来源：分布式能源 能源情报
文/苗安康 袁越 吴涵 袁博鑫，河海大学 南京工程学院,分布式能源
为顺应全球绿色低碳发展趋势,我国提出二氧化碳排放力争2030年前达到峰值,力争2060年前实现碳中和。我国的碳排放约42%来自于电力系统,能源电力系统碳减排对于实现“碳达峰”、“碳中和”目标(“双碳”目标)起着决定性的作用,构建以新能源为主体的新型能源系统,实施可再生能源替代措施,可以有效控制化石能源总量,促进构建清洁、低碳、安全、高效的现代能源体系,保障实现“双碳”目标。
氢能具有能量密度大、热值高、储量丰富、来源广泛、转化效率高等特点,是清洁的二次能源,可以作为高效的储能载体,是可再生能源实现大规模跨季节储存、运输的有效解决方案,被专家学者认为是最具有应用前景的能源之一。绿色氢能是指可再生能源转化的电力电解水所制备的氢气,因其从生产到消费全过程碳排放量几乎为零而被称为“绿氢”。利用富足的可再生能源电解制氢,运用储存和运输技术,将氢输送到能源消费中心多元化利用,可以有效解决风电、光伏、水电等可再生能源不稳定以及长距离输送的难题。
目前,全球每年生产氢气约为1.17亿t,其中副产氢气0.48亿t,专门制氢约为0.69亿t。全球约98%的纯氢是通过碳密集型方法,使用天然气或煤为原料生产的灰色氢能,其余2%的氢能则通过电解方式生产的绿色氢能。中国每年约生产2500万t氢,其中灰氢约占96%以上。目前制氢原料仍以化石燃料为主,存在制氢成本高、碳排放污染等问题,而氢能产业可持续发展的前提是清洁无污染,制氢原料应从化石燃料向可再生能源(风能、太阳能、水能等)方向逐渐转变。为引导氢能产业绿色健康发展,多地结合多能互补示范基地建设开展可再生能源制氢示范项目,不仅提高了风光等新能源的消纳能力,体现综合能源项目的示范效果,还丰富了氢能的来源。
氢气是推动全球绿色低碳转型和实现我国“碳中和”目标的潜在支撑,可为电力、交通、钢铁、建筑等行业低碳转型提供助力。世界各国积极出台氢能发展规划,推动氢能产业发展。近年来,随着政策的引导与技术的进步,我国氢能产业快速发展。但仍存在氢能产业核心技术亟待突破,关键材料尚未自主,基础设施建设有待加强等诸多问题。因此,本文总结分析了国内外氢能产业最新发展动态,重点研究了绿色氢能关键技术的发展现状与趋势,结合我国氢能产业发展提出了典型的应用场景和发展建议,以期对我国氢能产业的发展提供借鉴与参考。
1、氢能产业国内外发展现状
1.1、国外氢能产业发展现状
目前,全球已有多个国家将氢能纳入国家能源发展战略,并从国家层面制定了氢能产业的发展战略规划。最早将氢能及燃料电池作为能源战略的国家是美国,截止2020年6月,氢燃料电池叉车超过3万辆,乘用车达到8413辆。美国加氢站利用率高,平均每座加氢站服务约130辆汽车,计划到2025年建成加氢站达200座,到2030年达1000座。
2020年4月,荷兰发布国家氢能战略,计划到2025年建设50座加氢站、投放1.5万辆燃料电池汽车和3000辆重型汽车;到2030年燃料电池汽车达到30万辆。2020年6月,德国发布国家氢能源战略,在绿色氢能的生产、运输、使用以及技术创新等方面制定行动框架。2020年6月,法国宣布了在2035年实现的绿色氢燃料飞机的行动计划。2020年7月,欧盟发布了《欧盟氢能战略》与《欧盟能源系统整合策略》,旨在2050年前实现碳中和。
2017年12月,日本发布了《基本氢能战略》,明确了到2025年与2030年氢气供应能力、发电成本、应用领域等方面的目标。截止2019年底,日本共有加氢站130座,每座服务车辆约30辆,在运营的氢燃料电池乘用车超过3500辆。2019年,韩国发布《氢经济发展路线图》,提出在2030年进入氢能社会。截止2019年底,韩国燃料电池发电装机规模为408MW,全球占比约40%。
1.2、国内氢能产业发展现状
