“能源转型有3个动力,一是化石能源长期使用的可持续性,比如石油作为主要能源到底有没有峰值;二是化石能源大量消耗带来环境压力,包括空气、水和健康;三是能源安全。近年来,我们的动力是‘双碳’目标。”在日前召开的风光氢储绿色能源发展大会上,华北电力大学教授刘建国说。推动能源系统由化石能源为主向可再生能源为主转型是世界趋势。在这一过程中,氢能起到什么作用?氢能源规模化应用有何“堵点”?多位专家就此发言。
“尽管我们已经实现了可再生能源对一次能源的大量替代,但在有些领域还需要氢能作为补充,并且除了能源效率的提高,氢能也可以跨时空消纳更多可再生能源。” 刘建国在会上表示。
1990年起,美国就制定了多项法规推动氢能源的发展,但仍然没能推广下去,因为美国早期氢能价格之高可谓“贵族能源”。事实上,能源有3个特征:稳定、可靠、低成本。
21世纪以来,我国成为推动世界氢能发展的引擎之一。“我国的能源禀赋特征是煤炭多,油气较缺乏。根据去年年底公布的数据,我们算了一笔账,除水之外的可再生能源在一次结构能源中占的比例只有8%,水稳定保持在7%,此外,还有4%左右的核电。所以我国能源转型要走‘第二条路’,即把高碳能源低碳化利用,这个过程就是加氢减碳的过程。”中国工程院院士、中国矿业大学(北京)教授彭苏萍说。
2019年,氢能被首次写入政府工作报告;2020年“双碳”目标提出后,我国氢能源迎来更大的推广力度;2022年3月,国家能源局把氢能提升到我国未来能源的重要组成部分;2023年8月,国家发改委提出氢能源产品指导目录。“所以,我国氢能源现在面对的问题不是做不做,而是如何把它做好。”彭苏萍说。
世界上其他国家也在慢慢提高认知,目前有近50个国家制定了本国氢能源发展规划,还有40个左右国家也已经进入这个圈子。
今后该如何发展氢能?彭苏萍认为应抓住6个应用场景。一是氢电耦合,消纳可再生能源,提高可再生能源占比;二是煤气化燃料电池技术应用,提高煤气化发电效率,降低CO2捕集成本,同时实现CO2及污染物近零排放;三是氢(泛氢)能源耦合煤化工、石油化工,推动实现碳中和;四是氢(泛氢)燃料重卡等领域应用;五是氢(泛氢)燃料电池船舶应用;六是氢冶金应用。
多位专家在会上提出,其中,燃料电池汽车是氢能产业发展的重要环节。
“燃料电池的发电原理是电化学,它的主要部件是电解质膜、催化剂和双极板。用氢瓶代替油箱,用燃料电池发动机代替内燃机,得到的排放物仅仅是水。并且,燃料电池的比能量高,可达到0.5—1.0KWH/Kg,在极寒条件下,燃料电池里程不打折扣,废热可以为车供暖,其续驶里程、加氢时间、驾驶的舒适性都可以和燃油车媲美。”中国工程院院士、中国科学院大连化学物理研究所研究员衣宝廉在会上说。
据了解,重卡使用场景对续航能力要求较高,氢能是替代柴油重卡的更佳路线,公交、重卡等商用车是最符合我国国情的氢燃料电池商业发展模式,氢燃料电池重卡在矿山、煤炭、港口等固定运输专线具有很好的应用前景。
优势与前景俱备,燃料电池为何不能实现产业化?关键的堵点在高成本。
“燃料电池车的成本是燃油车的两倍,是锂离子电池车的1.5倍,主要原因出在发电机价格上。此外,其配套的加氢站建设费用较高,每座约1200万元—1500万元。同时,燃料电池加的纯氢价格也较高,每公斤约60—70元。在有政府补贴的情况下,才能降到30元以下,和燃油车竞争。”衣宝廉介绍,燃料电池的另一个竞争对手是纯电车。尽管在低温情况下,使用燃料电池比换电有优势,但目前来讲,前者的整车价格和运行成本都更高。
我国在推广氢能源重卡方面投入了很大精力。“以载货车总质量为49吨的拖头为例,在其全生命周期运行成本中,如果跑高速,燃料价格占1/3,高速费占1/3,车辆购置以及人员成本占1/3。最近很多地区都实行氢能源重卡高速公路免费政策,就是为了降低其百公里的运行成本,提高经济性。”刘建国说。
