用便宜的氢源打通产业链，大规模发展绿氢有戏了？-pg电子竞技平台

2022-11-02 16:03:15  信息编号：k225883  浏览次数：107

《“十四五”可再生能源发展规划》（简称《规划》）正式发布，作为“十四五”期间可再生能源发展的纲领性文件，对构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系提出了多项措施和目标，其中在促进可再生能源储存消纳和高比例利用方面，明确要推动可再生能源规模化制氢利用，为氢能产业的发展明确了方向。

氢能产业作为我国实现碳中和的重要抓手，目前已取得一系列关键技术和产业突破。氢储能作为新型储能方式之一，是电氢能源体系中的重要环节，可以克服可再生能源电力存储难以大规模、长周期、跨季节的局限性，助力提高新型电力系统的新能源储存能力。以可再生能源制氢和储氢为储能环节，燃料电池发电或氢燃机发电为利用环节，“十四五”期间，可在电源侧、电网侧、用户侧因地制宜开展多种氢储能示范，有效平抑可再生能源的波动性并降低弃电率。

一、氢能的特性及优势

从第一性原理出发，氢能本身的优秀特性使其有望成为主要的新一代能源：

ø 资源丰富：氢是宇宙中分布最广泛的物质，构成了宇宙质量的75%，供给极为充足。

ø 绿色清洁：氢气无毒害，生产及使用过程无污染、无碳排。

ø 比能量高：常见燃料中氢气热值最高（142kj/g），分别是汽油和煤炭的约3和4.5倍。

ø 燃料安全性：氢气的安全性优于天然气和石油，密度仅为空气7%，挥发快，不易形成可爆炸的气雾。

ø 加注高效：短时间即可完成加氢。

ø 工作温度适应性广：-30 - 120度。

参考国际能源机构针对氢能在全球能源总需求中占比的预测，到2050年氢能在全球能源中的占比将超过10%，最乐观的预测甚至将超过20%。

此外，2021年数据显示中国原油对外依存度超过70%，天然气对外依存度超过45%。在世界政治格局日趋变化的环境下，提升氢能的使用占比，有利于减少中国对进口能源的依赖，对提升国家能源的独立性和安全性具有重大战略意义。

二、氢气的分类与发展趋势

目前按照氢气的制取方式，可以将氢气分为灰氢、蓝氢和绿氢：

ø 灰氢：从化石燃料制取的氢气，碳排放高。

ø 蓝氢：取自化石燃料，但通过ccs（碳捕集与封存）制取的氢气，碳排放相对低。

ø 绿氢：风电/光电等可再生能源电解水制取的氢气，几乎没有碳排放。

目前最主要的三种制氢方式分别为化石燃料制氢、工业副产氢、电解水制氢。化石燃料制氢和工业副产氢的技术较为成熟、生产成本低，是我国目前产业化制氢的最主要途径，但产物主要以灰氢为主。增加ccs流程制取蓝氢可作为向绿氢过渡阶段的pg电子娱乐平台的解决方案。从长远来看，接近零碳排放的绿氢是氢能利用的最理想形态，但目前受制于技术门槛和较高成本，实现绿氢的大规模应用还有待时日。

同时，由于我国风电、光伏装机量快速提升，可再生能源发电的波动性使得并网压力不断增大，各地可能产生弃电现象。而利用可再生能源发电供能，使得电解水制造绿氢成为风光电消纳的最佳途径之一，发电成本快速下降。随着可再生能源发电成本的快速下降（在电解水制氢的成本中，电力成本占比高达60%以上），以及电解槽技术的发展和效率提升，可再生能源电解水制氢的成本优势也将愈发凸显。2022年3月国家发改委发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》明确提到2025年可再生能源制氢量将达到10-20万吨/年，2035年可再生能源制氢在终端能源消费中的比重将明显提升。

三、绿氢的生产制造

按照工作原理和电解质的不同，目前电解水制造绿氢的主要技术分为三种：碱性电解水技术（alk）、质子交换膜电解水技术（pem）、固体氧化物电解水技术（soec）。

碱性电解水技术（alk）：技术较为成熟，成本相对较低。目前中国约80%的可再生能源制氢项目采用碱性电解水制氢技术，其下游应用在电力、冶金、化工、电子、交通等众多领域，相关产业链发展已较为成熟。

质子交换膜电解水技术（pem）：相比alk技术，具有电流密度高、设备体积小、产出氢气纯度高、响应速度快等众多优点，与波动性和随机性较大的风电和光伏具有良好的匹配性。随着可再生能源制氢的快速发展，质子交换膜电解水技术的发展和商业化有望进一步提速。

但该技术整体还处于商业化初期，pem电解槽的关键零部件对国外进口的依赖度较高。提升产业链的国产化程度是目前推动质子交换膜电解水技术发展的关键：

ø 质子交换膜：pem电解槽比燃料电池使用的质子交换膜更厚，加工过程易发生肿胀和变形，加工难度更大，目前大多采用全氟磺酸基聚合物为主要材料，主要依赖杜邦nafiontm等海外进口产品。

ø 催化剂：在pem电解槽的强酸性工作环境，阴极和阳极催化剂需选用耐腐蚀的铂、铱等贵金属，成本高且供给依赖进口（例如全球铱产量约7-7.5吨/年，85%左右产自南非），供给稳定性存在隐患，降低贵金属含量成为当前研发的主要方向。

