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制氢、储运、应用……哪个才是氢能产业的突破口?

发布日期: 2022-09-01
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当今世界,大量新兴能源技术正以超过之前历史的速度加速其迭代。包括氢能在内的新兴能源技术和产业的发展将决定中国能否在未来全球能源绿色低碳转型的大国博弈中占据有利地位。


今年3月,《氢能产业中长期发展规划(2021-2035年)》发布,为我国氢能的发展指明了方向。地方政府支持氢能发展的态度也非常明确。自今年年初以来,地方政府已经发布了数百项与氢能产业相关的政策。三分之一以上的中央企业布局了制氢、储氢、氢加氢、氢利用等整个氢能产业链,取得了一批技术研发和示范应用成果。氢能也受到投资基金的青睐。IDG capital、凯辉基金、绿色资本等30多家投资机构提前安排,投资金额也大幅增加。一些企业已经进入了1亿元融资的时代。可以说,中国氢能产业正处于如火如荼的快速发展轨道上。
然而,中国氢能产业仍处于发展的初级阶段。实现氢能的大规模商业利用仍然面临许多挑战。本文将从氢能上下游全产业链分析氢能发展的突破点。
制氢——绿氢的成本降低与规模化应用是实现氢能价值的关键
中国是世界上的制氢大国,其中近80%来自化石能源制氢,近20%是工业副产品氢。绿色氢仅占1%~2%。降低成本和大规模应用绿色氢气是实现氢能绿色低碳价值的关键。根据规划,到2025年,将初步建立以工业副产品氢气和可再生能源制氢为基础的氢能供应体系,再生能源的制氢量将达到10-20万吨/年成为新氢能源消费的重要组成部分。
目前,我国制氢结构以灰色氢气为主,绿色氢气比例相对较低。中国是世界上的产氢大国,年产氢量约3300万吨,其中约1200万吨达到工业氢气质量标准。目前,中国制氢的主要来源是化石能源,即灰色氢气。据中国标准化研究院不完全统计,煤制氢约占全国制氢量的62%;第二种是天然气重整制氢,约占19%;焦炉气、氯碱尾气和其他工业副产品的制氢量约占氢气净化和石油制氢量的18%;电解水产氢约占1%。


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我国氢气供给结构预测


不同方法的制氢成本差别很大。目前,煤制氢是我国成熟、最廉价的制氢方式,其成本约为天然气制氢成本的70%~80%。电解水制氢成本高,直接关系到可再生能源发电成本、电解槽价格和其他设备利用率。


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我国各类制氢技术成本对比


大规模应用绿色氢气是实现氢能价值的关键。在“双碳"背景下,绿色氢气的制备工艺实现了“零碳排放",可以成为高比例可再生能源消费的重要支撑,也是交通、建筑、冶金、化工等领域深度脱碳的优佳选择。因此,与灰色氢气相比,大规模应用绿色氢气是实现氢能价值的关键,这也是中国大力支持氢能发展的初衷。
氢气生产的布局应结合资源禀赋和市场需求的特点。在选择制氢技术路线时,应因地制宜,注重清洁、低碳和降低成本。在焦化、氯碱、丙烷脱氢等行业集中的地区,优先使用工业副产氢,鼓励就近消费,降低工业副产氢气的供应成本;在风能和水电资源丰富的地区,开展可再生能源制氢示范,逐步扩大示范规模,探索季节性储能和电网调峰;探索在氢能应用规模较大的地区建立制氢基地。
PEM电解水制氢是未来绿色制氢的发展方向。目前,电解水制氢技术主要包括碱性(ALK)、质子交换膜(PEM)和固体氧化物(SOEC)。目前,我国烷基制氢技术最为成熟。它在市场上占据主导地位,商业化程度高,成本相对较低。但也存在能耗高、电解效率低等缺点。PEM制氢技术具有较高的波动适应性、较宽的负荷调节范围、环境友好性和简单的操作维护。这些优势更有利于与风力发电、光伏发电等波动间歇发电耦合,实现储能和调峰,更好地促进大比例可再生能源的消耗。然而,质子交换膜制氢技术需要高边界条件和高成本。PEM电解水制氢组件的本地化率低于碱性制氢组件,甚至低于燃料电池。定位率低的环节主要包括质子交换膜和催化剂。然而,国内一些电解槽设备制造商也开始进入这一领域。高投资和运行成本是PEM水电解制氢中迫切需要解决的主要问题,这与只有贵金属材料可以用作析氧和析氢的电催化剂密切相关。因此,降低催化剂和电解槽的材料成本,特别是阴极和阳极电催化剂的贵金属负载,提高电解槽的效率和寿命,是PEM水电解制氢技术发展的研究重点。


