氢冶⾦的最新进展及瓶颈
面膜仪
（视频制作：中国冶⾦报社企业视频创作部）
“双碳”政策下，氢能需求量有望从2030年的5%提升⾄2060年的20%。《中国氢能源及燃料电池产业⽩⽪书2020》指出在2030年碳达峰情景下，我国氢⽓的年需求量将达到3715万吨，在终端能源消费中占⽐约为5%；在2060年碳中和情景下，我国氢⽓的年需求量将增⾄1.3亿吨左右，在终端能源消费中占⽐约为20%。2050年我国氢能年经济产值将超过10万亿元，可减排约7亿吨⼆氧化碳，累计拉动33万亿元经济产值，且预计2050年平均制氢成本不⾼于10元/公⽄。 根据国际能源署（IEA）的预测，通过在制造过程中利⽤氢⽓或是CCUS（捕集、封存并利⽤CO2），制造过程中CO2净零排放的“绿⾊钢材”市场需求到2050年约为5亿吨，并且预计2070年所⽣产的⼤部分钢铁都将换成绿⾊钢材。在这种情况下，即使是⾼品位钢，如果不是绿⾊钢材的话，也⽆法进⼊市场，这可能会导致失去商机。
彭博新能源财经在⼀份最新的研究报告中指出，到2050年，通过2,780亿美元的额外投资，钢铁⾏业或能实现接近零碳排放。氢能和回收利⽤有望在钢铁⾏业减排中发挥核⼼作⽤。
到2050年，绿氢可能成为最具经济性的炼钢流程，占据31%的市场份额。废钢炼钢有望贡献45%的产量，⽽剩余市场由加装碳捕集系统的传统煤基钢⼚和使⽤电⼒的熔融氧化电解铁矿⽯的创新⼯艺⽠分。
我国当前的氢冶⾦⼯艺主要有⾼炉富氢冶炼和直接还原两种：⾼炉富氢减碳幅度为10%-20%，效果有限；⽓基竖炉⼯艺能够从源头控制碳排放，相较于⾼炉富氢还原减碳幅度可达50%以上，是迅速扩⼤直接还原铁⽣产的有效途径。
⾼炉富氢还原，即通过喷吹天然⽓、焦炉煤⽓等富氢⽓体参与炼铁过程。相关实验表明，⾼炉富氢还原炼铁在⼀定程度上能够通过加快炉料还原，减少碳排放，但由于该⼯艺是基于传统的⾼炉，焦炭的⾻架作⽤⽆法被完全替代，氢⽓喷吹量存在极限值，⼀般认为⾼炉富氢还原的碳减排幅度可达10%-20%，效果不够显著。
⽓基直接还原竖炉即通过使⽤氢⽓与⼀氧化碳混合⽓体作为还原剂，将铁矿⽯转化为直接还原铁，再将其投⼊电炉进⾏进⼀步冶炼。氢⽓作为还原剂的加⼊使碳排放得到了有效控制。相较于富氢还原⾼炉，吨⼆氧化碳排放量可减少50%以上。
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制氢⼯艺的选择
煤制氢
国内应⽤最⼴，制氢成本 8.7-12.5 元/kg
煤制氢依旧为⽬前成本较为低廉的制氢⽅式，且原料来源⼴泛。但弊端在于，煤制氢原料不可再⽣，且碳排放⽔平较⾼，废⽔和固废产⽣量也较⼤。
1、煤制氢流程：煤制氢技术包括煤的焦化制氢和煤的⽓化制氢。煤的焦化是以制取焦炭为主，焦炉煤⽓是副产品，其主要成分为氢⽓（59.3%）、甲烷（18.8%）、⼀氧化碳（7.8%）、⽔（6.4%）等；煤⽓化制氢是指煤和⽔蒸⽓在⼀定温度下发⽣反应得到合成⽓，再通过对合成⽓中的 CO 做转化处理，将合成⽓全部转化为氢⽓。⽬前，利⽤煤制氢主要是通过煤的⽓化来制取氢⽓。 2、煤制氢成本：根据中国⼯程院中国煤炭清洁⾼效可持续开发利⽤战略研究重⼤项⽬采⽤的某煤⽓化项⽬的⼯艺数据，该项⽬制氢量约 23.4 吨/天，消耗原煤 179 吨，在煤价 700 元/吨、电价 0.75 元/kwh 的情况下，测算总制氢成本约 23.9 万元/⽇，其中原料煤成本占⽐ 52.5%、外购电成本占⽐ 7.8%；对应单位制氢成本为 10.19 元/kg 或 0.92
