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超级石化推荐:氢能开发利用经济性研究综述!

发布时间:2022-08-16 02:54:56    来源:yaboapp官网 作者:yaboapp入口

  氢能是指氢气和氧气发生化学反应,氢氧原子生成水分子过程中,释放的化学能。氢能产生的过程中,不会产生二氧化碳、二氧化硫、烟尘等污染物,是最具发展潜力的清洁能源和二次能源。一段时间以来,世界各国对于发展氢能都十分重视,但氢能发展战略、生产技术状况、消费状况及其相关支持政策不尽相同,相应的投资和运营成本等数据也有所差异,我国如果加大开展氢能产业的开发利用,必须深入总结、梳理和研究现有国内外研究文献的既有成果,针对氢能投入产出的经济性分析等投资决策和投资管理的核心问题提出方法和策略。

  经过数十年持之以恒的尝试,自2019年起,氢能作为能量载体的发展定位终于被世界大多数国家及能源、油气公司所接受。国内研究学者在氢能发展战略、支持政策以及生产技术、利用和消费现状方面开展了卓有成效的研究。

  符冠云等[1]88-89在开展日本、德国、美国氢能发展模式研究时,得出:日本发展氢能的战略基点是提升能源安全,巩固产业优势,聚焦于氢能在交通和建筑领域的应用;德国的战略出发点是促进能源转型,开展深度减排,将落脚点置于常规技术不能解决的碳减排领域;美国发展氢能是为了储备战略技术。

  吴善略等[2]在开展世界主要国家氢能发展规划研究过程中发现,2019年1月,韩国政府发布了《氢能经济发展路线图》,谋划以氢燃料汽车和燃料电池为核心,成为世界最高水平的氢能经济利用国家;2019年2月,欧洲燃料电池和氢能联合组织发布了《欧洲氢能路线图:欧洲能源转型的可持续发展路径》,指出氢能是欧洲国家在工业、建筑、交通与运输等行业大规模实施减碳、低碳和脱碳的最佳选择;继2017年出台《氢能基本战略》后,日本在2019年3月又公布《氢能利用进度表》,明确了至2030年的应用氢能关键发展目标,包括有效降低氢燃料汽车价格、增加加氢站数量,以及持续降低氢气供应成本等。

  张震等[3]58认为,日本氢能产业在全球产业发展中居于领先,明确的国家政策导向和初具体系的产业发展是最为重要的驱动因素。

  符冠云等[4]在总结全球主要国家氢能发展实践时,总结出了四种典型发展模式,即:视氢能为实现深度减排的重要工具的德国模式;将氢能作为战略新型产业落脚点的日本模式;将氢能作为中长期技术储备的美国模式;将氢能作为出口创汇来源的澳洲模式。

  2020年11月,智利宣布了酝酿已久的国家绿氢战略,致力于发展绿氢产业,助推智利在2040年前转变为绿氢强国。2021年初,美国能源部发布《氢能计划发展规划》,更新了2002年发布的《国家氢能路线年启动的“氢能计划”,提出了美国未来十年及更长时期的氢能研究、开发和示范总体战略框架。

  符冠云[5]15提出,针对我国能源体系现状,氢能将发挥“清洁高效的二次能源、灵活智慧的能源载体、绿色低碳的工业原料”等三重战略定位。符冠云等[6]发现,2019年起我国氢能产业布局发生了深刻变化,逐渐形成了以“培育市场聚集产业”的珠三角模式、“建设氢能走廊,串联产业链协作网络”的长三角模式和“打造明星工程”的京津冀模式。2019年3月,氢能源首次写入《政府工作报告》,明确将推动加氢等设施建设;2020年4月,国家能源局发布《中华人民共和国能源法(征求意见稿)》,氢能被列为能源范畴;2020年6月,氢能先后被写入《2020年国民经济和社会发展计划》《2020年能源工作指导意见》。