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我国主要电解水制氢技术优缺点对比


储运——通过科技进步降低储运成本是氢能商业化的前提
高昂的储存和运输成本是氢能在中国应用和推广的重要瓶颈。氢气主要用作炼油、甲醇、合成氨等工业领域的化工原料。其制备是生产过程的一部分,没有大规模的储存和运输需求。然而,随着我国燃料电池汽车城市示范群示范建设的不断推进和可再生能源制氢规模的不断扩大,氢能储运系统建设迫在眉睫。在正常温度和压力下,氢的密度极低,单位体积的储能密度低,并且易燃性和爆炸性等特性使得安全高效地运输和储存氢能变得困难。目前,我国氢能储运成本高,是氢能应用推广的重要瓶颈。据测试,在运输领域使用的氢气价格构成中,储存和运输成本约占20%~30%。在某些地区,储存和运输成本几乎与制氢成本相同。
应根据氢能的不同发展阶段选择最合适的储存和运输方式。目前,储氢方法主要有高压气态储氢、低温液态储氢、有机氢化物储氢和固态储氢。氢气运输主要包括气氢拖车、液氢罐车和管道运输。在选择哪种方法时,必须考虑氢的运输距离、规模和最终用途,并且必须考虑储存容量和时间、所需的氢释放速度和地理条件。在氢能发展的不同阶段,经济的储存和运输方式将有所不同。在氢能产业发展的初期,氢气消耗量和运输半径相对较小。此时,高压输气的转换成本较低且更具成本效益;随着中期氢能市场的发展,对氢气的需求和运输半径将逐渐增加,低温液体储存和运输方式的成本优势将突出。储存和运输方式主要为气态和低温液体;从长远来看,氢能生产能力和应用将逐步扩大并稳定。届时,高密度、安全的储氢将成为现实,管道输氢的优势将得到充分发挥。


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不同运输方式的技术比较  注:体积和重量储氢密度均以储氢装置计算


