宋鵬飛，侯建國，王秀林

（中海石油氣電集團(tuán)技術(shù)研發(fā)中心，北京 100028）

氫能作為一種來源豐富、綠色低碳及應(yīng)用廣泛的二次能源，正逐步成為全球能源轉(zhuǎn)型發(fā)展的重要載體之一，在積極應(yīng)對氣候變化、推進(jìn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和加快綠色低碳發(fā)展中扮演著重要的角色[1-4]。中國提出“30·60”目標(biāo)以來，氫能產(chǎn)業(yè)迎來了全新的發(fā)展機(jī)遇，氫能關(guān)鍵技術(shù)的研發(fā)和產(chǎn)業(yè)化進(jìn)一步加速。未來“綠氫”和“綠電”的應(yīng)用場景將進(jìn)一步擴(kuò)大，成為交通運(yùn)輸、冶金、化肥、水泥和煉化等多個能源消費(fèi)端行業(yè)實(shí)現(xiàn)碳減排和碳中和的解決方案[5-6]。根據(jù)國際氫能委員會預(yù)測，到2050 年，氫能在全球能源中的占比有望達(dá)到18%，且將每年減少CO2排放 6 × 109t，創(chuàng)造 2.5 萬億 美元的市場價值[7]。中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，2050年氫能在中國能源體系中占比約 10%，氫氣需求量接近 6 × 107t，年經(jīng)濟(jì)產(chǎn)值超過10萬億元[8-10]。

氫能應(yīng)用范圍的擴(kuò)大需要更多、更廉價的氫氣供應(yīng)作保障，這使得氫氣有望成為類似于天然氣的大宗能源消費(fèi)產(chǎn)品；此外，不同國家可再生能源和化石能源間存在的資源稟賦及成本差異，也將推動氫氣成為國際能源供應(yīng)和貿(mào)易的新品類[11]。氫氣的能量密度大，進(jìn)口同樣質(zhì)量的氫氣和天然氣，氫氣能量約是天然氣的2.8倍，這使得能源貿(mào)易交易載體的能量密度和周轉(zhuǎn)效率更高。國際氫供應(yīng)鏈包括海外資源制氫、轉(zhuǎn)化儲存后的跨洋運(yùn)輸以及到達(dá)進(jìn)口國后的配送和應(yīng)用3個主要環(huán)節(jié)，其中大宗氫氣跨洋儲運(yùn)技術(shù)的儲存能力和經(jīng)濟(jì)性是決定國際氫供應(yīng)鏈價值實(shí)現(xiàn)的關(guān)鍵。適合于大宗跨洋運(yùn)輸?shù)臍鋬\(yùn)技術(shù)主要包括氫氣液化（LH2）儲氫、液態(tài)有機(jī)物氫載體（LOHC）儲氫和氨儲氫3種。LH2儲氫采用物理降溫方式；LOHC儲氫和氨儲氫是通過化學(xué)方法把氫合并成更大的分子，使其更容易以液態(tài)形式運(yùn)輸，但LOHC儲氫和氨儲氫不能作為最終產(chǎn)品直接使用，需要在到達(dá)目標(biāo)國后通過化學(xué)方法使氫氣再生。綜合考慮經(jīng)濟(jì)性、效率和技術(shù)成熟度等因素，認(rèn)為目前LOHC儲氫方式較成熟，極具發(fā)展前景[12]。

本文針對天然氣制氫 + 碳捕集與封存（CCS）和可再生能源制氫的兩種氫源，將基于有機(jī)物儲氫技術(shù)的國際氫供應(yīng)鏈分成上、中和下游，對目前各環(huán)節(jié)的進(jìn)口氫氣成本進(jìn)行估算；分析成本構(gòu)成后進(jìn)一步提出可能的降本目標(biāo)及降本策略。