ø 气体扩散层：通常选择耐腐蚀性强的钛基材料，制作钛毡结构的气体扩散层，制作工艺较为复杂，目前国内生产企业较少，主要以进口产品为主。

ø 双极板：同样需要选用钛基双极板，主要使用海外进口品牌为主。

固体氧化物电解水技术（soec）：具有单机容量大、转换效率高等优点，且soec电解设备在高温工作下，可以大幅减少电能的消耗并有效利用工业场景的废热。但该技术目前处于研发和示范阶段，尚未实现规模化商业应用，且高温工作环境也对材料的选择提出了更多新要求。从长远来看，随着技术和材料的成熟，固体氧化物电解水技术有望成为可再生能源制氢的重要方式。

四、用便宜的氢源打通产业链

氢能产业链分为制氢、储运、加氢站、氢燃料电池应用等多个环节。国际能源署（iea）研究指出，想要发展氢能，需要有效且具有成本效益的储运系统的支持，将供应端和需求端连接起来，建立一个高流动性的市场。中国目前已经开展的副产氢项目多采用“前站后厂，就近供给”的模式：在工厂的附近建设加氢站，为周边的氢燃料汽车、公交车以及工厂生产运输需要使用的重型卡车提供氢气。

以山东省为例，据初步测算，山东省年产氢气260万吨左右，居全国第一，大部分为工业副产氢。2021年省内首个加氢母站在泰山钢铁集团建成投产，该加氢站能够辐射周边150公里范围的近百辆氢能汽车的需求，其氢气来源就是钢铁厂的工业副产焦炉煤气。随着加氢站的建成，山东重工集团的10辆49吨氢燃料电池牵引车也投入了运营。

内蒙古乌海市也采取了类似的措施。由乌海化工的氯碱工厂产生的工业副产氢通过管道输送至工厂前方的加氢母站，再通过长管拖车运输至子站，为全市50辆氢燃料电池公交车提供氢气。同时，乌海及周边地区总计8万辆矿山用车和柴油货车如果更新换代为氢燃料电池车，将提供更为广阔的应用空间。

加氢站等基础设施的建设是构建氢能产业链的重要环节，也是中国氢能产业链发展的薄弱环节。和氢气生产所面临的问题一样，成本是阻碍加氢站建设的重要因素。《白皮书》数据显示，国内建设一座日加氢能力500公斤的加氢站需要约1,200 万元，相当于传统加油站的3倍左右。除了建设成本外，加氢站的运行还面临着设备维护、运营、人工等费用，从而成了氢能产业的“卡脖子”环节。想要把产业链打通，加氢站和氢燃料电池车的供需匹配十分重要。若氢燃料电池车数量少，加氢站运营就没有经济性和规模效应。

iea在上述报告中指出，使用副产氢有助于在工业中心获得低成本氢气并部署服务于工业的燃料电池卡车和公共汽车车队，以最大限度地提高加氢站的利用率。这个模式解决了氢能部署主要面临的成本的问题。

工业副产氢项目不仅制氢成本低廉，而且由于接近应用端，储运成本也非常低。《白皮书》指出，在同一区域内的氢能价值链有机会发挥彼此之间的协同作用，例如在工业集群和运输走廊上的卡车车队可以依托更大规模优势降低总体成本。

山西的“柴改氢”项目就是这样的一个例子。山西焦煤集团利用自有的煤炭焦化产能，提供低成本氢源，使用氢能重卡运煤，其产能全年可满足2200台重卡满负荷使用。参与该项目的国家电投国氢科技总经理张银广在采访中表示，煤炭基地外运量大且稳定，一个区域拥有成千甚至上万辆氢能重卡，为运营阶段规模化降低成本提供了可能。只要氢气成本能够控制在25元/公斤以下，氢能重卡较柴油车就有足够竞争力。

五、未来，绿氢将迎来更大的市场

目前，可再生能源规模化制氢已在多地具备实施基础，制氢项目多匹配到下游应用，绿氢消纳规划相对完善。随着各地已公布项目等建成投产，“十四五”时期，“三北”和西部等地区将形成规模化可再生能源制氢集聚发展。

现阶段，氢能应用成本整体较高，尤其是可再生能源制取的绿氢，成本下降尚需时间，而通过可再生能源配套规模化制氢，并且优先以弃电制氢，能够降低绿氢的综合成本，有利于下游产业链的稳定发展。进入“十四五”期间，随着碳交易体系的建立和欧盟碳边境税的实施，可再生能源应用将凸显其低碳属性的优势，绿电、绿氢向下游产业的传导作用将会显现绿色低碳的附加值，从而加快“碳达峰”目标的实现。建设能源新通道，促进东西部协作发展

随着2021年“氢进万家”和“燃料电池汽车示范城市群”项目落地，山东、京津冀、长三角和珠三角等区域氢能发展得到了政策大力支持，产业呈集聚发展。其中，氢能应用端首先迎来发展高潮，而当前氢的供给多以蓝氢和灰氢为主，绿氢尚未得到广泛应用，从脱碳的需求来看，未来，绿氢将迎来更大的市场。