“能源生产和消费革命，关乎发展与民生。要大力发展风电、光伏发电、生物质能，积极发展水电，安全发展核电，开发利用页岩气、煤层气。”李克强总理在2015年《政府工作报告》中的如此表述，引发了能源界的广泛关注。
一些业内人士表示，2014年《政府工作报告》提及风电、光伏等清洁能源时用的是“鼓励发展”，而今年变成了“大力发展”，表明政府对风电等清洁能源的支持力度将进一步加大。
在此背景下，近来又有一些专家提出，可将风电制氢与煤化工用氢、石化用氢相结合，走多联产的绿色发展之路。这，到底是一种规划设想，还是具有工程化可行性的方案？中国化工报记者日前进行了调研采访。
减少能源消耗，降低污染排放——设想或可实现双赢
近几年，我国风电装机容量增长迅猛，但由于风电天生的不稳定性造成电网难以消纳等因素，伴生的弃风现象严重。所谓弃风，是指在风电发展初期，风机处于正常的情况下，由于当地电网接纳能力不足、风电场建设工期不匹配和风电不稳定等自身特点，导致的部分风电场风机暂停的现象。我国每年因弃风而损失的电量超过100亿千瓦时，造成了不小的浪费。
而我国煤化工产业的发展，则面临较大的二氧化碳排放压力。按我国规划的煤化工发展规模，到2020年煤化工排放的二氧化碳将在2亿吨/年以上。如果届时征收碳税，将在一定程度上削弱新型煤化工的综合竞争力。
此外，当前我国油品正在抓紧升级。石化企业油品一般采取加氢精制的方法，对氢气的需求日益增大。在氢气的来源中，煤制氢、炼厂干气制氢等方式，也存在二氧化碳的排放问题。
在这些背景之下，有业内人士提出了这样的设想：如果利用大规模的风电进行电解水制氢，可以减少化石能源消耗，降低污染物排放，实现风电与煤化工、石油化工的多联产。
中石化经济技术研究院高级工程师何铮认为，提到二氧化碳，大家都会将其看作环保的宿敌，其实如果转换看问题的角度，工厂排放的二氧化碳也是一种资源。当前，风力发电和电解水制氢已是成熟技术，而用风电制氢不产生二氧化硫和二氧化碳排放，水煤气变换反应也是成熟的技术。通过氢气和二氧化碳制取一氧化碳，逆变换反应以二氧化碳和氢气为原料，把风力发电、发电后电解水制氢、捕集二氧化碳、逆变换反应几个要素组合，就能实现煤化工的绿色变身。何铮表示，通过捕集二氧化碳，把煤化工产生的二氧化碳变成了资源，相当于将开采出的煤炭二次利用。以煤制甲醇为例，风电电解制得的氢气与捕集的二氧化碳，通过逆变换反应生产一氧化碳，一氧化碳与氢气生产甲醇，按一般甲醇生产工艺计，190万吨一氧化碳和24.5万吨氢气，可生产甲醇约170万吨，相当于节省标煤约260万吨，消纳二氧化碳约300万吨。
中国成达化学工程公司高级工程师李琼玖提出，粉煤气化生成的合成气，其氢气与一氧化碳的量比为0.42，而合成甲醇要求量比为2。因此，需要将多余的一氧化碳进行水蒸气变换成二氧化碳和氢气，则有52.6%的一氧化碳变换成氢气，每吨甲醇需排放二氧化碳约1.53吨。如果用风电电解水制取氢气，煤气化产生的一氧化碳就不需变换成氢气。在相同煤耗的条件下，甲醇产量可增加约1倍，避免了大量二氧化碳排放。以年产120万吨甲醇装置计，可减排二氧化碳182.6万吨。水电解分离出的氧，还可以作煤气化用氧，代替深冷分离制氧的空分装置，利用含一氧化碳63%的煤制合成气作水电解的反极化剂循环制氢，可使制氢的耗电量大幅降低。这样，风电与煤基甲醇生产集成，可实现经济效益与环境效益双赢的效果。
北京绿达源科技有限公司高级工程师郑尔历表示，如果采用风电制氢的模式，风电场就不用建设并网设备，风电机组会大大简化，风能的利用率也可得到有效提高。而且制氢模式并不需要特别先进的技术，绝大部分是利用成熟的电解技术和氢能源应用技术的组合。不断扩大规模、逐步简化设备投资、提高投入产出比，应该是其未来发展的方向。
何铮认为，通过风电制氢作油品精制加氢的氢源，可替代干气制氢和煤制氢，替换出干气集约化利用，改善化工生产的原料和产品结构，生产绿色高端油品，实现炼化企业绿色生产质的飞跃。他表示，我国炼化企业已经形成环渤海、长三角和珠三角三个集群，陆上风力装机也具备了一定规模，海上风能发电也开始起步。到2020年，我国海上风电将走上规模化发展道路，已经具备风电制氢供油品精制加氢和炼厂干气集约利用的基本条件。风力发电不受燃料价格上涨的影响，未来制氢成本不会像干气随原油价格而上涨，再加上干气集约化利用并带动液化气的集约化利用，将产生更大效益。这3个炼油集群地区可根据今后发展的要求，综合考虑风电制氢对干气制氢的替代，在区域内甚至区域之间建设氢气管网，解决风电制氢的间歇性问题，保障氢气供应。
何铮认为，风电制氢并不是一个新思路，但与煤化工、石化产业联合，可破解风电不稳定、并网难平衡的“死结”。无论什么样的风速，只要发电机工作就能利用，风小电量小时电解的氢气数量较少，风大电量大时产生的氢气就多，在整个发电制氢过程中，所有的电能都可以全部转化为氢气。他表示，风电制氢多联产的方式，突破了煤化工二氧化碳排放的瓶颈，是风电、煤化工两个产业发展的突破与升级，与石化企业需求的绿色氢源也是互补双赢。