1 基于有機(jī)物儲氫技術(shù)的國際氫供應(yīng)鏈

1.1 LOHC儲氫技術(shù)

LOHC儲氫技術(shù)采用環(huán)烷類、多環(huán)烷類、咔唑類和N-雜環(huán)類等有機(jī)物作為載體，通過催化加氫和催化脫氫的可逆化學(xué)反應(yīng)實(shí)現(xiàn)氫氣的吸附儲存和脫附釋放，形成封閉的有機(jī)物循環(huán)[13-17]。催化加氫過程為放熱反應(yīng)，脫氫過程為強(qiáng)吸熱反應(yīng)，加氫和脫氫過程中需要維持碳環(huán)主體結(jié)構(gòu)不被破壞，避免降低儲氫密度和引入雜質(zhì)。研究較多的LOHC主要包括環(huán)己烷、甲基環(huán)己烷[18-20]、萘、N-乙基咔唑[21-22]、二芐基甲苯[23-25]以及二甲基吲哚等，已初步實(shí)現(xiàn)工程化應(yīng)用的是二芐基甲苯、甲基環(huán)己烷以及二甲基吲哚儲氫，其中甲基環(huán)己烷儲氫是極具發(fā)展?jié)摿Φ囊簯B(tài)有機(jī)物儲氫技術(shù)之一。

甲基環(huán)己烷儲氫是通過甲苯加氫實(shí)現(xiàn)的。首先甲苯在低溫（180～200 ℃）、高壓（5.0～7.0 MPa）下催化加氫生成甲基環(huán)己烷，實(shí)現(xiàn)儲氫并釋放大量熱量[26-28]；然后甲基環(huán)己烷在高溫（300～450 °C）和低壓（≈ 0.5 MPa）下催化脫氫后生成甲苯和氫氣，該過程需要吸收大量熱量[29-31]。加氫和脫氫的化學(xué)反應(yīng)過程如式(1)和式(2)。甲基環(huán)己烷-甲苯儲氫體系可以實(shí)現(xiàn)體積比1:500的高密度儲氫。

甲基環(huán)己烷和甲苯在常溫和常壓下呈液態(tài)，可以利用現(xiàn)有的油品儲運(yùn)和加油站等基礎(chǔ)設(shè)施，并根據(jù)場景靈活選擇船舶、火車、集裝箱和槽車等運(yùn)輸方式；此外，甲基環(huán)己烷和甲苯都屬大宗化工產(chǎn)品，價格相對便宜。因此采用甲基環(huán)己烷-甲苯儲氫能夠?yàn)閲H氫供應(yīng)鏈和氫貿(mào)易提供技術(shù)支撐。

1.2 甲基環(huán)己烷-甲苯儲氫體系國際氫供應(yīng)鏈的構(gòu)建

2019年12 月，日本新一代氫能鏈技術(shù)研究合作組（AHEAD），利用千代田化建公司的SPERA甲基環(huán)己烷儲氫技術(shù)實(shí)現(xiàn)了全球首次遠(yuǎn)洋氫氣進(jìn)口商業(yè)化示范運(yùn)行；在文萊通過天然氣制取氫氣后與甲苯化學(xué)合成甲基環(huán)己烷，把常溫常壓的甲基環(huán)己烷裝入24 kL的ISO槽罐船運(yùn)至日本川崎市的社京濱煉油廠進(jìn)行脫氫，產(chǎn)氫規(guī)模210 t/a，脫出的氫氣用于摻氫燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電，脫出的甲苯再返回文萊循環(huán)加氫，日本-文萊往返運(yùn)程達(dá)5000 km。這一運(yùn)行標(biāo)志著甲基環(huán)己烷儲氫商業(yè)化和國際氫供應(yīng)鏈的開端，有望開啟一個新的大宗國際能源貿(mào)易品類。此外，澳大利亞、俄羅斯、新西蘭、挪威、沙特和阿聯(lián)酋等傳統(tǒng)的油氣能源出口國也在積極尋求氫氣出口機(jī)會。以甲基環(huán)己烷-甲苯儲氫體系構(gòu)建的國際氫供應(yīng)鏈如圖1所示，其包括上游、中游和下游3個環(huán)節(jié)。上游：海外天然氣制氫+ CCS的“藍(lán)氫”和可再生能源制氫的“綠氫”，通過甲苯催化加氫裝置制成甲基環(huán)己烷，并儲存裝船。中游：將裝船后的甲基環(huán)己烷采用常規(guī)的原油或油品的跨洋運(yùn)輸方式進(jìn)行運(yùn)輸。下游：到達(dá)目標(biāo)國接收終端后，卸料至常規(guī)原油或油品儲罐中儲存，可以通過火車、小船、罐式集裝箱或槽車等方式直接把甲基環(huán)己烷送至用氫市場附近，利用現(xiàn)場中、小型分布式甲基環(huán)己烷脫氫裝置脫出氫氣，并把生成的甲苯運(yùn)回接收終端；也可以在接收終端進(jìn)行大規(guī)模甲基環(huán)己烷脫氫，再把氫氣增壓后通過管道、或管束車外輸。甲基環(huán)己烷脫氫后的產(chǎn)物甲苯，可以通過船舶運(yùn)回氫氣出口國循環(huán)利用，也可以作為進(jìn)口基礎(chǔ)化工原料退出循環(huán)，實(shí)現(xiàn)同時進(jìn)口氫氣和甲苯。甲苯全球貿(mào)易呈快速增長趨勢，中國是甲苯重要的進(jìn)口國之一，2020 年甲苯進(jìn)口量為 45.24 × 104t[32]。大宗的進(jìn)口氫氣需要擴(kuò)大應(yīng)用場景，尋求多樣化、大規(guī)模的消納和利用方式，在交通、發(fā)電、分布式熱電、冶金、化肥、水泥和煉化等行業(yè)廣泛應(yīng)用[33]（圖1）。