高压气体储氢输送运行成本低,能耗相对较低,氢气充放电响应速度快,适合短距离、分散的用户。它是目前常用的储存和运输方式,但对设备压力要求高,单位体积储氢密度低,安全性低。随着运输距离的增加,运输成本将显著上升。低温液氢储存和运输具有高能量密度和高运输效率。适用于中长途运输。目前,它主要用作航空运载火箭的推进剂燃料。对储氢装置的真空隔热、减振、抗冲击和抗泄漏要求高,低温液化消耗大,成本高。管道输氢成本低、能耗低,可实现氢能的连续、大规模、长距离输送。氢能大规模利用是未来氢能发展的必然趋势。但是,由于管道铺设难度大,一次性投资成本高,目前应用不大。
通过技术进步降低氢能储存和运输成本。目前,我国氢能储运技术与国外发达国家相比还有很大差距。通过技术进步,氢能储存和运输成本可以大大降低。
在高压气体储氢和运输方面,我国用于储氢和输送的长管拖车仍以20MPa为主。单辆车运输的氢气体积为260-460kg,储存和运输效率低。当压力为45MPa时,单辆车储存和运输的氢气体积可达到700kg。50兆帕的氢长管拖车已在国际上推出,每次可运输1000-1500千克氢。然而,目前我国氢压缩管束的主流是I型气缸,不能承受超过20MPa的压力。如果压力为50 MPa,则需要加载III型气缸或IV型气缸管束。从储氢密度和重量轻的角度来看,IV型储氢瓶和高压储运的优势更加明显。与日本、韩国、法国和挪威已经大规模生产的IV型储氢瓶相比,这项技术在中国仍处于起步阶段。
低温液氢储运效率高,但技术门槛高。中国民用液氢市场仍处于示范阶段。中国液氢的关键设备(如透平膨胀机、3000立方米以上的大型液氢储罐、液氢泵等)远远落后于发达国家,在很大程度上依赖进口。缩小与国外液氢技术水平的差距,实现核心设备和材料的国产化,是实现低温液氢储运优势的关键。美国、日本、德国和其他国家已经将液氢的运输成本降低到高压气体储存和运输成本的八分之一。
管道输送氢气的成本较低,但前提是稳定的氢气供需。长距离氢传输已有80多年的历史。美国和欧洲是世界上早开发氢管道的地方。据统计,全球输氢管道总里程约为5000公里。中国的氢气管道总里程约为400公里,而在用的管道仅为100公里左右。我国输氢管道主要分布在渤海湾、长三角等地,输氢管网布局有很大的改进空间。为了避免新建输氢管道建设成本过高,有可能探索天然气管道的氢混合输送。但天然气掺氢安全标准、规范不明确等问题依然存在,需要加大研究力度,开展论证、探索和验证。
加氢——完善规划制度标准,降低建设运营成本
加氢站是氢能下游交通领域(燃料电池汽车)应用发展的重要基础设施。要坚持需求导向,统筹布局加氢站建设,有序推进加氢网络体系建设。要完善加氢站建设规划、管理制度、标准规范,可探索合建站、站内制氢等多元建站模式,多渠道降低建站运营成本。
我国加氢站数量居世界靠前。加氢站是氢能下游交通领域(燃料电池汽车)应用发展的重要基础设施,是燃料电池汽车产业中极其关键的重要环节。我国加氢站数量居世界靠前,广东省是目前加氢站最多的省份,已建成50余座,山东拥有近30座,数量暂居国内第二,江苏、浙江两省份均建成20余座,居国内第三,除西藏、青海、甘肃等地区外,全国各省份基本上都有加氢站。根据2020年10月发布的《节能与新能源汽车技术路线图2.0》,预计到2025年,我国氢燃料电池汽车保有量达到10万辆左右,加氢站数量达到1000座,到2035年,氢燃料电池汽车保有量达到100万辆左右,加氢站数量5000座。
加氢站建设规划、管理制度、标准规范等亟待完善。目前,国家层面针对加氢站的顶层规划还没有出台,很多地方加氢站建设运营管理办法没有明确或并不详细,导致加氢站获得规划许可等审批、验收流程困难重重。加氢站主管单位不明确,管理制度缺失,地方政府专项规划不够明晰,影响加氢站的落地和运营。加氢站安全、建设运营等标准规范有待完善,需要政府、标准化组织和企业共同推动,严把安全和质量管理关,预防个别安全事件影响全产业发展。相关法规将氢气定性为“危化品"的同时还没有明确赋予其用于交通工具的“能源"属性,一般危化品设施的建设,必须在化工园区内,或者是远离居民,所以选址比较难。