2019年3月,氢能首次被写入我国《政府工作报告》,并先后出台多个配套规划和政策,推动氢能研发、制备、储运和应用链条不断完善。2020年9月,四部委联合发布《关于扩大战略性新兴产业投资培育壮大新增长点增长极的指导意见》,加快新能源发展,加快制氢加氢设施建设。2020年12月,《新时代的中国能源发展》白皮书指出,支持新技术新模式新业态发展,加速发展绿氢制取、储运和应用等氢能产业链技术装备,促进氢能燃料电池技术链、氢燃料电池汽车产业链发展。2021年2月22日,国务院发布《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》指出,大力发展氢能,加大加氢等配套设施建设。随着氢能政策的制定与完善,大批的氢能示范项目也陆续开展,部分绿色氢能示范项目如表1所示。
据不完全统计,截至2020年12月31日,全国在建和已建加氢站共181座,已经建成124座,其中2020年建成加氢站55座,已建成的加氢站分布情况如图1所示。在建加氢站57座,主要集中在广东、山东、河北等地。
截至2021年4月,北京、上海、四川、广东、江苏、浙江、山东、安徽、湖北、山西、福建、海南等多个省市发布了“十四五”或中长期的氢能产业发展规划。2021年4月16日,山东省与科技部签署了“氢进万家”科技示范工程框架协议,将带动氢能供应体系建设、加氢站等配套设施建设和氢能关联产业发展,为加快我国能源结构转型升级,实现“双碳”目标奠定了基础。
2、绿色氢能关键技术研究
绿色氢能的技术路线如图2所示,绿色氢能技术是利用可再生能源制氢,将可再生能源通过太阳能电池、风机、水泵等发电机组转换成电能,电能通过电解水制氢设备转换成氢气,将氢气储存或直接输送至氢气应用终端,作为电力或交通运输燃料、化工原料等以满足各行业对于氢能的需求。除传统的电解水制氢外,近年来还衍生了一些尚处于实验室研究阶段的新型制氢技术,如太阳能制氢、生物质制氢、核能热利用制氢等。
2.1、绿色制氢技术
2.1.1、电解水制氢
利用可再生能源电解水制氢是最成熟的绿色制氢技术,电解生成氢气和氧气,制氢过程中无含碳化合物排出,符合绿色可持续发展的理念。制得的氢气转换为电能并入电网或直接供给负荷,提高了能源系统的综合利用效率,有助于解决新能源消纳问题,保障电力系统的安全稳定运行。电解水技术设备简单、技术成熟、无污染,由于其成本相对较高、效率低、能耗大等因素制约了电解水制氢技术的商业化推广。
根据电解质种类不同,典型的电解水制氢技术主要分为以下几类:碱性电解、质子交换膜电解(protonex change membrane,PEM)、固体聚合物阴离子交换膜电解(solid polymer anion exchange membrane,SPAEM)、固体氧化电解(solid oxide electrolyze cells,SOEC)。几种不同的电解水制氢技术特点如表2所示。
目前,碱性电解水制氢技术发展最为成熟,制氢成本也相对较低,已基本实现工业大规模应用,但是能效较低;PEM制氢技术具有更宽泛的运行功率范围及更短的启动时间,可实现高电流密度电解、功耗低、体积小、生成气体纯度高、容易实现高压化,能够很好适应可再生能源的波动性,国外发展较为成熟,已开始商业应用,但在我国基本处于实验研发阶段;对于SOEC电解水制氢技术,目前国内外均处于实验室研发阶段。
有研究发现SOEC可在动态电力输出下工作,并不会有明显衰减。碱性电解水制氢和PEM制氢技术的成本降幅有限,后期的研究重点将在于成本、效率和灵活性之间的平衡。固体氧化物电解水制氢技术是能耗最低、能量转换效率最高的电解水制氢技术,随着技术的突破有望实现大规模、低成本的氢气供应。2020年部分国外企业在国内投资纯水电解制氢项目,国内一些研究机构的纯水电解制氢技术也取得了一定的进展,PEM制氢技术将由实验阶段转向商业化和示范应用。
2.1.2、太阳能制氢技术
