作為實(shí)現碳達峰、碳中和目標重要綠色能源發(fā)展的方向之一,國內氫能發(fā)展熱度日益高漲。統計信息顯示,目前全國已有20多個(gè)省份40多個(gè)地級市發(fā)布氫能規劃,其規劃產(chǎn)業(yè)規模超過(guò)萬(wàn)億元;眾多央企和上市公司也競相布局氫能發(fā)展。與此同時(shí),作為新興產(chǎn)業(yè),氫能面臨制儲運加等環(huán)節核心技術(shù)欠缺和成本較高、標準體系不成熟、產(chǎn)業(yè)鏈和配套設施不完善等問(wèn)題,需要從完善政策、明確標準、突破關(guān)鍵核心技術(shù)與重要設備材料自主創(chuàng )新研發(fā)、引導資本投入等方面不斷發(fā)力解決。
一、氫能產(chǎn)業(yè)特征
從全球格局看,技術(shù)儲備方面,日本專(zhuān)利第一,是產(chǎn)業(yè)技術(shù)的掌握者。我國雖然基礎研究領(lǐng)跑,但是應用技術(shù)不足,產(chǎn)業(yè)鏈的核心掌控能力不強。全球主要國家的氫能戰略側重點(diǎn)各有不同,日韓重應用,歐洲推基建,我國以能源轉型、戰略性新興產(chǎn)業(yè)為核心,側重科技創(chuàng )新和下游應用的推動(dòng)。
從國內發(fā)展階段看,政策方向已由燃料電池車(chē)購置補貼、下游市場(chǎng),向基礎設施、關(guān)鍵零部件、運營(yíng)服務(wù)等供給端傾斜,如氫能汽車(chē)的十城千輛示范行動(dòng),強調技術(shù)攻關(guān)區域合作和示范應用;發(fā)展基礎方面,作為世界最大產(chǎn)氫國、商用車(chē)最大應用地,裝備和儲氫材料的制造基礎雄厚,已經(jīng)成立了產(chǎn)業(yè)創(chuàng )新聯(lián)盟,具備產(chǎn)業(yè)化加速基礎;區域布局方面,環(huán)渤海創(chuàng )新發(fā)力,重點(diǎn)做綠氫制備及關(guān)鍵零部件及技術(shù)研發(fā),長(cháng)三角領(lǐng)跑燃料電池車(chē)的研發(fā)和示范,珠三角加氫網(wǎng)絡(luò )建設最成熟、氫能和燃料電池示范顯著(zhù),川渝地區是可再生能源及電池電堆研發(fā)的重要地區,中部地區重點(diǎn)突破電池重要零部件及客車(chē)的大規模示范。
從市場(chǎng)前景看,供給方面,氫能在全球未來(lái)的能源供給體系中約占18%,在我國未來(lái)終端能源體系中占比達10%,氫能供給結構將從以化石能源的非低碳氫逐步過(guò)渡到以可再生能源為主的清潔氫;需求方面,我國規劃到2025年,燃料電池汽車(chē)保有量達到10萬(wàn)輛;到2035年,燃料電池車(chē)將達到130萬(wàn)輛,下游相關(guān)產(chǎn)品的市場(chǎng)也將打開(kāi)。到2050年,氫氣需求量將接近6000萬(wàn)噸,氫能在我國終端能源體系中占比超過(guò)10%;到2060年,我國氫氣的年需求量將增至1.3億噸左右,在終端能源消費中占比約20%。
二、氫能產(chǎn)業(yè)競爭格局
近幾年,全球氣候異常,促使實(shí)現碳中和成為全世界最緊迫的任務(wù)之一。歐盟、日本和韓國及其他110多個(gè)國家和地區,已承諾到2050年實(shí)現碳中和。我國承諾到2060年實(shí)現碳中和。
先進(jìn)國家地區相繼更新氫能戰略。2020年7月,“歐盟氫戰略”出臺,計劃未來(lái)10年內向氫能產(chǎn)業(yè)投入5750億歐元。2020年12月,美國能源部發(fā)布《氫能項目計劃》,將協(xié)同所有能源部門(mén)致力于氫能全產(chǎn)業(yè)鏈的技術(shù)研發(fā),并加大示范和部署力度,以期實(shí)現產(chǎn)業(yè)規?;?,到2050年,美國本土氫能需求將增至4100萬(wàn)噸/年,占未來(lái)能源消費總量的14%。2021年10月,韓國政府公布了旨在發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)的“氫能領(lǐng)先國家愿景”,爭取到2030年構建產(chǎn)能達100萬(wàn)噸的清潔氫能生產(chǎn)體系,并將清潔氫能比重升至50%,主導全球氫能源市場(chǎng);2050年達到500萬(wàn)噸,并將氫氣自給率升至50%。