探索合建站、站内制氢等多元建站模式。加氢站建设模式可分为单一加氢站和合建式加氢站,合建式加氢站主要包括油氢合建站、气氢合建站、油气电氢综合站等形式。在现有加油加气站基础上改扩建成合建式加氢站,不仅安全且成本低,同时省去了选址的麻烦。油氢合建站可节约土地成本,也很好地规避了建设加氢站的首要难题——土地批复。此外,依靠现有的加油站销售网络格局,加氢站也会拥有较为稳定的客户来源。同时,现有加油站已有多年运营经验,在设备维护、安全管理以及人员素质方面都有得天独厚的条件,为油氢合建站的建设和示范运行提供了基本保障。中石化广东樟坑油氢合建是我国实现盈利的加氢站,2020年12月,该站实现盈利96万元。之后,中石化河滘油氢合建站也实现盈利。据统计,目前油氢合建站的占比超过了50%,或将成为未来加氢站的主流。
储运成本在整个氢气成本中所占比重较大,站内制氢实现了制氢加氢“0距离",压缩产业链长度,降低用氢成本。由于我国仍把氢气列为危险化学品,要求必须在化工园区内生产,导致我国加氢站绝大多数为站外供氢。建议尽快将氢气纳入能源类产品管理,优先在有条件的地区实现站内制氢,利用小型化制氢装置,如撬装式天然气制氢设备或光伏发电耦合电解水制氢,省掉运输成本。
多渠道降低建站运营成本。目前,我国加氢站建设费用较高,每个加氢站成本高达1200万元到1500万元,是加油站的数倍。正因如此,多地出台加氢站补贴政策,最高补贴额200万~600万元/站不等,同时还有给予加氢站销售补贴和税收优惠等扶持政策。
虽然目前我国加氢站技术趋于成熟,关键设备基本实现了国产化,但氢气压缩机、储氢装置、加注机、站控系统等仍占加氢站总投资约60%,技术进步和生产量的增加可降低设备成本。
由于当前氢燃料电池汽车数量不多,每日加氢量有限,造成折旧及公摊成本较高。如果加氢量翻一番,则单位加氢成本可以降低一倍,极大降低加注环节的成本。随着燃料电池车数量的增加,加氢站的成本也有望下降。
提高站内日常管理运营水平也可以降低氢气成本。目前我国加氢站在稳定性和可靠性上与国外相比仍有很大提升空间,实现连续运转且保持运行状况的平稳仍需大量改进工作。研究表明,如果加氢站连续故障为0加氢次数提高1倍,可以降低氢气成本1.5元/千克,如果日加氢能力提高15%,会降低成本1.0元/千克,如果电耗降低50%,会降低氢气1.0元/千克。因此应优化加氢站配置,提高设备寿命,降低运行能耗,增强可靠性,由此带来的收益可能高于单纯建设成本的降低。
当然,合建站和站内加氢同样也可以降低建站成本和氢气成本。
应用——拓展交通用氢,推进工业深度脱碳,助力新型电力系统
技术进步、工业产能提升和基础设施瓶颈逐步缓解,为氢能的多样化应用提供了条件。目前,中国正在大力推进氢能在交通领域的应用,与电动汽车形成互补优势,推动交通领域的减排和碳减排。工业领域是氢能应用的主要领域,可以促进高能耗、高碳产业的深度脱碳。应继续改进氢能在工业领域的应用,并实现从灰色氢向绿色氢的转变。氢能在储能和发电中的应用可以支持高比例可再生能源的大规模消费,并有助于新电力系统的建设。
(一)交通领域:未来氢能使用重点增量行业
该政策支持氢能在交通运输中的应用。目前,从国家和地方氢能鼓励政策的角度来看,大部分支持集中在氢燃料电池在交通领域的应用上。2021,五大燃料电池汽车城市群名单发布,目前已进入实施阶段。地方政府入选示范组后,迅速出台了相应的补贴和引导政策。目前,五大城市群已经发布了相应的产业发展规划。在其他地区,江苏、浙江、四川等16个省市也出台了具体的扶持政策,力争在氢能领域取得优势。根据中国汽车工业协会数据,2021全国氢燃料电池汽车产销数据分别为1777辆和1586辆,同比增长48.2%和34.7%。这也激发了地方政府加快发展燃料电池汽车产业的积极性。


