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我国发展“绿氢”,如何实现经济效益?

作者:吴依静 来源:中国电动汽车百人会 发布时间:2019-11-01 浏览:
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核心观点

-发展可再生能源电解水制氢,既是从氢能全产业链落实绿色氢源,也是推动能源结构去碳变迁、新旧动能转换的关键举措。

-世界范围内已有实现“绿氢”供应经济效益的相关经验和研究,有望在进一步扩大应用后提高“绿氢”应用的社会效益。

-我国发展“绿氢”具备良好的资源禀赋,相关企业和机构已做了充足的可行性验证工作,有望实现商业化推广。

-我国发展“绿氢”还应注意以下四方面问题。第一,要因地制宜进行“绿氢”“蓝氢”的合理配置。第二,要尽快攻克可再生能源大规模电解水制氢关键技术瓶颈,实现关键设备的国产化。第三,扩大氢能应用网络和规模,发挥氢的经济和社会效益。第四,落实电价优惠政策,解决制氢用氢土地性质的协调问题。

1 我国发展可再生能源电解水制氢,落实绿色氢源,可助能源体系重构。

1.1 我国制氢路径应以“绿氢”方向发展

根据制氢的来源与过程碳排放水平,可以区分各种氢源的颜色属性。世界能源理事会与国际能源署等各大国际研究机构在2019年以来发布的相关报告中1,均指出可以用颜色代表不同生产来源的氢。使用可再生能源产生的清洁电力或核能、太阳能、生物质等非化石能源制得的氢是“绿氢”;依赖煤、天然气等碳基能源制取的氢为“灰氢”,制氢过程中伴生大量的二氧化碳;结合碳捕集、利用和封存(CCUS)技术能减少甚至避免碳基能源制氢的碳排放,可使“灰氢”转化为“蓝氢”。

“灰氢不可取、废氢可回收、蓝氢可以用、绿氢是方向”是我国氢能发展的先决条件。我国是传统制氢大国,生产水煤气、合成氨、尿素、甲醇等化工产品的碳氢平衡工艺成熟,但氢燃料电池的新用途、新需求带来了新的问题。制氢路径的选择要把握环保性,才能从根本上保证氢能利用的低碳化与可再生性。

1.2 我国当前以化石能源制氢和工业副产氢为主,不宜新建“灰氢”产能

目前国内以化石能源制氢和化工过程副产氢等“灰氢”为主。传统制氢工业中96%以煤、天然气等化石能源作原料,属于“灰氢”,其制氢过程会对环境造成污染,且仍然维持对常规化石能源的依赖;焦炉煤气、氯碱尾气等工业副产提纯制氢,可回收“废氢”合理避免尾气浪费,但去除含硫等腐蚀性气体及杂质气体的成本较高。

* 图表1 主要制氢路径及其优缺点

数据来源:李俊华,中国船舶重工集团第七一八研究所所长,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部整理

当下技术条件下,不宜新建“灰氢”产能作为氢能供应来源。一方面,煤制氢、天然气制氢等方式伴生5.5~11倍重量的二氧化碳,路径不可取;另一方面,石油化工行业副产氢基本实现能收尽收,企业大多从炼油尾气、乙烯尾气、氯碱尾气中回收提纯氢气作为提质增收自用,是否有足够副产氢余量作为氢能供应还需协调与平衡2。

1.3 利用可再生能源弃电的“绿氢”,有助于推动能源结构重构

我国利用氢为媒介消纳弃电发展“绿氢”,可为我国推动能源结构转型创造良好的机遇条件。当前我国以可再生能源为核心推动能源结构转型,但可再生能源弃电总量近年来持续增长。2018年弃电总量高达1020亿千瓦时,较2013年增长了3.3倍。2017年与2018年随着风电取暖、扩大可再生能源电力跨省跨区交易等多种新能源消纳举措的实施,弃风、弃光有所下降,但我国弃水的形势依然严峻,2018年弃水电量691亿千瓦时,较2017年增长34.2%。

* 图表2 2013~2018年中国可再生能源弃电量

数据来源:李林,国电大渡河流域水电开发有限公司科技信息部部长,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部整理

