水电解设备产生的氢气已替代该公司化工副产氢气，实现向4个综合能源岛，100辆氢能重卡供气。该千方级电解水制氢站采用了集装箱撬块式集成设计，撬内进行了专业防爆、采暖通风设计，满足化工标准，在安全性、可靠性、便捷性及智能性等多维度指标有优异表现。

近年来，山西率先启动全面干法熄焦改造，打造国家绿色焦化产业基地。去年6月山西省政府发布的《关于推动焦化行业高质量发展的意见》提出，2023年年底前，全省焦化企业全面实现干法熄焦。

相比湿法熄焦，干熄焦利用低温惰性气体密闭循环冷却焦炭，大量余热可以直接用于发电，具有环保和经济双重效益。以襄垣县鸿达煤化有限公司为例，去年5月底，这家公司的干熄焦余热发电项目并网后，当年就有1.1亿千瓦时电量实现自发自用，为企业节约用电成本6000余万元。

氢盛能源坚持“开工必优、过程创优、一次成优”的服务理念，致力于打造制氢EPC标杆项目。项目于2023年4月8日开始进行设备HAZOP分析和SIL定级，8月26日正式投产，实现了化工项目从前期设计到投产用时最短的记录，产出的氢气纯度达到99.999%。

图源氢晨科技

上海氢盛创合能源科技有限公司是上海氢晨新能源科技有限公司下属全资子公司，专注于为客户提供电解水制氢系统解决方案，承接电解水制氢项目总承包、电解水制氢系统设计开发、电解水关键设备及材料加工制造等多方面业务。公司于2023年7月20日发布自主研发的250标方兆瓦级大功率PEM电解槽，目前研发生产的碱性电解槽技术水平行业领先，PEM电解槽技术水平国际一流，且具有将碱性电解槽、PEM电解槽与风光资源三者耦合的系统集成技术。[相关阅读：单槽制氢量250Nm³/h！氢晨科技发布兆瓦级大功率PEM电解槽]

依托母公司，氢盛能源凭借在氢燃料电堆领域的国内技术领先优势，同时结合公司多年在电解水制氢系统及材料方面在研发、设计、加工制造、检测等方面的技术积累和工程经验，于2023年正式成立上海氢盛创合能源科技有限公司。

申能集团旗下氢晨科技核心团队和核心技术源自上海交通大学，经过15年的持续研发，掌握了大功率电堆的装配理论与关键技术，实现了“0到1”的突破。在此基础上，氢晨科技对接产业需求，开发了国内首个百千瓦级燃料电池电堆，实现了“1到10”的跨越。随着氢能发展迎来重要机遇期，在临港新片区管委会、临港集团和申能集团等大力支持下，氢晨科技在中国（上海）自由贸易试验区临港新片区建成了集研发、生产、测试于一体的燃料电池电堆产业化基地，打造了产能达10000台套/年的全自动化电堆生产制造产线，实现了“10到100”的产业化落地。

此次交付的3套500Nm³/h水电解制氢撬装设备，标志着氢晨科技正式进入氢储能领域。氢晨科技将以此为新起点，向全世界展示坚持‘以创新成就客户 以氢能改变未来’的决心与实力。

绿氢“牵手”化工大有可为

当前，包括煤化工、炼油、合成氨、甲醇等在内的化工行业，均是用氢大户。但由于我国目前更多依赖化石能源制氢，即灰氢，生产过程中产生的碳排放量较大。因此，在业内看来，耦合绿氢是助力化工行业深度脱碳的有效路径。

公开信息显示，目前，包括中国石化、中煤集团等在内的大型能源企业均在布局相关示范项目，探索通过电解水制绿氢、绿氢耦合化工，助力行业低碳转型。

将灰氢升级为绿氢

资料显示，2020年，中国化工行业的碳排放量约为13.8亿吨，占全国碳排放总量的13.4%，其中直接排放9.18亿吨，电力排放4.6亿吨，在工业领域的碳排放量仅次于冶金行业，减碳压力巨大。但传统的减碳措施不足以实现化工行业的净零排放，在此背景下，可再生能源驱动的绿氢有望发挥重要作用。

数据显示，当前我国每年氢气产量约3340万吨，其中80%用于石油炼化、炼油、焦化、合成氨、合成甲醇、现代煤化工等化工领域，而这部分氢气主要通过煤炭、天然气等原料制取，制取每公斤氢气的碳排放强度约为10-20公斤。

