2023中国氢能产业-氢应用环节深度研究第7期：氢气的工业利用-2

上一期，我们介绍了氢能在能源转型中的角色、我国氢气来源与消费主要结构、我国发展绿氢风光资源、我国氢气工业领域未来消费趋势，以及氢气的工业利用重要应用之一——氢冶金技术，本期也是本系列的最后一期，我们介绍氢能工业利用的另外一个重要应用——水泥行业。

水泥行业市场规模基量巨大，碳中和政策的变化趋势下，碳排放压力的旅行顺序依次是水泥厂、冶金、煤电，水泥厂碳排放压力首当其冲。因此，氢能作为能源载体及化工原料，助力水泥行业减排的政策性机会凸显。

●水泥行业占全行业碳排放总量13%，约为13亿吨

●水泥碳中和市场规模1000亿

●水泥厂自2021年起进入3-5年窗口期

●规模以上水泥生产线2000条

●每生产线降碳技术改造费用掺烧系统2500万CCUS系统2500万

水泥厂对标准生产线端的改造具有复制性强的特点，而且由于目前水泥行业的行业利润率，能充分支撑采购降碳与CCUS技术（碳捕获、利用与封存技术），在政策要求下，水泥厂家的付费意愿极强。

●水泥行业开工率保持在70%左右，产能严重过剩，是碳中和减排重点，受政策影响，需求更为刚性

●水泥行业利润率高达20%，有充足的付费能力

●目前主流技术改造方案为氢氨燃烧系统，即通过在锅炉中进行改装后，掺烧无碳氢、氨以实现大规模降碳的目标

●氢氨燃烧系统技术改造同样适用于火力发电机组、陶瓷行业窑炉

根据有关机构统计，到2025年，水泥厂规模以上水泥生产线改造需求将诞生1000亿以上规模的行业机会，其中，上游的储能技术结合下游生产线的掺烧技术改造有望成为水泥行业降碳的最佳方案——碳排放减少=新能源发电*储能运输*煤炭替换*CCUS。

该方案在很大程度上，能解决目前水泥产业链的行业痛点。

新能源发电——风、光、水、核等新能源发电始终具有天然的发电用电时间空间不一致特性，目前年弃电达1300亿度，浪费严重。

储能运输——电解制氢体积大、储能容量低、储存条件苛刻，无法大量、规模化存储，技术路线存在巨大缺陷。

煤炭替换——煤炭燃料使用占碳排放80%以上，降碳的本质是减少煤炭的使用量。

CCUS——在工业中属于节流法、治标不治本且成本极高，仅能短期有效使用降低指标压力。

碳中和的根本解决方案是在于用无碳燃料替代化石燃料，在这个前提下，煤炭等燃料的“规模性有效替换”技术至关重要。

以水泥行业为例，替换技术需要从上游以清洁电力充分利用为目的储能技术开始，到下游工业生产线的掺烧技术改造。

水泥行业技术解决方案：

储能技术——通过电合成绿氨工艺，从根源解决绿氢难以储存的痛点，将绿氢能源转变成无碳合成燃料。 

低成本储运——同样体积下，绿氨储能效率是传统绿氢的数倍，且储运装备等非常成熟。

燃煤技术改造方案——以氨储氢技术掺烧替代煤炭/天然气传统能源，燃烧产物为氮气和水，掺烧百分比即为降碳百分比，最大掺烧比例可达90%。

绿氨凭借易液化、储运技术成熟等优势适用于传统锅炉改造，其优势包括：

●氨的化学结构中没有碳元素

●氨容易液化（低温-33℃或常温1.3MPa压力）

●氨含氢元素多（液态氢含H元素71g/L，液态氨含H元素120g/L）

●氨储运技术成熟（装备、法规、操作规范，以及危害处置方法都已成熟）

由此，我们可以得到绿氨作为能源载体的工业解决方案主要包括以下三个环节：

●电解制氢消纳弃电

●电合成液氨解决储运痛点

●以绿氨为能源的设备系统

绿氨作为能源载体的工业解决方案（图来源：云点道林《2023中国氢能产业-氢应用环节深度研究报告》）

不少国家在“绿氨”作为清洁能源上已有数年的探索：

●日本——2017年底颁布了国家清能战略，明确提出自2020年起，日本的火力发电厂开始掺烧无碳氨以降低二氧化碳排放，所掺烧的氨必须是“绿氨”，2035年掺烧绿氨比例需达到20%以上。