在政策之外,要实现燃料电池车商业化,必须大幅度降低燃料电池发动机的成本、氢气制备成本,同时,降低加氢站的建设费用。
“要想降低发动机的费用,首先要降低电堆费用,提高电堆的比功率,降低铂用量;其次,要突破‘卡脖子’技术,实现关键材料如电催化剂、质子交换膜、双极板、膜电极三合一(MEA)等的批量生产;此外,依据工况和电堆适宜的运行条件制定控制策略,确保电池系统的可靠性、耐久性达到要求。”衣宝廉说。
加氢站费用的主要组成是氢气压缩机、储氢罐和加氢机。衣宝廉表示,实现这些设备的国产化和批量生产,就可以大幅度降低加氢站的建设费用。当加氢站密度达到一定程度时,有望实现燃料电池汽车的商业化。
值得一提的是氢气制备的成本。要推动氢能发展,构建从上游制氢到中游储运到下游应用的产业链非常重要。在这一过程中,氢能的经济性能否达到化石能源的水平,决定着氢能的发展速度。彭苏萍指出,从1990年氢能源推行至今,吆喝的多,见效的少,问题出在两个地方。第一,成本高;第二,安全性没有得到公认。
按照碳中和的进程,2050年全球对氢气的需求将在现有基础上增加5—6倍,目前,全球化石能源制氢的原料用量将近一亿吨。但化石能源制氢本身将排放大量二氧化碳,刘建国指出,在未来的过程中,对原有工艺进行减碳,制备“低碳氢”是对从业人员的要求。
据了解,国际社会对“低碳氢”碳强度的界定是,从原料生产到氢气生产,碳排放强度应低于3.4千克二氧化碳/千克氢气,对应着每兆焦氢气28.3克二氧化碳的排放。“我们的目标是,在满足这一标准的同时,将制氢的成本降到1美元/公斤左右。”刘建国说。
用电解水法制备是比较受青睐的低碳氢来源,用这种方式制备的氢气被称为“绿氢”,它有两种商业化比较成熟的技术,即PEM(质子交换膜电解水)和ALK(碱性电解水)。刘建国介绍,这两种方式目前大部分采用并网制氢,未来,在碳中和的要求下,电价将会越来越贵,而电价一旦上网,就很难获得低价氢,所以很多人将视线转向了离网制氢。
这也涉及安全性问题。由于缺乏稳定的电网支持,离网制氢对氢能储存和运输的技术要求较高。记者了解到,离网制氢项目的度电成本由项目总发电量、发电设备等投资运营成本综合测算得出。目前,离网制氢的综合氢气成本未必低于并网制氢。
此外,衣宝廉提到,我国西北和西南等地可再生能源丰富,但将这些地区的可再生能源电解水输送到中原地区,将产生氢的长距离输送问题,这是目前氢能领域最难克服的问题。“从长远角度,我们希望把氢气衍生物以合成天然气、氨或甲醇的形式运输,减少储运风险;更理想的是通过天然气管网输送,我国正在对其安全性进行实验,纯氢管网的规划和建设也在进行中。”
“蓝氢”的制备也颇受关注,即将化石燃料燃烧制氢过程中排放的二氧化碳副产品捕获、利用和封存(CCUS)。“对于‘绿氢’而言,关键是降成本;对于‘蓝氢’而言,关键则是解决碳排放问题。现阶段在亚太地区,由于电价、电解槽的价格、运行成本、储氢成本等因素叠加,‘绿氢’的价格是‘蓝氢’的2—4倍,而‘蓝氢’也面临着技术不成熟及二氧化碳填埋后的安全问题等挑战。”刘建国说。
如何加快实现绿氢的规模化应用?在专家看来,出路是政府补贴。刘建国介绍,美国2022年通过的《通胀削减法案(IRA)》中45V节清洁氢能生产减税政策规定,生产每千克氢燃料的生命周期温室气体排放低于4千克(以CO2当量计),即可获得税收减免,不同排放水平可对应获得不同的减税额。
“这也是近两年绿氢在美国发展比较快的原因之一,它给我们的启示是,要发展一个行业就要创造市场,不创造市场就无法实现成本规模化,而在规模化之外,更重要的是推动科技进步。”刘建国说。
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