目前,太阳能制氢技术主要有光催化法制氢、光化学制氢、人工光合作用制氢等。光催化分解水制氢的过程比较复杂,当太阳光照射光催化剂受时,光催化剂进行捕获、吸收、产生激子,少量存在的激子向表面发生迁移,迁移到反应活性中心分解水产生氢气。光催化剂制氢效率较高,可用的材料较多,但是转换率偏低。光催化制氢技术的研究重点主要集中在开发具有催化活性高、稳定性好、成本低的光催化剂。
热化学制氢技术,利用聚光器加热水,当温度达到2500K以上时分解为氢气和氧气。热化学制氢技术方法简单,效率高,但是需要高倍聚光器才能获得分解需要的温度。研究发现,热化学制氢技术在光照条件下可以利用光催化剂降低对温度的要求。人工光合作用制氢技术是模拟植物的光合作用,利用太阳光制氢,制氢过程与电解水相似,制氢效率快,环境友好,但转化效率低,发展缓慢。
太阳能制氢技术仍处于实验室研究阶段,目前美国斯坦福大学、中国清华大学、中国科技大学、中国科学院大连化物所等都在进行光催化制氢技术的相关研究。随着更多的研究关注,政策的扶持,资金大量的投入,技术的开发和进步将会越来越快,太阳能制氢技术将能进一步完善。
2.1.3、生物质制氢技术
生物质制氢技术是一种高效无污染的生物工程技术,原料丰富、工作环境简单、生产费用低、可再生、低消耗,是未来规模化制氢的重要途径。生物质制氢技术目前主要有微生物法和热化学转化法。微生物法制氢技术包括光发酵法制氢、暗发酵法制氢和光合生物制氢。热化学转化法制氢技术包括生物质气化法制氢、生物质热解法制氢、生物质超临界法制氢。常见的生物质制氢技术如表3所示。
目前国内外生物质气化法制氢和生物质热解法制氢技术较为成熟,已进行产业化推广。微生物法制氢技术与生物质超临界法制氢技术尚处于实验室研究阶段。生物质气化法制氢的关键气化技术虽已成熟,但由于生物质气化规模小,现主要用于供热、发电等用途;如用于规模化制氢需要配套的制氢系统,较为复杂,经济性差,目前还没有生物质气化制氢工业化装置建设。
2.2、氢能储运技术
氢储能适用于大规模储能、长周期能量调节、新能源消纳、削峰填谷、热电联供,备用电源等诸多场景。储氢技术主要包括:低温液态储氢、高压气态储氢、有机液体储氢和多孔材料及金属合金等物理类固态储氢等[1,3,21,27]。几种氢能储运技术的对比如表4所示。
氢气储运技术是氢气高效利用的关键,也是制约氢气大规模发展的重要因素。氢气储存方面,目前低温液态储氢在美国、日本等发达国家已有商业化应用,我国对该技术要求严格,仅用于军事与航空航天领域。对于低温液化储氢的核心设备氢透平膨胀机与低温阀门等主要依赖于进口,液氢储罐制造技术与装备与国外也有一定的差距。氢气运输方面,目前燃料电池车发展规模较小,氢气需求较少,加氢站分散分布,氢气的运输以长管拖车为主。长管拖车运输方便,技术成熟,是当前国内外运输氢气到加氢站的主要方式。
2.3、氢能加注技术
加氢站是氢能商业化推广应用的基础设施。氢能的加注技术是将不同来源的氢气通过压缩机增压储存在站内的高压罐内,再通过加气机为氢燃料电池汽车加注氢气的过程。加氢站系统流程图如图3所示。
加氢站技术有2条技术路线:外供氢加氢站技术路线和内制氢加氢站技术路线如图4所示。加氢站是连接氢能产业链上下游的枢纽,随着加氢站技术的成熟,全球加快了加氢站的布局,现阶段欧美、日韩是主力,中国是增长最快的国家。
2.4、氢能应用技术
氢气是最清洁的二次能源,兼具燃料、储能、化工原料等多种属性,在电力、交通、建筑、化工等多个行业具有广阔的应用空间。目前,国内外对于绿色氢能应用技术的理论探索与实践案例主要聚焦于储能领域、工业领域(绿氢炼钢、绿氢化工、天然气掺氢)、交通运输领域(燃料电池汽车、重型工程机械、船舶)、建筑领域(微型热电联供、管道掺氢)等。由于可再生能源电解制氢技术尚未大规模推广,氢能储运技术不成熟,配套设施不完善,“绿氢”产能较小,不能大规模发展。氢能的应用以就近消纳为主,多局限于传统化工生产领域。