●英国——2018年5月在英国牛津投产了一套电合成氨示范系统，该系统末端连接氨内燃机，西门子希望通过该系统将可长时间大容量储存、广泛使用的“绿氨”作为新能源发电燃料。

●澳洲——年产5000万吨绿氨项目于2020年开工，已有英国BP、挪威YARA、日本三井等公司参与。

●美国——2020年10月，本土最大的合成氨企业CF集团宣布建设“绿氨”能源网络。

我国也已将“绿氨”试应用于水泥厂降碳：

●由大连化物所等单位提出的绿氢煅烧水泥熟料技术路线，其最终目标是要实现水泥熟料煅烧所用燃煤的全部替代，以及窑炉烟气二氧化碳部分捕采利用。首先是通过风力、光伏发电和水电的输入，采用高效电解水制备氢气和氧气技术，随后是将氢气和氧化由多射流燃烧器喷入到水泥窑炉中煅烧水泥熟料，排出窑炉的烟气进行水汽和二氧化碳分离，分离的水汽冷凝后返回到电解水槽中进行循环使用，分离的二氧化碳则可采用加氢制备甲醇、或是制备其他工业产品。

●2022年6月由厦门大学氨能源工程实验室和水泥生产公司合作建设的全国首套水泥熟料生产线氢氨燃料替代煤炭系统顺利实现首次点火测试，通过采用氨氢减煤降碳，并且实现催化燃烧，氮氧化物NOx排放比单纯使用煤降低了一半以上，实现了NOx的超低排放，单个氨氢燃烧器的功率比日本同类设备高一个数量级。

现有技术条件下，“绿氢”的生产成本高企不下，导致“绿氢”明显缺乏经济性，若不考虑“绿色贸易壁垒”以及“碳税”这些政策性的硬性约束，用户更愿意选择低成本的如“灰氢”等制氢路线。

工业领域的绿氢替代在技术上可行只是规模化应用的基础条件，在经济上可行才是氢能大规模利用的先决条件。在制氢路径中，灰氢目前成本优势明显，随着双碳目标的日益严控，碳价逐步提升，未来可再生能源电解水制氢将是实现绿氢的最好途径。

制约绿色制取成本包括两大核心，一是目前可用于绿氢制取的可再生电及核电等电价高，二是绿氢制取关键设备“电解槽”投资较大，功率在1KW的普遍成本在一万元以上。

此外，氢的运输也存在一定的技术难度。现阶段，国内主要采用高压气态氢储运方式(重量储氢密度1-5.8wt%），少量液氢储运（重量储氢密度5-14wt%）、金属固态储氢(重量储氢密度1.4～3.6wt%）等方式，储存困难且储存能力较低，经济半径受限，形成大规模储存难、运输难的局面，国内氢储运技术的能效、安全问题有待完善解决。

我们认为，绿氢脱碳在技术上具有非常明显的优势，但目前受制于经济成本中短期未必能大规模推广，可重点关注煤炭等燃料的“可规模性有效替换”技术（从上游以清洁电力充分利用为目的的储能技术开始到下游工业生产线的掺烧技术改造全链条），伴随“绿色贸易壁垒”以及“碳税”这些硬性约束逐步落地，绿氢未来在工业领域的应用前景和市场规模非常广阔。

（本文内容为笔者对云点道林《2023中国氢能产业-氢应用环节深度研究报告》报告的部分摘录以及笔者阅读过程中的个人观点，欢迎大家批评指正。）