建立电网与氢网结合的能源分配体系,是实现“绿氢”制取及综合利用的途径之一。一方面,利用氢气可稳定储运的特点,将可再生能源从生产地传输到使用地,能有效解决弃电问题;另一方面,氢能绿色环保、应用场景丰富,可与现有能源体系互补,是推动能源结构去碳变迁、新旧动能转换的关键举措。

* 图表3 电网+氢网的能源输配体系

数据来源:唐海锋,长城汽车股份有限公司副总裁、未势能源董事长,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部整理

2 世界范围内已有实现“绿氢”经济效益的相关经验与研究

2.1 挪威:氢气终端售价降至40元/kg,探索“绿氢”在传统炼化领域的应用

挪威通过半集中化电解水制氢和高压气态运输的方式,实现低于40元/kg的氢气销售价格。一是挪威96%的电力来自于水电,电价0.31元/kWh,实现了较低的可再生能源电价。二是具有20MW大型电解水制氢基地,按24h工作制计算,制氢能力达到接近8吨/天的规模。三是采用50MPa高压气态管束车运输方式,运氢效率与经济性较好,合理配置用氢需求在半径200km范围内,使运输价格在10元/kg左右。

* 图表4 挪威氢气终端销售价格构成

数据来源:竺炯操,NelHydrogen中国区首席代表,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部整理

* 图表5 挪威某家水电能源企业的氢气配送案例

数据来源:竺炯操,NelHydrogen中国区首席代表,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部整理

挪威已有炼钢企业、化肥企业开始探索“绿氢”在工业生产中的应用。如:钛和钢铁企业TiZir是全挪威排名前十的二氧化碳排放公司之一(每年排放量35万吨),正利用可再生能源电解水取代煤炭制氢,目前已完成试验,准备推广应用,以实现煤炭年使用量减少10万吨的目标;化肥企业Yara与能源企业Nel共同开发下一代碱性电解槽技术,以“绿氢”取代基于化石能源生产的氢气,发展绿色化肥产业,据研究该产业具有1000亿美元潜力的巨大市场3。

2.2 美国加州:规模效应与降低用电成本可使氢气价格降至50元/kg

在美国加州,氢气售价需要在50元/kg以下才能与汽油形成同等竞争力4。加州当地汽油售价折合5.53元/升,传统燃油乘用车的油耗水平约8.4升/百公里,则燃料使用成本折合约0.46元/公里。对比同一级别的氢燃料电池乘用车,车辆氢耗水平约为0.93kg/百公里,可推出结论,当氢气终端销售价格降至50元/kg时,才能使氢燃料电池乘用车的能源使用成本与传统燃油车型达到同等水平。

* 图表6 美国加州与汽油同等竞争力的氢气价格(乘用车使用角度)

数据来源:竺炯操,NelHydrogen中国区首席代表,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部整理

扩大制氢与用氢全产业链规模以及降低可再生能源电价,能使“绿氢”终端售价降至50元/kg以下。第一,利用400MW集中化大规模电解水制氢,采用质子交换膜(PEM)电解水制氢的技术路线,制氢能力达到约200吨/天,可有效分摊制氢加氢设备的购置成本。第二,扩大用氢规模,供给400个加氢站,合理控制氢气运输距离在250km以内。第三,可再生能源电价降至折合约0.21元/kWh时,结合制储运加环节的成本分析,可使氢气价格降至50元/kg以下。

* 图表7 美国加州关于如何实现理想“绿氢”价格的研究

数据来源:竺炯操,NelHydrogen中国区首席代表,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部

2.3 国内外对比:我国制氢规模较小、储运加环节成本较高

综上分析,结合我国现有电解水制氢案例及行业现状,与国外先进经验与研究对比,我国还存在以下不足:一是我国制氢规模仍处于兆瓦级,规模经济效益尚未发挥,且电价未能达到0.3元/kWh的优惠力度;二是我国气态储运压力较低,单车运氢量远低于国外先进水平1000~1500kg/车,是导致储运成本较高的重要因素;三是我国加氢站网络仍未形成,加注成本未能得到有效摊销。