元/Nm³，每千克氢⽓消耗原料煤约 7.64kg。
3、考虑碳捕集封存利⽤成本：煤制氢所需原料主要为煤炭，煤⽓经过净化、CO 变换、酸性⽓体脱除后会产⽣副产物⼆氧化碳，煤⽓化制氢中产⽣的温室⽓体排放量约 19.94-29.01 kgCO2e/kgH2。随着“3060”⽬标的公布和实施，我国对碳排放控制愈加严格，因此煤制氢需要搭配⼀定的碳捕集封存利⽤（CCUS）技术⽅能实现达标排放。宝钢（湛江）⼯⼚启动的 CCUS 项⽬综合固定成本和运⾏成本
总减排成本为 65 美元/吨⼆氧化碳（按照汇率 6.3924 计算，对应⼈民币成本为 415.5 元/吨），该成本具备⼀定的⾏业参考意义，我们采⽤该数据对考虑 CCUS 后的煤⽓化制氢成本进⾏测算，假设单位温室⽓体排放量为 25.23 kgCO2e/kgH2，则对应每千克氢⽓的 CCUS 成本为 10.48 元，煤⽓化制氢总成
算，假设单位温室⽓体排放量为 25.23 kgCO2e/kgH2，则对应每千克氢⽓的 CCUS 成本为 10.48 元，煤⽓化制氢总成本提⾼⾄ 20.67 元/kg 或 1.86 元/Nm³。
⽣产出来的氢⽓分为3类，分别为灰氢、蓝氢、绿氢。灰氢，是通过化⽯燃料（例如⽯油、天然⽓、煤炭等）燃烧产⽣的氢⽓，在⽣产过程中会有⼆氧化碳等排放。蓝氢，是将天然⽓通过蒸汽甲烷重整或⾃热蒸汽重整制成。绿氢，是通过使⽤再⽣能源（例如太阳能、风能、核能等）制造的氢⽓，例如通过可再⽣能源发电进⾏电解⽔制氢，在⽣产绿氢的过程中，完全没有碳排放。
天然⽓制氢
全球应⽤最⼴，制氢成本 17-33 元/kg。
天然⽓制氢为全球应⽤最为⼴泛的制氢⽅式，天然⽓的主要成分甲烷在各类化合物中氢原⼦质量占⽐最⼤，储氢量为25%，天然⽓为原料的制氢技术耗⽔量少、⼆氧化碳排放量较低、氢⽓产⽣率⾼，对环境影响较⼩。但与煤制氢类似，天然⽓不可再⽣，且碳排放不可避免。
1、天然⽓制氢流程：天然⽓制氢技术的主体依托于各类甲烷转化制氢反应，包括甲烷⽔蒸⽓重整技术和甲烷裂解技术。其中，甲烷⽔蒸⽓重整技术与煤重整制氢类似，即将甲烷和⽔蒸⽓在⼀定温度下反应得到合成⽓，再将合成⽓中的CO 成分与⽔反应转化，得到⾼纯度氢⽓；甲烷裂解技术是指甲烷在⾼温环境中受热裂解成碳和氢⽓，再通过分离提纯产物得到氢⽓。甲烷重整制氢为主流技术路线，其主要流程为：天然⽓经过增压、预热和脱硫预处理后，与⽔蒸⽓⾼温重整制成合成⽓，合成⽓中的 CO 和⽔反应，经过变换得到氢⽓和⼆氧化碳，在经过变压吸附提纯后即可得到氢⽓。
tomgro2、制氢成本测算：根据《天然⽓制氢⼯艺介绍及成本分析》披露案例，在天然⽓价格 3.0 元/m³的情况下，天然⽓制氢成本中原料占⽐约 71.8%，为最⼤的成本⽀出项，电费占⽐约 13.1%，单位制氢成本约 22.31 元/kg 或 2.01 元/m³；当天然⽓价格降低⾄ 2.0 元/m³时，制氢成本下降⾄ 17.0 元/kg。每千克氢⽓消耗原料天然⽓约 5.34kg。
