隨著氫能的普及，不少投資者瞄準了工業副產氣制氫。一些業內專家、政府主管部門也建議投資者首選副產氣制氫，有些地方政府還制定了宏偉的工業副產氣制氫規劃。
理論上，我國工業副產氫資源豐富，用其制氫既能幫助工業企業節能減排，減輕環保壓力，又能使制氫企業獲得廉價原料和良好收益，降低全社會用氫成本，促進氫燃料電池車產業發展，是多方受益的好事。但現實果真如此嗎?
上篇：
產量大、有技術、成本低
看上去都是優勢
工業副氫是工業副產氣制氫的簡稱。我國石油化工、煤化工、鋼鐵、建材、焦炭等行業產能規模巨大，每年產生的工業副產氣數千億立方米，若將其中的氫氣分離提純，即可獲得上千萬噸高純氫氣。
以焦爐煤氣、氯堿副產氣、輕烴裂解副產氣、甲醇/合成氨裝置馳放氣等優質制氫副產氣為例。2020年，我國焦炭產量為4.71億噸，按1噸焦炭副產含氫55%(體積百分比，下同)的焦爐煤氣427立方米計算，全行業理論副產高純氫980萬噸/年(1千克氫氣約合11.2標準立方米)，扣除50%回爐煤氣，可向社會供氫490萬噸/年;燒堿產量為3643.3萬噸，按1噸燒堿副產氫氣24.8千克計算，該行業副產氫90萬噸，扣除60%生產聚氯乙烯和鹽酸消耗的氫氣，可對外供氫36萬噸/年;我國已經投產的丙烷制丙烯裝置合計產能1010萬噸/年，按裝置平均開工率80%、1噸丙烷脫氫副產38千克高純氫氣計算，丙烷脫氫行業副產氫30.7萬噸/年;2020年我國合成氨產量為4954萬噸，按1噸合成氨副產113立方米含氫53%馳放氣計算，該行業副產氫26萬噸/年;再算上甲醇馳放氣31萬噸/年和乙烷裂解行業20萬噸/年工業副氫，目前，我國可經濟回收利用的工業副氫量高達633.7萬噸/年。
還不止。根據在建和規劃的輕烴綜合利用項目(主要指丙烷脫氫和乙烷裂解)和甲醇項目，預計2023年前后我國丙烷脫氫、乙烷裂解、甲醇產能將分別達到2126萬噸/年、1980萬噸/年和9800萬噸/年。即便焦炭、合成氨、氯堿行業后期不再擴張，屆時，上述最具制氫潛力的行業副產氫氣也將高達735萬噸/年。這還僅是簡單地將其中的氫氣分離提純的結果。如果將上述工業副產氣中的一氧化碳、甲烷、烴類同時變換/氧化轉化為氫氣，則氫氣產量可大幅增加至1400萬噸/年。再加上電石爐尾氣、煉廠干氣、芳烴重整、鋼廠尾氣、乙二醇副產氣制氫，2023年，理論上我國可用的工業副氫總量將突破2100萬噸/年。
更樂觀的消息是，所有工業副產氣制純氫技術難題均已突破，且得到工業化應用驗證。
據業內專家介紹，工業副產氣制純氫主要有3種方法：深冷分離、變壓吸附、膜分離。
深冷分離是將氣體液化后蒸餾，根據不同氣體的沸點不同，通過溫度控制將其分離，所得產品純度較高，適宜大規模制純氫裝置使用;變壓吸附的原理是根據不同氣體在吸附劑上的吸附能力不同，通過梯級降壓，使其不斷解吸，最終將混合氣體分離提純;膜分離法則是基于氣體分子大小各異，透過高分子薄膜的速率不同的原理對其實施分離提純。其中，深冷分離工藝設備投資大、工藝運行要求苛刻、單位能耗高。但其優勢是：產能大，單套制氫規模達5000～10萬標準立方米/小時，氫氣回收率高達90%～98%，原料中只要氫氣超過10%即可，且所得氫產品的經濟運輸半徑大。
與深冷分離法相比，變壓吸附和膜分離均無須對氣體深冷液化，因此裝置的能耗大幅降低，操作條件相對溫和。尤其變壓吸附，工藝簡單、技術成熟、單套制氫規模與深冷技術相當、裝置投資中等、生產和運營成本低、所得氫產品純度高，是目前最為經濟實用的工業副產氣制氫純氫技術，建成運行的工業化裝置最多。