成本无优势，产量不匹配，储运有瓶颈——工程化难度非常大
近两年，国内一些石化企业为了油品升级加氢的需要，都上马了煤制氢装置。比如，茂名石化煤制氢生产能力为20万立方米/时，九江石化制氢能力为10.51万立方米/时，恒力石化（大连）有限公司煤制氢装置产能达到国内最大，为32.1立方米/时。
从事水电解制氢业务的苏州竞立制氢设备有限公司一位销售经理向记者介绍，目前国内运行的水电解制氢装置，规模最大的为600立方米/时，1000立方米/时的装置正在设计之中。而煤化工或石化行业一般需要10万立方米/时的氢气需求，就要上100套1000立方米/时的水电解制氢装置，这不太现实，因为一套1000立方米/时的水电解制氢装置投资就为700万元。
正在从事风电制氢论证的中船重工718研究所新能源部高级工程师白峰向记者介绍，风力发电的上网价格是每千瓦时0.5元，弃风发电的上网价格也要在0.25元。如果用风力发电来电解水制备氢气，每生产1立方米氢气需要消耗电5.1～5.2千瓦时。
华东理工大学副教授周志杰等业内人士向记者初步测算，从风电制氢所消耗的电量看，按煤化工或石化行业一般需要的10万立方米/时氢气规模来计算，每小时就需耗电50万千瓦时，每年生产8000小时，一年就需40亿千瓦时电，所需要的电量、要建设的风电机组很庞大。从每生产1立方米氢气的成本来看，煤制氢成本不足1元，而即便按弃风发电价格每千瓦时0.25元计算，风电制氢仅电的成本就为1.25元，没有竞争优势。
“煤化工、石化行业用氢量一般很大，用风电制氢不合算。”白峰认为，风电制氢还面临其他制约环节。比如，需求氢气的石化企业大都在沿海，而风电机组都建设在内陆，风电还需借助火电的电网运输；煤化工企业也并不完全靠近风电场，氢气运输主要依靠车辆，运输成本高且费时费力，如果运输距离超过300千米就没有经济性了；如果建立氢气输送管网，靠管道运输，涉及占地拆迁等问题，难度也很大。
中国天辰工程有限公司副总工程师林彬彬表示：“风电电解水制氢的投资很大，此外氢气不易液化，压缩能耗高，储存量有限。风电制氢用于煤化工、石化行业，在理论上可行，但工程化起来很难。氢气也不是什么紧缺产品，不值得这么做。”
华东理工大学洁净煤研究所所长于广锁、中石化宁波工程公司总工程师肖珍平则向中国化工报记者表示，风电不稳定，产氢量也不稳定，与煤化工、石化项目大规模的氢气需求不太匹配。
内蒙古京能锡林煤化有限责任公司工程师李文明也认为，风电制氢量太小，不能满足煤化工企业对氢气需要。此外，风力发电所在地一般都缺水，煤化工项目也离不开水，而电解制氢对水资源有需求，这也是风电制氢与煤化工结合的矛盾所在。总之，他认为风电制氢的投资及消耗很大，可操作性较差。
先行实验室试验，再寻发展契机——联产不会一蹴而就
针对风电制氢多联产的这些制约问题，一些业内人士也发表了自己的看法。
“有问题是好事，关键是促进了更多行业内外的人来认识、讨论、论证这个事情，解决措施也就会随之而来。我们提出这个构想，本身是为了消除二氧化碳排放，不能因为一些问题来推翻这个大前提，并否定绿色发展这个概念。”何铮认为，随着技术进步、材料改进，有些问题可以逐步解决。比如储存，氢气运输在美国已实现管道运输。美国空气产品公司已成功依靠氢储存和氢气管网为墨西哥湾一带的炼厂提供氢气，从新奥尔良到休斯敦的氢气管道长达1000千米，这相当于北京到南京的距离。我国的环渤海、长三角和珠三角三个炼油集群地区也完全可以建设这样的氢气输送管道，当一个地区制氢负荷下降，可通过管道及时从其他地区增加供应。随着未来风电设备单位投资下降、机组效率提高，风电的成本、风电制氢的成本会随之下降。
李琼玖则认为，对于风电制氢，应当在前人开发试验的基础上，对工艺、物料、电化学过程建立数学模型，进行实验室试验，在取得数据后再经过工业试验评定，然后再进行放大设计，建设工业化生产装置。
江苏省宏观经济研究院院长顾为东指出，风电电解水制氢技术可以在大规模、超大规模风电场利用风能发电，通过必要的技术创新与集成，不经过常规电网，直接用于规模化制氢，使风电高效、低成本、低故障率地得到全部利用。不过，当前需要进一步制定完善的规模化制氢、大容量储氢、长距离输氢、加氢站、氢能汽车等技术标准，积累从规划、设计、建设到运行等各个环节的经验。
何铮认为，石化、煤化工行业转型升级不可能一蹴而就，需要积跬步而至千里。因此他建议，当前应对风电、风电制氢、替代干气制氢、炼厂干气和液化气集约化利用等内容，进行前期分析论证，发现最有利的地区；对逆水煤气变换反应提高转化率的催化剂研究进行扶持；对风电、电力传输、电解制氢、氢储存、二氧化碳捕集和运输、生产布局等方面，进行技术、标准、规则的跨行业持续交流；从多行业角度，包括环境成本和碳税等多方面进行经济可行性研究；对风电、绿色生产和二氧化碳减排展开跨行业合作研究，研究激励多行业合作积极性的机制。