圖1 國際氫供應(yīng)鏈Fig.1 International hydrogen supply chain

2 國際氫供應(yīng)鏈各環(huán)節(jié)成本分析

2.1 基本假設(shè)

假設(shè)沙特為氫氣出口國，其有大型天然氣制氫+ CCS和可再生能源制氫兩種氫源，在港口進(jìn)行集中式甲苯加氫，制成的甲基環(huán)己烷產(chǎn)品經(jīng)過儲存后裝至大、中型油輪中運(yùn)輸至中國惠州，在接收終端集中把甲基環(huán)己烷脫氫后配送至下游用戶。為簡化分析，暫不考慮甲苯返回至出口國的成本，只計算至到達(dá)惠州在接收終端集中脫氫與提純后的氫氣成本。

2.2 上游成本

大型天然氣制氫+ CCS和可再生能源制的氫氣到港口的成本分別為9.6元/千克[34]和14.7元/千克[35]，集中式甲苯加氫的成本為3.2元/千克[34]，儲存和裝船的成本參考原油，按照1.9元/千克進(jìn)行估算，國際氫供應(yīng)鏈上游環(huán)節(jié)氫氣總成本如圖2所示。由圖2可知，天然氣制氫+ CCS和可再生能源制氫的上游總成本分別為14.7元/千克和 19.8元/千克。

圖2 國際氫供應(yīng)鏈上游氫氣成本Fig.2 Hydrogen cost in upstream of international hydrogen supply chain

2.3 中游成本

甲基環(huán)己烷的運(yùn)輸可以使用常規(guī)的原油和油品船舶，或采用罐式集裝箱，運(yùn)費(fèi)估算可參照原油。原油運(yùn)費(fèi)是按照“世界油輪運(yùn)價×裝船基本費(fèi)率×油輪噸位”計算的，以 30 × 104t原油從沙特拉斯塔努運(yùn)輸至中國惠州，其運(yùn)費(fèi)約為 2437.5 萬元[36]。30 × 104t甲基環(huán)己烷可以攜帶約 1.85 × 104t氫氣，則氫氣的中游運(yùn)輸成本約 1.4元/千克。