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我国氢气消费需求预测


燃料电池汽车在重型卡车、物流车辆和公共汽车等商用车辆中具有广阔的应用前景。在“双碳"背景下,燃料电池汽车和纯电动汽车可以成为未来燃料汽车的良好替代品,成为交通领域减排和减碳的重要方向。与纯电动汽车相比,燃料电池汽车在低温环境、整个产业链的环境保护、续航里程和加注时间方面更加突出。燃料电池车辆适用于中长距离、高负载和固定路线货运场景。规划还明确提出,要重点推进氢燃料电池在中重型车辆上的应用,有序拓展氢燃料电池等新能源客货两用车的市场应用空间。


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我国氢能源车产量销量情况


(二)工业领域:应用规模大,可实现深度脱碳
工业领域是氢能应用的最大领域。目前,中国的氢气基本用于工业领域,主要用于合成氨、甲醇、炼油等生产。氢气主要用于工业原料或还原剂。包括合成氨和炼油在内的化工部门的氢消耗量正在迅速上升。与此同时,中国冶金工业正在积极改造和探索氢冶金。从生产方式来看,基本上是灰色氢气。因此,为了实现绿色和低碳发展,将灰色氢转化为绿色是一大发展趋势。根据车白智库和百人协会氢能中心的预测,到2060年,工业领域使用的氢气比例仍将最大,占总需求的60%。
氢能将有助于高耗能行业的深度脱碳。为了应对气候变化,许多国家正在研究引入碳关税。碳关税带来的成本增加将推动高碳排放产品的价格普遍上涨。为了避免绿色贸易战对中国高能耗、高碳产业的影响,工业领域的碳减排和脱碳行动被提上日程。氢冶金是金属冶金行业减少碳排放的重要途径。目前,其研究和应用主要集中在钢铁领域。氢冶金是钢铁工业实现碳中和目标的革命性技术。绿色氢气可以在铁还原过程中大规模取代煤和焦炭,以实现钢铁工业中的深度脱碳。化学工业是中国六大高耗能产业之一。用绿色氢气取代灰色氢气和化石能源可以大大减少化学工业的碳排放。在工业领域,氢能还可以提供高级热能,可用作替代化石能源的燃料,并可用于水泥、陶瓷、玻璃制造等行业以实现碳减排。
(三)储能领域:具有调节周期长、储能容量大优势,可多元利用
它具有调节周期长、储能容量大的优点。氢能储存具有调节周期长、储能容量大的优点。可实现跨季节、大规模、长期的电能储存。被纳入“新能源存储"范畴,成为“可再生能源+储能"的重要发展方向。电化学储能的连续放电时间约为分钟至小时,主要用于解决电力系统短期规模内的调峰填谷问题。抽水蓄能具有大规模的吞吐能力,但其开发建设条件非常苛刻,对生态影响很大。因此,氢能储存在大容量和长周期调节场景中具有明显优势。
储存的氢能可以以多种方式利用。与其他储能方式相比,氢能有更多的利用方式。氢能存储可以使用电解水来生产氢,并将间歇性波动的剩余电能转换为氢能进行存储。当功率输出不足时,燃料电池或其他发电设备发电并将其反馈至电网系统。此外,储存的氢能还可以用作交通领域的能源、化学原料或工业领域的能源,而不是化石能源。但目前氢能储存成本较高,应加强关键技术和设备的研发,扩大应用示范规模。
(四)发电领域:备用、分布式、电网调峰、氢能综合利用多元应用
氢能发电可以以多种方式应用。依托通信基站、数据中心、铁路通信站、电网变电站等基础设施项目建设,推动氢燃料电池在备用电源领域的市场应用。燃料电池分布式发电的示范应用可结合偏远地区和岛屿的电力需求进行。可以在可再生能源基地探索基于燃料电池的发电调峰技术的研究、开发和示范。氢能综合利用示范可在社区、公园、矿区、港口等区域开展。

相关示范项目已经实施。去年底,安徽六安兆瓦氢能综合利用示范站第一台氢燃料电池发电机组并网发电。这是中国一个兆瓦级电解纯水制氢、储氢和氢燃料电池发电系统。今年3月,广东省芒州岛5g智能氢能岛建设项目建成示范站,为芒州岛村委会和通信基站提供24小时稳定高效的供电。该项目计划采用氢光互补发电,这将为氢能在分布式能源领域的应用奠定坚实的基础。“氢走进千家万户"示范项目是科技部“氢能技术"重点项目明确实施的科技示范项目。去年,它在山东和佛山实施。开展氢燃料电池分布式热电联产,实现氢能的多元化应用,努力打造“氢能社会"。

文章来源:马里亚纳氢电

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