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新2手机网址(www.hg108.vip):我国氢能开发驶入发展快车道,电解水制氢发展潜力大但降低制氢成本是关键

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氢能是一种绿色、高效的二次能源,被视为“21世纪终极能源”。近年来,政策、资本赋能各地氢能产业,氢能已正式纳入我国能源战略体系,我国氢能产业发展正在进入新的历史时期。


01


2050年氢在我国终端能源体系占比将达10%


当前,面对日趋严峻的气候挑战,我国立足碳达峰、碳中和目标,积极推动氢能产业发展,氢能产业发展潜力正逐渐释放。中国工程院院士、中国工程院原副院长干勇表示,保守估计,2050年氢在我国终端能源体系占比约10%,2060年占比将达约15%,成为我国能源战略的重要组成部分,氢能将纳入我国终端能源体系,与电力协同互补,共同成为我国终端能源体系的消费主体,带动形成十万亿级的新兴产业。


“氢能将在未来能源生产和消费中扮演重要角色,”中国科学院院士、中国产业发展促进会氢能分会专家委员会主任徐春明表示,氢能有助于推动传统能源向低碳清洁能源转型,推动能源动力转型和保障能源供应安全,同时还是实现各种能源之间高效转化的理想媒介,以及实现传统化石能源清洁化的有效途径。


从全球来看,随着近年来各国支持政策的加速出台,氢能逐渐成为全球竞争与合作的“新赛道”。“根据国际能源署(IEA)2050年净零排放目标,为了2050年实现净零排放,氢能将被广泛应用在多个能源部门,并且需要提高到目前应用水平的六倍以上。”据澳大利亚技术科学与工程院院士、新南威尔士大学教授甄崇礼介绍,作为世界第三大能源出口国,“澳大利亚希望新能源、氢能在未来能成为其能源出口的重要部分,把丰富的‘阳光’出口到全世界。”



02


我国氢能开发和应用驶入发展快车道


“我国发展氢能相对于其他国家来说,具有很多优势,其中一大优势就在于‘制储运加用’全产业链的布局与潜力。”中国科学院大连化学物理研究所研究员王集杰在接受中国经济时报记者采访时表示。


在王集杰看来,氢能是二次能源,上游来源还是可再生能源,我国可再生能源丰富,风光发电潜力巨大,足以支撑我国氢能产业发展。如日本也在发力发展氢能产业,但日本风光资源有限,日本氢能的发展很多还需要贸易完成,而我国则不存在这样的问题。


据记者了解,制氢的过程可以分为三种氢,一是灰氢,由煤、天然气化石资源制氢叫做灰氢,每制一吨氢就相当于排放15-20吨的二氧化碳。二是蓝氢,通过这个过程制氢能把二氧化碳捕集封存起来,蓝氢可以用,但代价是要把二氧化碳封存起来,二氧化碳的量巨大,成本非常高。三是绿氢,用非化石能源制氢,或者是利用可再生能源制氢,该过程不需要排放二氧化碳,绿氢就是我国将来重点发展的方向。


“氢能产业链中的制氢、储氢、运氢、加氢,任何一个细分环节都可以造就若干个千亿级规模的市场,发展氢能,市场极为广阔。”北京特亿阳光新能源总裁祁海珅对本报记者表示。


在碳达峰碳中和战略驱动下,近期,我国氢能产业发展掀起新一轮热潮,我国氢能开发和应用驶入发展快车道。北京市、上海市、广州市、浙江省、江苏省等地都把氢能发展列入重要工作部署,涉及燃料电池汽车推广、加氢站建设、产业链打造等多个领域。此外,多地都明确拿出“真金白银”促进氢能产业发展。


在王集杰看来,氢能是可再生能源与下游工业应用的桥梁,当前多地都把氢能发展列入重要工作部署,更多的是下游应用场景,如交通领域的氢燃料电池汽车等。从交通领域来看,需要积极发展氢燃料电池技术,从关键材料、部件、电堆等各个技术环节入手,不断完善技术和降低成本,这样氢燃料电池汽车才有大发展。


祁海珅表示,氢能可以满足多样性的能源需求,例如,在汽车燃料电池、住宅供暖、钢铁冶炼等领域,未来很有可能超越光伏、风电和锂电池储能等,成为新能源领域的领头羊。


03


制氢路径多样,电解水制氢发展潜力大


当前主流的制氢方式有化石能源制氢、工业副产氢和电解水制氢,我国化石能源制氢尤其是煤制氢规模最大。具体来分,化石能源制氢包括煤制氢、石油制氢和天然气制氢,工业副产氢主要是氯碱、甲醇、合成氨企业生产过程副产氢,可再生能源电解水制氢则包括碱性、PEM、SOEC 等多种方式。据中国氢能联盟数据,2018 年我国煤制氢规模约1000 万吨,占制氢总量的 40%;工业副产氢规模约 800 万吨,占制氢总量的 32%;而电解水制氢规模还较小,约 100 万吨,占制氢总量的 4%。


作为制氢方式的主流,化石能源制氢和工业副产氢的制氢技术相对成熟、制氢成本相对较低,而电解水制氢作为市场看好的发展方向,尚未实现规模化应用,成本较高。但化石能源制氢与工业副产氢也有一定缺点,如化石能源制氢面临较严峻的碳排放问题,且粗气中杂质气较多,需要进行提纯操作,长远来看化石能源的储量也有限;工业副产氢则依赖于焦炉煤气、化肥工业、氯碱、轻烃利用的工业过程,无法作为大规模集中化的氢能供应源。相比而言,电解水制氢的工艺过程简单,制氢过程无碳排放,且易于可再生能源结合,发展潜力较大。


