□ 吴昊
近日，上海市科学技术委员会等六部门印发《上海市科技支撑碳达峰碳中和实施方案》，提出“电力多元高效转换”，研究将电力高效转换成热能、化学能等形态能量的相关技术，实现可再生能源电力的转化储存和多元化高效利用。
作为全球多个领域低碳转型的解决方案，电力多元化转换（Power-to-X）近年来受关注度逐渐提升，其中，由可再生能源制取的绿氢将发挥重要的作用。清华大学能源与动力工程系教授史翊翔日前接受采访时指出，Power-to-X模式发展的一个重要逻辑是将可再生电力制取的绿氢转化为烃、醇、氨等氢载体，这对于降低我国石油、天然气的对外依存度、保障我国的能源安全具有极为重要的意义。
重构传统产业
随着绿电、绿氢等技术的发展，电力多元转换已逐渐成为诸多领域低碳转型的重要方向。中国石油大学新能源与材料学院教授周红军表示，“Power-to-X起源于电转气（Power-to-Gas），主要包括氢和甲烷，后来Gas发展成‘X’，既有气态，也有液态和固态，比如，甲醇、氨、尿素等。”
周红军认为，未来，光伏、风电技术将持续进步，以煤油气为一次能源、电为二次能源向以绿电为一次能源、绿氢为二次能源的能源革命进程不断加快，这一能源革命将重构传统产业，特别是高碳产业。他介绍，氢能应用主要有四个大方向：炼油化工、合成氨、甲醇、钢铁，其中，用电制氢生产合成氨、甲醇，以及炼钢将成为未来的主流。
在史翊翔看来，随着未来绿氢成本的持续降低，绿氢有望成为一些难以脱碳的工业领域共同的脱碳解决方案，用于炼油、化工、钢铁等行业的深度脱碳。他强调，氢作为一种重要的化工原料，可以用于加氢处理等化工过程，在化工行业实现绿氢的全部或者部分替代，可以降低化工工艺过程中的碳排放。
与此同时，作为电力多元转换的“主力”，绿氢的发展对于未来大规模可再生能源的消纳也十分重要。史翊翔指出，利用可再生能源制取氢气可以将波动性的可再生能源电力以氢的化学能形式存储，可供后续发电使用，还可以存储之后进行运输和配送，实现大规模、长周期的储能，进而促进可再生能源电力的大规模发展与能源结构转型。
“把电变成氢，相当于打通了产业链，电力进入了主流的基础化工燃料领域，实现了大规模、长周期的存储和运输。”中国产业发展促进会氢能分会（以下简称“氢促会”）相关专家表示，氢能具有能源及物质双属性，可广泛用于交通、能源、化工、电子等领域的清洁减碳路线，优化能源结构，实现电、热、气、冷等耦合，有力支撑可再生能源高比例、规模化发展。
加速多元探索
当前，以绿氢为主的电力多元转换的探索逐步加快。史翊翔表示，“在‘双碳’目标背景下，我国绿氢产业提速发展，在交通、冶金、化工等领域的应用备受关注。比如，去年11月，中石化宣布建设全球最大的光伏绿氢生产项目；今年2月，中煤鄂尔多斯能源化工有限公司拟建设的二氧化碳加绿氢制甲醇技术示范项目，有望同步实现可再生能源的存储与二氧化碳的资源化利用。”
今年8月28日，三峡集团首个制氢项目——内蒙古自治区鄂尔多斯市准格尔旗纳日松光伏制氢产业示范项目正式开工建设。据东方江峡产投副总经理李航介绍，项目包括光伏电站及制氢厂两部分，光伏电站总装机规模为400兆瓦。建成后，项目总发电量的20%将直接输送至当地电网，剩余80%则全部用于电解水制氢，每年可生产氢气约1万吨，副产氧气8.5万吨。
据了解，该项目制出的高纯氢气大部分通过新建的2公里输氢管道直接输送至下游合成氨工厂，剩余部分增压后装车运输至附近加氢站；所产氧气一部分经加压后运送至当地化工企业，另一部分液化后装车外送，提供给其他有需求的单位。李航表示，作为清洁能源供应商，三峡集团积极推进氢能参与构建清洁二次能源网络，将为能源产业绿色转型发展提供重要契机。
对于绿氢制绿氨，宁东的合成氨项目是一个重要的“标杆”。在宁夏，中国石油大学与和宁化学有限公司在2020年启动合作，利用当地光伏发电制氢，之后用绿氢合成氨，然后再生产尿素。周红军指出，在绿电与绿氢转型的大趋势下，合成氨工业将由传统的化肥应用场景向更多场景拓展，除化肥生产外，绿氨还可用于船用燃料代重油，即未来的“绿色石油”，或者用于传统煤电厂燃料代煤减碳调峰，担当储能角色。
此外，绿氢在冶金领域的应用也被寄予厚望，并且已在多地加快布局。据周红军介绍，中国石油大学与中晋太行公司合作在山西左权已建设世界上第一个采用焦炉气为原料的30万吨/年气基直接还原铁示范厂，已于2020年底开车，正在消缺。其中的焦炉气净化和二氧化碳干重整转化采用该校开发的新工艺技术，解决了还原气来源的瓶颈问题。
亟须技术突破
“未来，绿氢在我国的发展潜力巨大。”史翊翔表示，随着可再生能源电力成本的降低与电解槽能效的提升，绿氢将具备成本竞争力，绿氢的应用市场也会得到持续发展。但与此同时，绿氢发展也需要突破诸多瓶颈。例如，氢的高效储存以及大规模、远距离输运问题是制约绿氢大规模发展的瓶颈。
在史翊翔看来，目前绿氢发展的主要痛点在于成本，反映在技术角度就是电解水制氢的能效和波动电力的适应性问题。他表示，目前我国电解制氢采用的多是技术成熟度比较高的碱水电解，单台碱槽最大产气量可达1000立方米/小时以上，规模指标还在不断提升，但电耗仍然居高不下，制取每标方氢气的电耗达到4.8千瓦时以上，且不易适应可再生电力的强波动特性，亟须着力技术创新。
对此，氢促会相关专家也表示，成本问题是绿氢发展目前的主要瓶颈，“从项目收益考虑，电价应该在0.2元左右，但目前新能源成本仍然在0.25元以上”。同时，就绿氢制绿氨而言，他认为，地域分布问题也是一大难题，“鄂尔多斯的制氢项目对面就是合成氨厂，如果制氢与合成氨厂址距离变长，项目就不能建；由于化工厂建设周期较长，审批程序也比风光电站难，所以制氨厂与风光项目同步建设也不太现实，需要新能源制氢项目建在制氨厂附近。”
同时，绿氨目前还存在规模匹配的问题，该专家指出，由于年产30万吨以下的制氨厂已经不予审批，目前多数制氨项目规模都是百万吨级，“假设电站年发电8000小时，40万千瓦的规模一年产氢量仅1万吨氢，如果是间歇性电力，比如光伏发电，年产1万吨氢可能需要100万千瓦以上的规模，而30万吨氨对应6万吨氢，这样的制氨规模至少需要600万千瓦的光伏电站”。
为此，该专家认为，合成氨技术需要进步。“我们已经找到了一些新的方法，比如，小型化合成氨，也就是撬装式的合成氨厂，产能为3000吨~20,000吨，这样只需要匹配10万千瓦以上的发电规模。”上述专家表示
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