膜分離工藝設備初期投資小，但因高端膜及相關輔助材料依賴進口，導致裝置運營成本高，且單套制氫規模不超過1萬標準立方米/小時，目前國內尚未大規模工業化推廣應用。不過，為了滿足《質子交換膜燃料電池汽車用燃料氫氣》(GB/T37244-2018)標準中“一氧化碳、硫化氫含量分別不超過0.2微摩爾/摩爾和0.004微摩爾/摩爾”等苛刻要求，也有企業嘗試采用變壓吸附+膜分離復合工藝，但這樣會導致制氫成本大幅增加。而北京佳安氫源科技股份有限公司已成功開發了模塊化定向除雜技術，可針對不同工業副產氣的氫氣組分和不同含量，采用不同的模塊組合處理，從而實現低成本高效除雜制得純氫的目的。
“工業副氫的另一特點是成本較低，在氫燃料電池汽車產業發展初期容易被用戶接受。”石油和化學工業規劃院原副總工程師劉延偉對記者說。
根據中國電動車百人會《中國氫能產業發展報告2020》公布的數據，丙烷脫氫、乙烷裂解、燒堿副產氣、焦爐煤氣、合成氨/甲醇馳放氣等不同工業副產氣制氫的綜合成本依次為：1.25～1.8元(標準立方米價，下同)、1.35～1.8元、1.2～1.8元、0.83～1.33元、1.3～2.0元。
天然氣及煤制氫綜合成本隨著天然氣和煤炭價格上漲而上漲。當天然氣價格分別為1元、2元、3元、4元、5元時，對應的制氫綜合成本依次為0.95元、1.43元、1.88元、2.07元和2.41元。當煤炭價格分別為200元(噸價，下同)、400元、600元、800元、1000元時，對應的制氫綜合成本依次為0.6元、0.72元、0.84元、0.96元和1.08元。
電解水制氫又分為堿性電解水制氫和質子交換膜電解水制氫。前者技術工藝成熟、相關設備全部國產化，制氫規模可達1000標準立方米/小時;后者關鍵材料質子膜基本依賴進口，最大制氫規模200標準立方米/小時。當電價為0.3元(千瓦時價，下同)、0.35元、0.4元、0.45元、0.5元時，堿性電解水制氫/質子膜電解水制氫的綜合成本依次為：1.93元/2.83元、2.25元/3.3元、2.58元/3.77元、2.9元/4.25元和3.22元/4.72元。
從表面看，煤制氫成本最低。但由于每生產1千克氫會排放19千克二氧化碳，在雙碳目標約束下，后期將面臨巨大的碳減排壓力。一旦被迫上馬碳捕集和封存利用(CCUS)裝置，則煤制氫的運營成本將激增130%、燃料和投資成本將增加5%，氫氣綜合成本將增加1.1元/立方米。加之煤制氫低成本的前提是大型集約化生產，這與燃料電池汽車用氫短距離運營、分布式應用的經濟性要求相悖。天然氣制氫則受制于天然氣供應不足和價格高企，只能在有條件的地區少量布局。
總之，綜合原料供給、制氫成本、技術先進與成熟度，以及碳排放與環境因素，工業副產氫無疑是當前性價比最高的制氫途徑。
下篇：
實產少、原料緊、環保難
用起來都是愁事
有資源、有市場、有成本優勢，又能解決工業企業的排放問題，投資工業副氫似乎只賺不賠、前途光明。然而，真正開始工業副氫項目調研論證時，才會愕然地發現：理想很豐滿、現實很骨感。
首先，副氫產量越來越少。理論上，我國可用于制氫的工業副產氣每年有數千億立方米，僅含氫55%的焦爐煤氣就超過940億立方米，加上燒堿副產氣、輕烴裂解副產氣、甲醇/合成氨馳放氣等優質制氫工業副產氣，總量超過1500億立方米，但“十二五”以來，隨著節能減排與環保政策從嚴，企業節能環保意識和精細化管理水平提高，絕大多數企業都上馬了工業副產氣回收利用裝置。比如，焦化行業用焦爐煤氣生產甲醇、合成氨、液化天然氣;甲醇/合成氨企業將馳放氣回收后補充系統氫氣、余氣送入鍋爐燃燒生產蒸汽或發電;蘭炭企業要么用荒煤氣(含塵煤氣)制氫為其煤焦油加氫裝置提供氫氣，要么發電。甚至連氫氣含量較低的電石爐尾氣、鋼廠尾氣，也全部被回收用來發電或燒石灰。至于石油煉化企業，除芳烴重整單元外，幾乎全部需要補氫，副產的煉廠干氣或煉油尾氣，要么用來制氫補充系統，要么回收碳3、碳4生產化工產品，或者生產民用液化石油氣或直接進入配套鍋爐燃燒，基本沒有商品副氫。