* 图表8 关于氢能供应成本的国外典型案例与国内现状对比

数据来源:挪威及美国加州数据整理自“竺炯操,NelHydrogen中国区首席代表‘2019氢能产业发展创新峰会’主题峰会1发言PPT”;国内数据整理自百人会研究部

我国发展“绿氢”具备良好的资源禀赋,已有技术和项目储备

3.1 我国可再生资源禀赋优势明显,多地区具备较好的发展条件

我国具有丰富的可再生能源资源,或可成为全球领先的“绿氢”生产国。据国际能源署研究,我国西南地区水电资源禀赋良好,西北、东北等地区风光资源充足,利用可再生能源电解水制氢所需的电力成本将极具竞争力。

* 图表9 国际能源署关于利用风能和太阳能进行电解制氢水的未来预期制氢成本分析

数据来源:国际能源署;唐海锋,长城汽车股份有限公司副总裁、未势能源董事长,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部整理

我国多地区具备较好的氢能供应和利用条件。西南地区面临弃水情况严重的现象,形成了传统能源和可再生能源全面发展的能源供应体系,具备多元发展和开发“绿氢”的基础。东北、西北等地区可再生能源制氢潜力较大,其中宁夏风能资源总储量2253万千瓦,太阳能光伏电站可开发规模约1750万千瓦;吉林省白城具有约1600万千瓦风能、约1300万千瓦光伏的开发潜力7。环渤海湾地区,京津冀已运行多个风电耦合制氢项目,结合“蓝天保卫战”和2022冬奥会契机,氢能应用示范正在推进。

3.2 我国大型能源企业推进“绿氢”可行性验证项目,氢气售价可至40元/kg

已有大型能源国企布局“绿氢”产业,并在西南地区开展富余水电制氢项目。国家能源集团下属最大水电开发公司的分管流域2018年弃水电量达到125亿kWh,制氢规模潜力超过1.8亿吨8。目前,正在与相关科研院所合作开发新型固体氧化物电解系统,能量转换效率达到80%以上,电解水制氢的电耗低于现有碱性和PEM电解两条技术路线,当该技术路线实现商业化后,制氢设备投资成本与电力成本还将进一步减少。

* 图表10 我国大型能源企业正在开发高效的电解水制氢装置

数据来源:李林,国家能源集团大渡河流域水电开发有限公司科技信息部部长,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部整理

在电价优惠政策支持下,电解水制氢的经济效益能够实现。通过电力交易双方协议与相关电价政策支持,将电解水制氢的电价降低至0.3元/kWh,按目前碱性电解水制氢综合耗电5.5kWh/Nm3计算,制氢所需电费成本为1.65元/Nm3,即18.5元/kg。若将氢气运输距离缩短至30km以内,综合考虑前期投资成本和氢气运输成本,可得到40元/kg的氢气价格。

* 图表11 我国大型能源企业关于电解水制氢的成本分析

数据来源:李林,国电大渡河流域水电开发有限公司科技信息部部长,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部

3.3  “绿氢”成本与“蓝氢”相当,未来有望应用在耦合可再生能源领域

在电价水平较低的前提下,“绿氢”与“蓝氢”的制氢成本相当,“绿氢”的零碳排放需要使用100%的可再生能源电力。增加CCUS后的煤制氢成本约为1.42元/Nm3,与电价低于0.3元/kWh时的电解水制氢成本拉平。如果考虑当前中国电力的平均碳强度,电解水制氢的综合碳排放是化石能源制氢单位碳排放的3~4倍;随着可再生能源平价上网,中国电力平均碳强度将持续下降。

* 图表12 “绿氢”“蓝氢”“灰氢”的成本与减排效益对比

数据来源:李俊华,中国船舶重工集团第七一八研究所所长,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部整理

从技术发展趋势判断,PEM电解水制氢技术路线在未来耦合可再生能源具有显著优势。目前PEM电解水制氢的成本为碱性电解技术的3~5倍,但随着PEM电解水制氢设备中催化剂、质子交换膜、双极板、电解槽等关键部件核心技术的突破与产业化,PEM电解水制氢在制氢效率和规模上具有更大的提升空间,有望大规模应用在耦合可再生能源领域。