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04


碳中和背景下,降低可再生能源电解水制氢成本是关键


我国煤炭资源丰富,煤制氢技术成熟、制氢规模较大,因而目前成本最低。根据曹军文等学者的研究,对比来看,当前煤制氢成本为 6~10 元/kg,为各类制氢方式中成本最低的;工业副产氢技术也较成熟,制氢成本在 10~16 元/kg;电解水制氢成本还较高,如使用电网电力的碱性电解槽制氢成本在 30~40 元/kg,其成本是煤制氢成本的 3~6 倍;其他制氢方式普遍还不成熟。


但双碳背景下,碳排放问题越来越受重视,单纯的煤制氢等化石能源制氢方法因碳排放强度较高,不适合作为未来制氢方式的主流方向。


05


煤制氢+CCUS 可作为有益过渡方式,在一定时期内平衡制氢成本与碳排放强度。


以航天长 化学工程股份有限公司 HT-L 高压粉煤气化项目为例,年产量 400000km3的煤制氢过程中,制氢成本约为 10.9 元/kg,生产成本中制造费用占比最大。但煤制氢项目的碳排放强度较高,氢气综合成本随碳价的变化而变动明显。据殷雨田等的测算,如果考虑碳税价格为 175 元/kg,煤制氢的氢气综合成本将达到约 15.5 元/kg,碳税成本占比将近 1/3,且成本高于天然气制氢附加碳税的氢气综合成本。因此有必要考虑利用 CCUS 技术消除煤制氢过程中产生的 CO2,以减少碳排放、节约碳税,但当前 CCUS 技术成本还较高,煤制氢+CCUS 成本可能高于煤制氢+碳税成本。并且,CCUS 技术不能完全消除 CO2,若剩余部分的 CO2 也要承担碳税成本,则当前煤制氢+CCUS 成本可能更高。据中国电动汽车百人会,结合 CCUS 的煤制氢将增加 130%的运营成本以及 5%的燃料和投资成本,增加约 1.1 元/Nm3。当煤炭价格在 200~1000 元/吨之间时,煤制氢成本约为7~12 元/kg;而煤制氢+CCUS 成本约为 20~25 元/kg,高于煤制氢+碳税成本。


06


工业副产氢+PSA 提纯为当前较具潜力的另一过渡方式


副产氢主要作为化工过程的副产品或放空气,可作为近期低成本的分布式氢能供应源,一般副产氢生产成本在 0.8~1.5 元/Nm3 之间。由于副产氢气通常纯度不高,因此需要附加部分提纯成本,通常为 0.1~0.5 元/Nm3。综合来看,当前工业副产氢+PSA 提纯的成本为 0.83~2 元/Nm3之间,也即 9.96~24 元/kg,成本与煤制氢+碳税或煤制氢+CCUS 基本相当。



07


大规模应用可再生能源电解水制氢为最终目标,降低用电成本为有效途径


目前碱性电解技术(AEC)、质子交换膜电解技术(PEMEC)和固体氧化物电解技术(SOEC)被广泛应用与研究。其中,AEC 已经实现大规模工业应用,国内关键设备主要性能指标均接近国际 进水平,设备成本较低,单槽电解制氢产量较大,易适用于电网电解制氢。PEMEC 国内较国际 进水平差距较大,体现在技术成熟度、装置规模、使用寿命、经济性等方面,国外已有通过多模块集成实现百兆瓦级 PEM 电解水制氢系统应用的项目案例。其运行灵活性和反应效率较高,能够以最低功率保持待机模式,与波动性和随机性较大的风电和光伏具有良好的匹配性。


SOEC 的电耗低于 AEC 和 PEMEC,但尚未广泛商业化,国内仅在实验室规模上完成验证示范。由于 SOEC 电解水制氢需要高温环境,其较为适合产生高温、高压蒸汽的光热发电等系统。


为计算电解水制氢的成本,我们分别对碱性电解槽制氢和质子交换膜电解槽制氢作出如下假设:①1000Nm3/h 碱性电解槽成本 850 万元,不含土地费用,土建和设备安装成本150 万元;1000Nm3/h 质子交换膜电解槽成本 3000 万元,不含土地费用,土建和设备安装成本 200 万元。②每 1m3氢气消耗原料水 0.001t,冷却水 0.001t,水价 5 元/t。③设备折旧期限 10 年,土建及安装折旧期限 20 年,采用直线折旧法,无残值。四工业用电价格 0.4 元/kWh,碱性电解槽每 1m3 氢气耗电 5kWh,质子交换膜电解槽每 1m3 氢气耗电4.5kWh。⑤年运行时长 2000h,年制氢 200 万 Nm3。⑥人工成本和维护成本 40 万元/年。


据如上假设,计算可得碱性电解槽制氢成本和质子交换膜电解槽制氢成本分别为 31.91 元/kg、42.50 元/kg,用电成本和折旧成本占比最大。碱性电解槽制氢成本中,用电成本占比 74.8%,折旧成本占比 17.%;质子交换膜电解槽制氢成本中,用电成本占比 50.6%,折旧成本占比 43.5%。


由于用电成本在电解水制氢成本中占比最大,因此就目前而言,降低用电成本应当是降低电解水制氢成本的最有效途径。若利用可再生能源供电的电价下降到 0.15 元/kWh,对应碱性电解槽和质子交换膜电解槽制氢成本将分别下降到约 17、29 元/kg,与煤制氢+碳税或煤制氢+CCUS 的成本接近。


来源:中国经 济时报,嘿嘿能源heypower,半两财经

注:文章内的所有配图皆为网络转载图片,侵权即删!

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