2.4 下游成本

甲基環(huán)己烷運(yùn)送到惠州后，卸船和儲存按照1.9元/千克進(jìn)行估算；而甲基環(huán)己烷集中脫氫的費(fèi)用取決于所需氫的純度。對于用于燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電、冶金和水泥產(chǎn)業(yè)供能用氫氣，氫氣純度和雜質(zhì)含量可不做過高要求，以降低脫氫后氫氣的純化費(fèi)用；而對于燃料電池汽車或燃料電池發(fā)電用氫，氫氣純度要求高，純化費(fèi)用增加。甲基環(huán)己烷脫氫過程屬于強(qiáng)吸熱反應(yīng)，成本顯著高于甲苯加氫，集中脫氫和純化的成本約為9.6 元/千克[34]。據(jù)國際能源署估算，在500 km范圍內(nèi)用卡車運(yùn)送LOHC的成本約為5.1元/千克。不考慮脫氫后甲苯循環(huán)，至惠州接收終端后卸船與儲存以及大型甲基環(huán)己烷脫氫與提純后的下游氫氣總成本約為11.5 元/千克。

2.5 全產(chǎn)業(yè)鏈成本

基于天然氣制氫+ CCS和可再生能源制氫的國際氫供應(yīng)鏈的總成本如圖3所示。由圖3可知，兩種氫源的總成本分別為27.6元/千克和32.7元/千克。如果再將氫氣產(chǎn)品增壓至25.0 MPa后通過管束車運(yùn)輸至100 km的加氫站，氫氣的增壓和運(yùn)輸成本約13.0～15.0元/千克，到加氫站的總成本將超過40.0元/千克；此外，再計入加氫站的儲存與加注成本，總成本將超過60.0元/千克，幾乎沒有競爭力。如果提純后的氫氣直接就地用于燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電或用于冶金、水泥產(chǎn)業(yè)供能，總成本可控制在40.0元/千克，但依然偏高。初步估算，只有將國際氫供應(yīng)鏈到岸氫氣成本降至≤ 25.0元/千克，才能實(shí)現(xiàn)商業(yè)化和規(guī)?；瓌酉掠未笞诘膽?yīng)用需求、拓展氫能應(yīng)用場景。

圖3 基于天然氣制氫+ CCS和可再生能源制氫的國際氫供應(yīng)鏈總成本Fig.3 Total cost of international hydrogen supply chain based on natural gas hydrogen production + CCS and renewable energy hydrogen production

3 未來進(jìn)口氫氣降本目標(biāo)和策略分析

由圖4的成本構(gòu)成可知，兩種氫源的上游成本占比均超過50.0%，分別達(dá)到53.2%和60.5%；中游成本占比最小，僅分別為5.1%和4.3%；下游成本占比分別為41.7%和35.2%。因此，要使總成本控制在≤ 25.0元/千克，應(yīng)主要降低上游和下游成本。

圖4 基于兩種氫源的國際氫供應(yīng)鏈上、中和下游成本占比Fig.4 Proportion of upstream, middle and downstream costs in international hydrogen supply chain based on two hydrogen sources

3.1 上游降本策略

由圖2上游成本構(gòu)成可知，兩種制氫方式的上游成本中制氫成本占據(jù)較高的比例，分別為65.3%和74.2%，因此大幅降低制氫成本是降低上游成本的關(guān)鍵。天然氣制氫方式除傳統(tǒng)蒸汽重整制氫外，采用自熱重整、等離子蒸汽重整和無碳排放的催化裂解制氫[37]，有望進(jìn)一步降低上游成本至≤ 7.0元/千克；對于可再生能源制氫，由于可再生能源技術(shù)的發(fā)展與規(guī)模化，以及有競爭力的可再生能源供應(yīng)鏈的共同推動，可再生能源成本大幅下降。2000年至2020年，全球可再生能源發(fā)電裝機(jī)容量增加至3.7倍，從754 GW增加到2799 GW，太陽能和風(fēng)能的電力成本下降到較低水平，在許多國家和地區(qū)已經(jīng)低于化石能源發(fā)電，成為極便宜的電力來源。相比2010年，2020年全球光伏發(fā)電成本下降85%，陸上風(fēng)電成本下降56%，海上風(fēng)電成本下降48%[38-39]，不斷刷新可再生能源度電拍賣的低價記錄。未來可再生能源制氫至港口的氫氣成本有望下降至≤ 6.0元/千克。對于甲苯加氫環(huán)節(jié)，有效利用甲苯加氫過程中釋放的熱量，并探索使用非貴金屬替代貴金屬作催化劑，有望將甲苯加氫成本控制在≤ 2.3元/千克。此外，儲存和裝船環(huán)節(jié)，可利用已有的原油或油品儲存和裝船設(shè)施，此環(huán)節(jié)成本有望降至≤ 1.5元/千克?；诖朔治觯J(rèn)為天然氣制氫+ CCS和可再生能源制氫的上游成本將有望分別降至≤ 10.8 元/千克和≤ 9.8 元/千克，且可再生能源的“綠氫”成本或?qū)⒏阋恕?/p>