  以上研究表明,世界主要国家根据自身的资源禀赋和能源发展、转型计划,制定了不同的氢能战略和发展路线图,并根据内外部环境变化予以动态更新和调整。个别国家将氢能规划提升到国家能源战略高度,规划建设“氢能社会”等[5]19。也有部分研究学者提出中国氢能发展定位和战略设想,但由于存在技术水平、产业链体系、相关政策、标准体系方面的制约,我国氢能发展战略和路线图总体模糊。随着我国做出2030年“碳达峰”和2060年实现“碳中和”的承诺,氢能在我国整体能源格局中的发展定位、发展战略和施工路线图的研究和分析需要进一步深化,助力形成我国氢能发展战略和各地区发展规划。

  符冠云等[1]86-87发现,德国推进氢能开发利用的政策主要聚焦在政府提供资金支持研发示范和市场开拓;美国则是由能源部每年为氢能和燃料电池的开发利用提供1×108~3×108美元不等的支持,加利福尼亚州为加氢站和氢燃料电动车提供补贴,纽约州采取绿色金融扶持政策,佛罗里达州出台了税收优惠政策。

  张震等[3]60发现,日本针对加氢站建设、家庭用燃料电池系统、燃料电池以及购买燃料电池汽车的消费者开展持续补贴。

  可以看出,世界上氢能产业发展较好的国家都出台了针对性较强的补贴和资金支持政策。由于目前我国的氢能产业尚处于早期发展阶段,缺少相关的发展、扶持和激励政策,因此有关的研究文献也相应缺乏。未来在明确顶层设计的基础上,按照助力实现“碳中和”的目标,有望在研发资金、产业推广、消费补贴、试点示范等诸多方面制定和出台更多适宜的支持政策和发展机制。

  氢能产业链较长,包括生产、储存、运输和利用等诸多环节。氢气可以直接从化石能源制氢得到,称之为灰氢;也可以通过化石能源配套CCUS(碳捕获、利用与封存)工艺技术产生,称之为蓝氢;还可以通过使用可再生能源或核能来全程无碳生产,这样得到的氢气叫绿氢。曹勇[7]1统计得出,2017年全球96%的氢气来自化石能源直接加工产生,其中,天然气、石油和煤制氢分别占比49%、 29%和18%,仅4%来自电解氢或工业副产品制氢。黄格省等 [8] 认为,全球工业化用氢主要来自天然气路线,我国以煤制氢生产路线 认为,我国的氢气主要来源于以煤、石油、天然气为原料的化石能源,目前有比较成熟的生产工艺并建有工业生产装置。但是其他副产制氢、传统电解水法制氢、可再生能源制氢等技术也在不断成熟和进展。以2018年的数据为例,我国生产氢气2 000 t,99%为化石能源转换得到,电解法制氢量不足1% [10]2 。也有统计表明,中国工业副产氢约800×10 4 t/a,大部分被直接排放或燃烧处置;电网无法消纳的可再生能源“弃电”可转化的氢能大约为200×10 4 t/a。

  表1 我国典型制氢工艺技术路线可以看出,生产氢气的工艺路线较多,多数也相对技术成熟。但是生产环节如何与资源禀赋、消费指向等因素密切结合,以较好的经济性出现在市场和用户面前需要进一步深化研究。

  氢能是全球未来构建以清洁能源为主的多元能源供给系统的重要载体,其开发与利用已经成为新一轮世界能源技术变革的主流方向。

  根 据曹勇 [7]1 的研究,2017年全球氢气消费量为6 905×10 4 t,99%是作为工业原料和还原剂,其中,应用于化工领域的占比66%,使用在炼油工业的占比26%,用于冶金和玻璃加工行业的占比7%,仅有不到1×10 4 t、大约1%比例作为燃料用于交通、建筑等领域。全球氢气消费75%在欧洲、中东和美国,剩下25%左右的消费量集中在中国。 在过去十年中,全球氢气年需求一直稳步攀升至8 000×10 4 t,直到2020年才有所下降。 2020年与新冠肺炎疫情大流行有关的旅行限制减少了炼油厂的运营,从而减少了氢需求,而氢气制氨生产化肥需求的减少也导致了氢气需求的下降。 然而,全球氢气需求市场预计在2022年将全面反弹,年度需求将恢复增长。

  洪虹等 [9]1 指出,国际氢能委员会预测,到2050年,氢能在全球能源消费结构中占比将升至18%,氢经济市场规模将达到2.5×10 12 美元。 根据中国氢能联盟预计,氢能在2030年将占能源消费总量的5%,在2050年在中国的终端能源中占比达到10%。