据统计,我国目前约90%~95%的氢能应用于石油化工、钢铁冶金。近年来,氢燃料电池汽车成为了氢能应用最受关注的研究对象。据新能源汽车国家大数据联盟发布,截至2020年底,国家监管平台已累计接入6002辆氢燃料电池汽车,主要是氢燃料电池公交车和物流车,分别为2222辆和3153辆。氢燃料电池汽车正处于产业化发展的初期,在全产业链中实现绿色制氢和规模化应用是推动氢燃料电池汽车产业发展的关键。
3、绿色氢能发展趋势及典型场景展望
3.1、绿氢关键技术发展趋势
3.1.1、绿色制氢发展趋势
绿色制氢发展潜力巨大,是实现“双碳”目标的重要路径。目前绿色制氢仍面临生产成本高、缺少专用基础设施、制取过程中能量损失严重等难题。其中,电解水制氢过程的电耗成本占总成本的75%~85%,电价的高低直接决定了绿色氢能的经济性。
我国可再生能源制氢潜力巨大,风电、光伏装机容量均为世界第一。随着国家碳减排的承诺,新型能源系统的发展趋势,氢能产业发展政策支撑,风电、光伏发电成本的不断下降,绿色制氢技术水平达到规模化条件等因素的驱动,绿色制氢的发展将日益加快。2021年4月19日,国家能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》征求意见稿:2021年,全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重将达到11%左右,后续也将逐年提高,至2025年将达到16.5%左右。大规模的风光可再生能源装机发电,可再生能源制氢技术会迎来更快的发展与突破。据预测,2030年可再生能源制氢成本有望实现平价,2050年可再生能源制氢将成为主流的制氢技术;2060年绿氢产量将达到1亿t,占氢气年度总需求的80%。
3.1.2、氢气储运发展趋势
高压气态储氢是目前应用最为广泛的储氢技术,其成本低、充放气速度快、简便易行,比较适用于燃料电池汽车,仍将是未来应用最广泛的储氢技术。我国对于气态储氢容器罐体材料已实现国产化,但高性能碳纤维材料被美国和日本垄断,相关设备仍需进口。低温液态储氢技术难度系数大、液化成本高、能耗较大、绝热材料成本高,短时间内低温液态储氢技术仍会处于缓慢发展态势。有机液体储氢技术优劣势均比较明显,目前国内已进行小规模示范研究。固态储氢技术相比于气态储氢与液态储氢,具有储氢密度高,操作方便,安全性好等优点,最具有潜在的发展前景。随着成本的降低、设备材料的使用便利,固态储氢可能会成为以后主要的储氢方式。
当前氢燃料电池汽车的应用尚处于示范运行阶段,氢气需求量小,长管拖车运输氢气到加氢站可以满足现阶段对氢气的需求。但随着燃料电池车大规模发展,氢气需求量会逐渐增大,加氢站等基础设施会增多,采用管道输送氢气的方式只有需求达到一定的规模后才会变得经济。
3.1.3、氢气加注发展趋势
氢气加注环节的经济性直接影响氢气的成本。当前氢燃料电池汽车的总体拥有成本中,燃料电池、氢瓶等部件占50%,用氢成本占25%。随着关键材料、部件的规模化生产,车用燃料电池系统成本会大幅下降。我国氢气的成本主要在制氢与储运环节,其中,制氢占总成本的30%~50%,储存和运输占35%~55%,加注环节约占15%。当氢气需求较少时,站外长管拖车运氢可以满足多数的运输加注需求;当氢气需求较多,达不到管道建设规模时,分布式绿色制氢站内供氢将会称为未来发展的趋势。
加氢站分布式绿色制氢站内供氢,没有氢气运输费用,站内储氢规模随之下降,设备投资减少,可以有效降低氢气销售价格,减少运输过程中的安全风险。根据现阶段的发展,合建站也将是加氢站建设的新趋势。合建形式呈现多样化,如在已有的加油站并设加氢站,加氢站、加气站、加油站三站合一,便利店并设加氢站,充电站并设加氢站等。在合建站模式探索阶段,加油加氢站与加气加氢站合建站将会是比较好的选择。
3.1.4、氢气应用发展趋势