* 图表13 碱性电解水制氢技术发展趋势

数据来源:李俊华,中国船舶重工集团第七一八研究所所长,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部整理

* 图表14 PEM电解水制氢技术发展趋势

数据来源:李俊华,中国船舶重工集团第七一八研究所所长,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部整理

我国发展“绿氢”存在的问题

4.1 因地制宜实现“绿氢”“蓝氢”的合理配置

我国氢能及燃料电池产业发展与资源禀赋存在地域性差异。由于氢气储运成本较高,应该就近寻求经济的氢源,西南与泛北方地区可再生资源丰富,可发展“绿氢”作为供给来源;东部沿海及南部地区氢燃料电池汽车示范运营领先全国,市场基础较好,但普遍缺乏多元化可持续的氢源保障,应充分回收利用“废氢”,尽快实现CCUS技术的产业化,综合选择不同的制氢来源实现“蓝氢”供应。

4.2 尽快攻克可再生能源大规模电解水制氢关键技术瓶颈

与可再生能源耦合的大规模电解水制氢技术还未完备,关键材料和技术应加强国产化。电解水制氢系统应加紧突破宽功率波动环境下的高适应性关键技术,加大力度进行质子交换膜、碱性阴离子交换膜、电极材料、新型极框等关键材料和部件的研发和国产化。随着可再生能源发电成本逐步降低,大规模电解水制氢将能实现技术上完备、经济上可行,是零碳排放、绿色经济、可持续发展的重要方向。

基于PEM电解制氢系统,重点研究快速启停及输入功率波动变化对电解水设备运行工况参数的影响,优化设计及工艺制造方案,构建高适应性电解设备工作特性。

基于碱性电解制氢系统,重点研究模块化、组合式制氢系统结构参数对运行效果的影响及反馈机理,开发含设计、运行环节的大容量制氢系统全过程仿真软件,实现模块化电解水制氢系统全过程仿真分析。

* 图表15 可再生能源大规模水电解制氢关键技术研究

数据来源:李俊华,中国船舶重工集团第七一八研究所所长,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部整理

4.3 扩大氢能应用网络和规模,发挥氢的经济和社会效益

拓展氢能应用领域,发挥氢在多产业中的经济和社会效益。在碱性电解水制氢设备单价3000元/kW、电价0.25元/kWh的情景下,制得的高纯度氢气在交通领域具有较高的附加值,远高于在传统化工产品合成领域的经济效益(图表16)。此外,氢能与可再生能源的结合还能减少温室气体与NOx、SOx等致霾污染物的排放,促进区域经济与低碳经济发展,创造新的就业机会,维护社会稳定。

* 图表16 电解水制氢在不同产业的经济附加值

数据来源:李林,国电大渡河流域水电开发有限公司科技信息部部长,“2019氢能产业发展创新峰会”主题峰会1发言PPT;百人会研究部整理

扩大用氢规模,还需打通储运与加注环节。一方面,与国外先进水平相比,我国目前压缩气态储运的压力普遍在20MPa,储运效率较低,导致储运成本居高不下。另一方面,加氢站关键设备如压缩机、储氢罐、加氢机等尚未完全国产化,前期投资成本较高,投资回报周期较长,加氢站的建设运营企业积极性难以提高。要尽快突破关键技术瓶颈与产业链薄弱环节,创新商业模式以实现氢能全产业链的资金保障。

4.4 落实电价优惠政策,解决制氢用氢土地性质的协调问题

政府支持在“绿氢”发展中具有重要推动作用。第一,完善政策体系,将氢能作为能源管理而非危化品处理,给予加氢站建设运营合理补贴,给予氢燃料电池汽车配套补贴;第二,出台氢能产业发展规划,制定氢能产业发展指导意见,进一步明确氢能产业相关的审批流程与管理归口单位,解决制氢用氢土地性质的协调问题;第三,出台和落实电解水制氢的电价优惠政策,鼓励和支持能源企业参与制氢-氢能交通项目,发展源端经济。

关键字:氢能

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