  根据黄宣旭等 [10]2 的研究,2018年中国氢气消费结构中,合成氨、甲醇、石油炼化占比99%以上,其他用于交通燃料电池等消费不足0.1%。 根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》,到21世纪中叶,氢能在中国的消费量将达到1.1×10 8 t,在终端能源体系占比将达到10%,约5×10 8 t标准煤; 全国加氢站达到10 000座以上,交通运输、工业等领域将实现氢能普及应用。

  以上研究表明,氢能作为最为清洁的潜力能源,在我国具有一定的发展前景。 目前我国氢气消费主要集中在化工领域作为原料或化学剂,如何在交通领域、建筑领域扩大应用,为我国尽早实现“碳达 峰”和“碳中和”的目标贡献力量,应该做进一 步研究。

  从目前全球氢能开发利用情况看,氢能产业链由制氢、氢气储运和氢气利用三部分组成(见图1)。与之相对应,终端氢能成本由制氢、氢气储运和氢气利用三个环节构成。

  在制氢端,长期来看,利用可再生能源电解水制氢方法是未来发展的趋势,但由于当下技术和成本等因素限制,在相当长一段时期内,我国氢能依然需要依赖化石能源。

  氢气储运主要包括高压储运、气氢管道液氢储运、固态储运和有机液态储运,目前氢气主要是压缩气态或低温液态储运,但随着氢能产业逐步发展,未来气氢管道会是氢气储运新的发展方向。

  从目前氢气利用来看,除了化工消耗,以燃料汽车为代表的氢气利用逐步受到各国重视,未来交通领域的氢气利用预计会得到大幅提升。

  与其他工艺相比,国内煤制氢工艺原料成本低,但装置规模大,初始设备投资大,因此适合产氢规模大于8×104 m3/h的制氢项目。张彩丽[15]95以炼油厂所需独立制氢装置的最小规模9 000 m3/h为例,采用水煤浆技术工艺的制氢项目,其建设投资为12.4×108元,在煤炭价格为450元/t条件下,制氢成本为9.903元/kg;尹忠辉[16]以20×104m3/h的制氢项目为研究对象,当原料煤价格为600元/t时, 制氢成本为10.513元/kg。 综合国内煤制氢成本数据,根据不同装置工艺、规模和原料价格水平,单位煤制氢成本大多在9~11元/kg。2.1.2 天然气制氢

  相对于煤制氢,天然气制氢设备投资略低,但原料成本高,一般适合1 000 m3/h以上的中等制氢规模。据王周[17]48研究,以制氢规模1 000 m3/h的天然气裂解制氢为例,项目总投资1 528×104元,当天然气价格为3.2元/m3时,氢气成本25.9元/kg;张彩丽等[15]96以炼油厂所需独立制氢装置的最小规模9 000 m3/h为例,建设投资为6×108元,当天然气价格为2.5元/m3时,天然气制氢成本12.83元/kg。综合看来,不同装置工艺、规模和原料价格水平下天然气制氢的投资额度和成本差异明显,其成本区间为10~26元/kg。

  甲醇制氢项目投资较低且投产速度较快,但现阶段由于受到技术、原料价格变动等因素限制,尚未能进行大规模工业生产,目前的工艺只适合不大于5 000 m3/h的小型规模制氢。张佩兰等[12]56的研究表明,生产规模为4 000 m3/h条件下,甲醇制氢工艺的设备投资约1 500×104元,煤基甲醇的市场价格在2 500元/t时,制氢成本为19.45元/kg;根据王周等[17]49研究,以制氢规模1 000 m3/h的甲醇裂解制氢为例,项目总投资为1 058×104元,当甲醇价格为2 200元/t时,对应的制氢成本21.23元/kg。

  以氯碱和焦化工业为代表的化工副产氢气提纯被认为是现阶段最有可能提供大规模廉价氢源的制氢方式。苗军等[18]统计,由于工业副产氢成本仅需考虑原料消耗、少量制造费用和氢气提纯成本,测算的副产气体用于燃料氢的综合成本为5~6元/kg。刘海军[19]统计,焦炉煤气占据工业副产氢总量的90%以上,氢气的净化和提氢运行费用在3.36~5.60元/kg,已有很多氯碱厂将回收的部分氢气用于双氧水、制药等工业中,纯氢生产成本约14.56元/kg。