大连化物所研究员王集杰在采访活动中表示：“以煤制甲醇为例，目前我国甲醇的表观消费量接近1亿吨，煤制甲醇的产能有8000多万吨。煤本身碳多氢少，如果生产甲醇，额外需要很多氢。现有煤化工工艺是先做煤气化，再做水气变换，用一氧化碳和水生产二氧化碳和氢气，生产1吨甲醇大概要产生2.6吨左右的二氧化碳。”

“该路线有两个明显不足：一是二氧化碳排放强度偏大，二是煤炭的碳资源属性没有被利用好，因为它以二氧化碳的形式排放到大气中，并没有进入甲醇。这就是现有煤化工技术的弊端。”王集杰说，“但如果能跟绿氢耦合，煤炭只提供碳资源和少量的氢，更多的氢由绿电通过电解水制氢来提供。这样不仅可以把煤炭资源省下来，而且还可以减少二氧化碳排放。这是符合碳中和要求的煤化工发展的必经之路。”

关键在于降低绿氢成本

据了解，当前多家大型能源企业均有绿氢耦合化工的相关项目布局。比如，中石化在新疆库车的绿氢示范项目，用光伏发电，电解水制取绿氢后，用于替代塔河炼化公司的天然气制氢；中煤集团位于鄂尔多斯的10万吨/年二氧化碳加绿氢制甲醇技术示范项目，规划225兆瓦风电、400兆瓦光伏发电制绿氢，用于下游合成甲醇。

不过，多位相关业内人士表示，目前绿氢的制取成本相对较高，并不具备经济性。

清华大学化工系副研究员唐城指出：“绿氢产业的发展趋势是与高耗能高排放工业相结合，目前新疆、宁夏、内蒙古等地已有多个绿氢耦合煤化工、合成氨、炼化、氢冶金的技术示范项目开工。但目前电解水制氢成本仍然偏高，是化石能源制氢的3—5倍，且现有电解槽装备对波动性光伏和风电的适应性较差，主要还是以市电为主，并不是真正意义上的绿氢。”

王集杰表示：“整体上看，在绿氢的成本构成中，电费占70%，设备投入、其他运行成本占30%。在西部风光资源较好的内蒙古、甘肃、宁夏、青海、新疆一带，光伏发电每度已经低于2毛钱，风电略高一点。如果按1方氢耗5度电来算，制1方氢气的整体成本为1.4元左右，而煤制氢的成本大概是每方0.6—0.8元。另外，由于可再生能源发电存在间歇性，尚无法保证生产的连续性。因此，现在一些项目会使用部分市电让电解槽尽量连续运行，这样一来，成本就更高了，而且这也会导致生产出来的氢并不是真正意义上的绿氢。”

仍需技术和政策双重发力

在多位专家看来，在碳达峰碳中和目标背景下，绿氢耦合化工发展是必然趋势，但若要大规模推广，仍需在技术上多发力。

“电解槽的技术亟需面向产业痛点创新升级，如催化材料、极板、隔膜、密封、系统等，这从根本上决定了电解水制氢的安全性、绿色性和经济性。”唐城指出。

王集杰表示：“目前主流的碱液电解水制氢和PEM电解水制氢均存在不足。PEM电耗低、响应快，但成本高、规模小，碱液成本低、规模大，但能耗高、响应慢。若要推动绿氢整体成本下降，一是要不断降低绿电成本；二是要降低每方氢的能耗，提高效率；三是要提高电解槽的单槽规模。”

与此同时，绿氢耦合化工大规模发展也离不开政策支持。

“从政策上讲，需要明确氢能定位、加强顶层设计，绿氢兼具能源和化学属性，是支撑电力系统低碳化和用能终端电气化的核心技术。在产业布局上，要避免单一化、同质化，既要打通氢能‘制-储-运-用’全产业链，也要推进‘电-氢-化-热’深度融合，提高绿氢的综合利用效率、技术经济性和减排降碳贡献。”唐城指出。

王集杰还建议：“目前我国的碳税制度尚不健全，应有序推行覆盖全领域的碳税或碳交易。否则，绿氢做起来就没有动力，单靠经济性，目前肯定没法跟传统能源比。”

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