目前,氢气应用以工业化工原料消费为主,但未来交通领域消费潜力巨大,氢气被认为是石油与天然气的清洁替代品。工业领域,氢能是实现工业深度脱碳的重要可行方案。全球工业部门45%的碳排放来自钢铁、合成氨、乙烯、水泥等生产过程,其中,45%的碳排放来自于原料用途、35%来自于生产高品位热能、20%来自于生产低品位热能。电气化手段只能用于减少低品位热所造成的20%的碳排放,绿色氢能是实现深度脱碳的重要解决方案之一。
我国拥有全球规模最大、门类最全的工业生产体系,拥有丰富的可再生能源资源,在“双碳”目标的背景下,工业领域将有大规模应用氢能的发展趋势。现阶段,氢燃料电池汽车的发展依赖于政府的补贴和支持。根据我国实际情况,未来几年氢能在交通领域的发展仍遵循商用车先发展,乘用车后发展的趋势。随着技术的突破和产业规模化带来成本下降,氢燃料电池在重卡、重型工程机械、船舶、航空等领域的市场化进程将进一步加快,氢能、电池等储能方式可提供不同时间尺度上的储能方案,保障消纳的前提下实现可再生能源大规模开发利用。据预测到2060年,氢能在终端能源消费中将达到20%,工业与交通仍是用氢的主要领域,其中,工业领域用氢约占60%,交通领域约占30%。
3.2、绿氢典型应用场景展望
3.2.1、海上风电氢能耦合应用场景
近年来,我国陆上风电的技术日趋成熟,风电发展逐渐向海上风电倾斜。为了实现碳中和背景下风电装机容量新目标,丰富的海上风电资源的开发利用是必然趋势。海上风电与氢能耦合可以提高海洋能源的综合利用效率,为海上风电消纳与输送提供新的思路,海上风电与氢能耦合应用场景技术路线如图5所示。海上风电与氢能耦合有2条技术路线,海水淡化分解制氢和咸水直接制氢。海水淡化分解制氢技术相对成熟,但海水淡化增加了制氢的成本;咸水直接电解制氢需要关键材料和催化剂,技术仍待突破。
3.2.2、综合能源系统氢能耦合应用场景
综合能源系统能够促进电、热、冷、气等多种异质能源的综合利用,氢储能具有多能联供联储的优点,可有效改善工业园区综合能源系统的能量平衡,并提高综合能源系统的整体效益。
随着综合能源系统与绿色氢能产业的快速发展,综合能源系统氢能耦合应用场景将会成为未来典型的应用场景之一,技术路线如图6所示。
3.2.3、氢能在交通领域的应用场景
与纯电动汽车相比,氢燃料电池汽车的燃料加注时间短、续航里程长,随着绿色氢能技术的进步和产业规模化发展带来的成本的下降,绿氢将在交通运输领域有更广泛的应用,如图7所示。
4、结论
绿色氢能是一种理想的清洁能源,作为解决能源危机与环境问题的重要载体,对于保障我国能源安全稳定,加快构建以新能源为主体的新型能源体系具有重大意义。我国具有丰富的可再生能源资源,为了实现“双碳”目标,我国制定了2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿kW的高目标,为绿氢产业的发展奠定了基础。本文基于国内外氢能产业发展情况,重点分析了绿色氢能在制氢、储氢、运氢、加注、应用等各个环节的关键技术的发展趋势,并结合我国实际情况展望典型的应用场景和提出发展建议。
(1)我国的绿色氢能开发利用技术与国外相比仍有一定的差距。绿氢技术正处于发展阶段,尚不能完全发挥其在能源转型中的重要作用,需要从国家战略制定、关键技术研发、政策扶持等方面加大力度。
(2)绿氢在制取、储运等方面仍面临技术难题,造成成本过高、不能产业化应用。政府、科研院所、企业应共同努力,在政府的扶持和引导下,加强科研院所与企业的技术研发合作,加大绿氢相关技术研发力度。对于成熟的绿氢技术加快商业化推广和示范,对于处于实验室阶段的绿氢技术,加大投资与研发力度。
(3)氢能具有广泛的应用场景,可再生能源制氢必将是未来主流的制氢方式。在大规模的海上风电、工业园区的综合能源系统、交通运输等典型场景下,绿氢能发挥其良好的优势,在保障能源系统绿色安全稳定前提下,促进新能源消纳,提高系统的综合利用效益。
来源：氢能技术标准化
原文始发于微信公众号（石化行业走出去联盟）：绿氢 | 绿色氢能技术现状与发展趋势