3、考虑碳捕集封存利⽤成本：与煤制氢类似，天然⽓制氢同样伴随着较多的碳排放，在装置容量为 1000-
100000Nm³/h 时，温室⽓体排放量为 10.86-12.49kgCO2e/kgH2。若 CCUS 成本为 415.5 元/tCO2e，⽣产每千克氢⽓的 CCUS 成本为 5.19 元以内。上述同等情况下，天然⽓制氢成本增长⾄ 27.5 元/kg 或 2.47 元/Nm³。在天然⽓价格位于 2.0-5.0 元/⽴⽅⽶区间时，考虑 CCUS 成本后的制氢成本提升 16%-31%。受我国天然⽓资源禀赋影响，未来天然⽓制氢同样不具备⼤规模推⼴的条件。
⼯业副产制氢
来源⼴泛，制氢成本 9.23-22.25 元/kg。
⼯业副产氢制氢指利⽤含氢⼯业尾⽓为原料制氢的⽣产⽅式。⼯业含氢尾⽓主要包括焦炉煤⽓、氯碱副产⽓、炼⼚⼲⽓、合成甲醇及合成氨弛放⽓等，⼀般⽤于回炉助燃或化⼯⽣产等⽤途，利⽤效率低，有较⾼⽐例的富余。⼯业副产制氢的成本低廉，来源⼴泛，且不会产⽣额外的碳排放。但⼯业副产氢⽓多数回⽤于⼯业⽣产，且受技术限制，氢⽓纯度较低。
⽬前主要⼯业副产制氢包括焦炉煤⽓制氢、合成氨与合成甲醇制氢、氯碱⼯业副产氢、⼄烷裂解副产氢、丙烷脱氢副产氢，综合制氢成本约 9.23-22.25 元/kg。⼯业副产制氢具备来源⼴、成本低的优势，中短期内有望成为氢⽓的主要来源，但氢⽓产⽣量受制于主产物的产能，氢产能存在上限。
⽔电解制氢
与清洁能源发电契合，未来制氢主流路线
⽔电解制氢具备巨⼤的发展潜⼒。⽔资源丰富，制氢原料和燃烧产物均为⽔，清洁⽆污染；且⽔电解制氢纯度较⾼，并具备储能属性。
制氢成本测算：⽔电解制氢的主要成本来⾃电费⽀出，商业⽤电成本较⾼，且多为⽕电企业发电，需要考虑间接碳排放成本；当前光伏、风电等可再⽣能源发电规模快速提升，且随着技术进步，发电成本具备进⼀步下降空间。假设该项⽬规模为 2 台 1000Nm³/h，年⽣产时间为 3500 ⼩时，若按照商业⽤电电价 0.75 元/kwh 测算，⽔电解制氢的成本为48.37 元/kg 或 4.35 元/Nm³；当电价为 0.10-0.30 元/kg 时，⽔电解制氢的成本约 11.5-22.8 元/kg，与其他制氢成本相⽐已具备较强的竞争⼒。
从温室⽓体排放⾓度来看，以⽔电、风电、光伏等可再⽣清洁能源为能源的⽔电解项⽬碳排放量微乎其微，⽽⽕电⽔电解制氢的温室⽓体排放量可达 44.80-45.64 kgCO2e/kgH2，碳排放成本较⾼。因此，未来可再⽣能源⽔电解制氢为主流发展⽅向。
⽔电解制氢技术⼯艺路线包括碱性电解制氢（AWE）、质⼦交换膜电解制氢（PEM）、固体氧化物电解制氢（SOE），其中在我国 AWE 已实现充分产业化，PEM 初步商业化，⽽ SOE 尚处于初期⽰范阶段。AWE ⼯艺需要使⽤碱性电解液，电解槽造价低，但产⽓中含碱液、⽔蒸⽓等，需经辅助设备除去，运维复杂，启停时间较慢；⽽ PEM ⼯艺以质⼦交换膜为隔膜，但需要使⽤贵⾦属催化剂，⽬前投资造价也较 AWE ⾼很多，但其启停速度更快，能较好地适应可再⽣能源发电波动性较⼤的特点，⽬前许多新建项⽬开始转向选择 PEM 电解槽技术。
我国氢⽓来源⽬前仍以煤制氢为主，占⽐⾼达 63.5%，⼯业副产制氢为 21.2%，天然⽓制氢为 13.8%，