3.2 下游降本策略

當(dāng)攜帶氫氣的甲基環(huán)己烷被運(yùn)輸至中國惠州的接收終端，在卸料和儲存環(huán)節(jié)，可以充分利用已有的原油和油品的卸料和儲存設(shè)施，或部分改造LNG接收站，甲基環(huán)己烷卸料和儲存環(huán)節(jié)的成本有望降至≤ 1.3元/千克。但甲基環(huán)己烷脫氫過程需要吸收大量的熱量，這是造成其成本較高的主要原因。如果能利用附近的摻氫/氫燃?xì)廨啓C(jī)電廠、氫冶金等的廢熱，將大幅度降低能耗，從而降低脫氫成本，有望實(shí)現(xiàn)集中脫氫和氫氣純化成本降至≤ 7.6元/千克的目標(biāo)。

基于以上估算調(diào)整，未來兩種氫源經(jīng)國際氫供應(yīng)鏈至國內(nèi)釋氫后的成本均可望實(shí)現(xiàn)≤ 25.0元/千克的目標(biāo)，但目前仍面臨諸多困難，其中資源國的制氫資源及成本控制是關(guān)鍵。目前全球氫供應(yīng)鏈尚處于初期示范階段，缺少完整、全面的數(shù)據(jù)來支撐對全產(chǎn)業(yè)鏈進(jìn)口氫成本的精確核算，以上結(jié)果也僅限于對目前掌握的相關(guān)數(shù)據(jù)的初略估算，具有一定的參考意義。

4 結(jié)論

本文以天然氣制氫+ CCS和可再生能源制氫兩種氫源從沙特進(jìn)口至中國惠州的到岸脫氫和提純后的氫氣總成本為例，對基于甲基環(huán)己烷-甲苯的有機(jī)物儲氫技術(shù)的國際氫供應(yīng)鏈氫成本進(jìn)行了分析與估算，并根據(jù)成本構(gòu)成占比提出了對上、下游成本的降本目標(biāo)和策略，主要結(jié)論如下。

（1）基于天然氣制氫+ CCS和可再生能源制氫，涵蓋上、中和下游全產(chǎn)業(yè)鏈的國際氫供應(yīng)鏈的總成本分別為27.6元/千克和32.7元/千克；若再考慮壓縮、運(yùn)輸以及加氫站內(nèi)部的增壓儲存，總成本將超過40.0元/千克，目前難有競爭力。只有將進(jìn)口氫氣成本控制在≤ 25.0元/千克，才有望實(shí)現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用。

（2）從兩種氫源的國際氫供應(yīng)鏈成本構(gòu)成看，天然氣制氫+ CCS和可再生能源制氫上游成本的占比分別達(dá)到53.2%和60.5%，下游成本占比分別為41.7%和35.2%。其中，兩種氫源的制氫成本在上游成本中分別占65.3%和74.2%；脫氫和提純成本在下游成本中占比也很大。因此可從上游的制氫和下游的脫氫環(huán)節(jié)進(jìn)行成本控制。

（3）當(dāng)前可再生能源制氫的“綠氫”全產(chǎn)業(yè)鏈成本比天然氣制氫+ CCS高，因此近、中期可選擇天然氣制氫+ CCS作為進(jìn)口氫源。但未來隨著可再生能源技術(shù)的進(jìn)步，以及規(guī)模化經(jīng)濟(jì)的推動，可再生能源制氫成本有望低于天然氣制氫+ CCS，因此遠(yuǎn)期可轉(zhuǎn)向以可再生能源制氫作為進(jìn)口氫源。