“我們旗下共有5家子公司，合計550萬噸/年半焦(蘭炭)產能，年副產荒煤氣超過30億立方米。由于配套了荒煤氣制氫-煤焦油加氫、荒煤氣發電、荒煤氣燒石灰等裝置，沒有多余荒煤氣對外銷售。旗下一家企業還因為無足夠的荒煤氣制氫，不得已外購天然氣制氫以滿足其自身焦油加氫裝置的用氫需求。”陜煤集團神木煤化工產業公司董事長毛世強向記者道出了實情。
氯堿行業的副產氫曾被業內寄予厚望。然而現實是：為了平衡氯氣，60%以上的氫氣被配套的鹽酸、聚氯乙烯、雙氧水消耗，剩余不足40%的含氫副產氣(100立方米/噸左右)，因氣量小，往往難以支撐投資數千萬元的氫氣回收純氫裝置的正常經營與合理利潤，企業只能將其送入鍋爐燃燒。況且，并非所有氯堿企業都有富氫外供。
“與乙烯法聚氯乙烯不同，電石法聚氯乙烯不僅不會富氫，還需要補氫。比如我們的110萬噸/年聚氯乙烯裝置，為了確保系統氫平衡，還自建了4×400立方米/小時電解水制氫裝置。”陜西北元集團副總經理王奮中對記者說。
至于輕烴裂解裝置，雖然副產氫較多且氫氣含量高，但一則該行業規模較小，二則業主本身配套了氫氣回收與提純裝置，第三方往往很難插足，只能“望氫興嘆”。
其次，面臨原料漲價的風險。由于相關企業基本配套了工業副產氣利用裝置，即便因為氫燃料電池汽車用氫價格較高、相比其原利用方式更有利可圖，使相關企業愿意出售其工業副產氣，但隨著制氫企業增多和工業副產氣需求增大，工業副產氣將炙手可熱，上游企業趁機漲價在所難免。近幾年令生物質熱電聯產企業痛苦的枯枝、秸稈、木材加工廢料等生物質熱電聯產項目原料坐地起價的一幕，勢必會在工業副產氫領域重演。與此同時，隨著氫燃料電池汽車推廣應用提速，產業鏈日益成熟，政府補貼及支持政策退坡，氫能終端價格將持續走低。屆時，投資工業副氣制氫的企業將面臨原料漲價、產品跌價的雙重擠壓。
最后，面臨可再生能源制氫的挑戰。從全生命周期碳排放看，可再生能源電解水制氫無疑是最清潔的綠氫，是未來氫能的主導。
根據相關規劃，2030年，我國可再生能源發電裝機將達12億千瓦。考慮到可再生能源發電的間歇性以及電力存儲的難度與高成本，可再生能源發電-電解水制氫無疑是可再生能源充分利用的理想途徑之一。而據陜西隆基綠能科技股份有限公司董事長鐘寶申介紹，自2010年以來，光伏發電成本已經下降70%以上，后期隨著技術進步、光電轉化率的提高，光伏電價低于燃煤發電將成為現實。
而據記者了解，2020年以來，國際上已有3起光伏發電招標電價低于0.1元/千瓦時。
“即便不算上減碳及碳交易收益，一旦可再生能源發電降至0.25元/千瓦時，用其電解水制氫的成本也可與工業副氫抗衡。”中國科學院院士、中科院大連化物所研究員李燦這樣表示。
“沒有同步建設碳捕集和封存利用裝置的工業副氫，本質上也是灰氫，在無綠氫可用或綠氫供應不足時，這種灰氫有其發展的必要性，也具有一定的競爭優勢。一旦可再生能源發電規模足夠大且價格持續下降，綠氫供應充足時，這些灰氫不僅面臨著激烈的市場競爭，還將面臨二氧化碳減排的巨大壓力。所以，需理性看待、謹慎投資。”陜西煤業新型能源科技股份有限公司總經理徐國強這樣提醒。
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