⽔电解制氢占⽐仅为 1.5%；从全球来看，天然⽓制氢⽐例远⾼于煤制氢⽐例，⽽电解⽔制氢占⽐同样较少，与其成本较⾼有关。
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短期内煤制氢仍为我国氢⽓的主要来源，但随着双碳⽬标临近，结合CCUS 后的煤制氢成本将⼤幅上升，产品竞争⼒下降；⽽我国天然⽓资源禀赋⽋佳，同样不具备⼤规模推⼴的条件；中期来看，成本较低的⼯业副产制氢有望成为供氢主要⼯艺，但存在纯度较低、受主产物产能约束问题；长期来看，随着可再⽣能源电价下降，清洁、⾼效的绿氢将为制氢主流⼯艺。
氢冶⾦⼯艺
氢冶⾦即⽤氢⽓取代碳作为还原剂和能量源炼铁，还原产物为⽔，可实现零碳排放（基本反应式为
Fe2O3+3H2=2Fe+3H2O，还原剂为氢⽓，产物为铁和⽔）。
氢冶⾦的原理
钢铁⾏业主要降碳⼯艺对⽐
波峰焊锡条
瑞典钢铁HYBRIT⼯艺
HYBRIT⼯艺是基于使⽤⽆化⽯能源和氢⽓(H2)直接还原铁矿⽯。氢⽓是利⽤⽆化⽯电⼒电解⽔⽽产⽣的。氢与铁矿⽯中的氧发⽣反应，形成⾦属铁和⽔蒸⽓。
HYBRIT⼯艺的特别之处在于，所有氢⽓均是通过利⽤电解⽅式将电流通过⽔中⽽获得。虽然此⼯艺属于能源密集型，但是如果所需电⼒可以再⽣，那么整个⼯艺的碳排放可以忽略不计。
⾼炉⼯艺和HYBRIT⼯艺⽣产铁⽔和海绵铁的流程对⽐
奥钢联H2FUTURE项⽬
⽇本COURSE50项⽬
研究内容：⼀是以氢直接还原铁矿⽯的⾼炉减排⼆氧化碳技术，主要包括氢还原铁矿⽯的技术，增加氢含量的焦炉煤⽓改质技术，以及⾼强度⾼反应性焦炭的⽣产技术，⽬标是实现10%的⼆氧化碳减排。⼆是⾼炉煤⽓中⼆氧化碳的分离、回收技术，包括⼆氧化碳在⾼炉煤⽓中的分离和捕集技术，利⽤钢⼚废热能源对⼆氧化碳进⾏分离和捕集，⽬标是减排20%的⼆氧化碳。
萨尔茨吉特SALCOS项⽬
萨尔茨吉特先期策划实施了萨尔茨吉特风电制氢项⽬(Wind H2)，项⽬思路是采⽤风⼒发电，电解⽔制氢和氧，再将氢⽓输送给冷轧⼯序作为还原性⽓体，将氧⽓输送给⾼炉使⽤。2016年4 ⽉正式启动了GrInHy1.0（Green Industrial Hydrogen，绿⾊⼯业制氢）项⽬，采⽤可逆式固体氧化物电解⼯艺⽣产氢⽓和氧⽓，并将多余的氢⽓储存起来。
中国宝武的核能-制氢-冶⾦耦合技术点火装置
以世界领先的第四代⾼温⽓冷堆核电技术为基础，开展超⾼温⽓冷堆核能制氢技术的研发，并与钢铁冶炼和煤化⼯⼯艺耦合，依托中国宝武产业发展需求，实现钢铁⾏业的⼆氧化碳超低排放和绿⾊制造。其中核能制氢是将核反应堆与采⽤先进制氢⼯艺的制氢⼚耦合，进⾏⼤规模H2⽣产。经初步计算，
超低温制冷机⼀台60万千⽡⾼温⽓冷堆机组可满⾜180万吨钢对氢⽓、电⼒及部分氧⽓的需求，每年可减排约300万吨⼆氧化碳，减少能源消费约100万吨标准煤，将有效缓解我国钢铁⽣产的碳减排压⼒。
中国宝武低碳冶⾦技术路线图
中国宝武主要技术⽅向有：以富氢碳循环⾼炉⼯艺为核⼼的低碳⾼炉技术；以氢还原代替碳还原的氢冶⾦⼯艺（氢基竖炉直接还原）；冶⾦尾⽓CO₂捕集和资源化利⽤技术等。
⼭西中晋科技集团氢基直接还原铁项⽬
氢基直接还原铁项⽬（CSDRI）⼯艺突破了焦炉煤⽓改质的关键技术，包括⽓体转化和净化技术，特
别是低压深度脱硫净化技术。