  电解水制氢包括碱性水电解、原子交换膜水电解和高温水蒸气电解等工艺,适合规模在2 000 m3/h以内。王周[17]49以制氢规模1 000 m3/h的电解水制氢项目为例,项目投资合计为1 410×104元,电价为0.8元/kW·h时,制氢成本为47.92元/kg;刘庆超等[20]93研究发现,一般而言电解水制氢成本是煤制氢的3~4倍,以煤价600元/t和电价0.4元/kW·h为例,电解水制氢成本是煤制氢成本的2.97倍。随着以风能、太阳能光伏等可再生能源发电在全国的广泛开展,电解质制氢电费成本有较大的降低空间。

  风电和光伏发电是近年来国家鼓励发展的清洁能源技术,风电、光伏发电制氢主要利用风电、光伏发电系统所发直流电直接供应制氢站,用于传统电解水制氢用电,从而解决因电价过高造成的电解质制氢成本高的问题。刘庆超等[20]93以1 000 m3/h水电解制氢为例,项目总投资约1 400×104元,按照1 m3氢气消耗5 kW·h电能计算,若考虑风、光伏弃电等因素,使电价控制在0.3元/kW·h以下时,制氢成本可以在22元/kg以下。

  综合目前各种制氢工艺,煤制氢工艺初始投资大,制氢成本相对较低。 此外,由于副产氢中氢气属于废物高值利用,故综合成本同样较低。 受到原料价格影响,其他传统化石能源制氢工艺成本中,天然气制氢<甲醇制氢,且均低于传统电解水制氢工艺。 上述成本没有考虑除碳工艺或碳税收取对于制氢成本的增加,考虑到绿氢的未来发展前景,在氢能消费地,采用可再生能源+水电解工艺制氢应该是一个比较清晰和经济的工艺路线 氢能储运经济性现状

  张理等[21]8对比气氢长管拖车、管道和液氢槽车等三种运氢方式成本,管道最低,成本可以控制在每千克4元/km;液氢槽车成本区间在每千克12~15元/km;20 MPa长管拖车随着里程变化差异较大,大约在每千克5~20元/km。具体而言,在250 km内时,长管拖车运输费用低于液氢槽车,超过250 km后液氢槽车更具经济优势。

  黄宣旭等[10]8-9分析,短距离、小规模的运输是以高压长管车为主要方式,在100 km以内的短距离下,20 MPa长管车氢气综合储运成本约13.34元/kg;固氢和有机氢在400 km以内的中长距离、大规模储运中具有成本优势;液氢因投资和液化能耗过高,适合大规模远距离输送,应用可行性还需进一步探讨;管道氢受到基础设施投入大的限制,目前主要应用于化工氢工业,以欧洲大型管道供应量为例,规模大多在560 t/h以上。

  综合以上研究可以看出,考虑氢气不同终端用途和运输距离,加氢站等终端用途还是短距离以20 MPa气氢长管拖车为主;固氢和有机氢在中长距离、大规模的储运中具有较强优势;液氢槽车储运目前受到投资、液化能耗等影响,预计在未来大规模、长距离储运中会有更大的应用;而随着产业规模的扩大,管道氢是未来氢能储运的发展新方向。

  能源转型和低碳发展背景下,燃料电池汽车是近年来交通领域新的突破点,随着燃料电池汽车产业的逐步发展,各国将纷纷加大加氢站的建设速度。截至2020年11月,全球主要氢能国家和地区共建成加氢站458座,另有255座在建或拟建的加氢站。其中,日本累计建成146座加氢站,数量位居全球第一;欧洲共有136座加氢站,其中87座位于德国;美国全国共有45座加氢站,其中44座位于加利福尼亚州,该州另有21座在建和拟建的加氢站;韩国现有43座加氢站及21座在建和拟建的加氢站;我国共建成88座加氢站,数量超过德国成为世界第二,另有149座在建或规划当中的加氢站[23]。

  目前,加氢站的技术路线主要有站内制氢技术和外供氢技术两种,站内制氢技术又包括天然气重整制氢和电解水制氢。其中,电解水制氢已经得到广泛应用且技术已十分成熟,欧洲大多数加氢站都采用这种技术。据不完全统计,当前国内正在运营的加氢站中,仅大连新源加氢站、北京永丰加氢站具备站内制氢能力,其余加氢站的氢气主要来源于外部供氢。

  加氢站的初始投资包括设备购置、土建投资、土地成本和其他费用。单彤文等[22]88介绍,500 kg/d和1 000 kg/d已经成为目前已建和在建加氢站的主流规模。在不含土地投资的情况下,国内加氢规模为500 kg/d的加氢站投资约1 200×104~1 500×104元,1 000 kg/d加氢站投资约2 000×104~2 500×104元;张震等[3]60研究发现,按照2018年的统计数据,日本加氢站建设设备成本约为4×108~5×108日元,约3 100×104~3 500×104元人民币。

  国内加氢规模为500 kg/d的加氢站的加注成本约18元/kg;1 000 kg/d的加氢站的加注成本约11元/kg[3]60。

  据不完全统计[25]8-26,截至2020年底,全球氢燃料汽车保有量达到33 398辆,主要分布在欧、美、日、韩和中国五大市场。2020年,韩国实现后来者居上,韩国市场保有量达到10 707辆,超过美国市场,一跃成为全球第一大氢燃料汽车保有量国家;美国和中国则紧随其后,分别排名第二、第三,美国和中国市场的氢燃料汽车保有量分别为8 931辆和7 355辆。目前,欧、美、日、韩市场运营的燃料电池汽车是以乘用车为主;中国市场全部是商用车,如客车、卡车占比最高,没有量产的氢能乘用车上路。根据国际能源署预测[25]34,2030年氢燃料电池汽车在世界汽车的销量比重有望达到2%~3%,2050年则会提高到15%左右。

  目前,我国氢气消费主要集中在化工领域作为原料、化学剂和还原剂,而随着近年来全球新能源汽车行业的快速发展,燃料电池汽车也必将成为氢能应用的新领域。美国、欧盟、日本和韩国都投入了大量资金和人力进行燃料电池汽车的研究,通用、福特、丰田、本田、奔驰等大公司都已经开发出燃料电池车型并且运行状况良好。而我国已将氢能源与燃料电池汽车提上了战略高度,在《节能与新能源汽车技术路线图》等纲领性文件中,我国政府对燃料电池汽车提出了明确的发展战略。在此背景下,氢能燃料电池汽车行业未来具有新的发展机遇。

  然而评价氢能作为交通能源是否具有市场发展前景,需要了解氢能燃料电池汽车相对其他燃料类型车辆的经济性。根据中国汽车工程学会发布的《世界氢能与燃料电池汽车产业发展报告(2018)》[25]120和某加氢站运营的实际数据,以氢气价格35元/kg计算,公交车百公里耗氢约8kg,共计280元;而使用柴油百公里约需33 L,按柴油价格每升5.8元计算,只需要191元,氢燃料成本偏高。普通乘用车百公里耗氢约0.8 kg,仅为28元,乘用车百公里耗汽油约7 L,按汽油每升6元来计,汽油费约需42元,氢燃料汽车优于燃油车;对比电动车的百公里12元的成本耗费,氢能燃料车经济性仍处下风。从氢燃料汽车价格来看,目前氢燃料汽车集中于大巴、公交车等大型车辆,由于无法量产形成的规模不经济,造成氢燃料汽车购置成本高、市场接受程度低、缺乏竞争力。

  总体而言,氢能的生产、开发和利用对于我国优化能源消费结构、新能源开发和能源转型具有十分重要的价值和意义。通过梳理、总结和分析氢能生产、开发利用经济性的相关文献及有关资料信息,氢能产业链各环节的投资和成本数据基本明确。但是考虑到“十四五”及以后,我国氢能可能出现的发展高峰,产业链不同环节下的投资经济分析和评价十分关键和重要,目前国内外研究中涉及的内容偏少,方法论上也存在一定的模糊。因此,在现有研究基础上,持续探索并提出氢能产业链各环节投资的经济评价和经济分析的方法论,对优化氢能的投资决策和投资管理具有很高的现实需求和实践价值,也是下一阶段需要予以深入研究的方向。

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