主要國家在氫能產(chǎn)業(yè)技術(shù)儲備上各有不同。在產(chǎn)業(yè)鏈上游制氫環(huán)節,日本和美國專(zhuān)利申請趨勢較接近,2000年后專(zhuān)利數量開(kāi)始上升,2005年日本專(zhuān)利數量達到最高點(diǎn),之后緩慢下降,近5年下降明顯,美國在2010年專(zhuān)利數量開(kāi)始下降;我國制氫技術(shù)專(zhuān)利申請較晚,2005年以后才逐漸有所增長(cháng),2010年后突飛猛進(jìn),2016年后專(zhuān)利數量超過(guò)美日韓德4個(gè)國家之和;相比之下,德國和韓國制氫專(zhuān)利數量變化一直比較平穩,且數量偏少。在儲運氫技術(shù)方面,上述5個(gè)國家1980年以來(lái)的趨勢與制氫大致相同,日本在儲運氫技術(shù)上投入研發(fā)較早。在下游的主要應用質(zhì)子交換膜燃料電池方面,日本自20世紀70年代開(kāi)始申請專(zhuān)利,2000年后迅速增長(cháng),2004年達到最高點(diǎn)1480項,此后開(kāi)始緩慢下降,其他4個(gè)國家在質(zhì)子交換膜技術(shù)領(lǐng)域專(zhuān)利數量變化不大,我國近5年雖有所增長(cháng),但年度最大申請數量未超過(guò)500項。
三、我國氫能產(chǎn)業(yè)進(jìn)入壁壘
1.核心技術(shù)、關(guān)鍵零部件受限,依賴(lài)進(jìn)口
目前我國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨嚴重制約,一是日美韓等先發(fā)國家的專(zhuān)利壁壘。二是核心技術(shù)方面,典型的是電堆,相關(guān)制造成本較高,產(chǎn)品成熟度不夠,規?;a(chǎn)弱;部分關(guān)鍵零部件及核心設備仍然依賴(lài)進(jìn)口,比如碳紙、膜電極、質(zhì)子交換膜、儲氫罐等,國產(chǎn)能力較弱;
2.產(chǎn)業(yè)配套能力不足,主要環(huán)節成本偏高
一是氫能在政府層面的管理體制機制中尚不明確。我國加氫站等基礎建設仍然面臨體制機制掣肘,“十三五”時(shí)期運動(dòng)式發(fā)展,使得加氫站在數量上快速躍居世界第二,但相對實(shí)際需求如成本、加氫能力等方面仍有較大差距。
二是主要環(huán)節成本明顯偏高。首先在制氫環(huán)節,目前以化石燃料為主,電解水制氫成本依然處在高位,我國終端氫加注成本普遍在50-80元/千克,相比燃油成本明顯偏高;其次是儲運環(huán)節,液體運輸、管道長(cháng)輸是氫能能夠商業(yè)化推廣的前提條件,受技術(shù)與材料問(wèn)題制約,目前較廣泛應用的氣態(tài)儲氫集中在35MPa和70MPa兩種壓等級,能量密度不高,無(wú)法滿(mǎn)足未來(lái)“井噴”式需求;在中游燃料電池系統、上游的零部件及材料等環(huán)節中,電堆系統是價(jià)值量最大的環(huán)節,還有催化劑、隔膜、碳紙、空壓機、氫氣循環(huán)泵等,目前我國還處于國產(chǎn)化發(fā)展的早期,一些關(guān)鍵材料和核心技術(shù)未來(lái)仍依賴(lài)進(jìn)口,中游的電池系統組裝和下游的應用已有規?;瘧檬痉?。
四、四種制氫方式
氫能市場(chǎng)前景廣闊,電解水制氫是未來(lái)發(fā)展重點(diǎn),當期制氫方式主要有四種:化石燃料制氫、工業(yè)副產(chǎn)物制氫、電解水制氫、生物質(zhì)制氫及其他。其中化石燃料制氫與工業(yè)副產(chǎn)物制氫憑借較低的成本占據制氫結構的主體地位,然而隨著(zhù)化石燃料產(chǎn)量下降、可持續發(fā)展理念的深化,氫能俱樂(lè )部氫能市場(chǎng)在遠期(2050 年左右)將形成以可再生能源為主體、煤制氫+CCS(碳捕獲)與生物質(zhì)制氫為補充的多元供氫格局。為測算與汽油價(jià)格相比具有競爭力的氫氣售價(jià),本文將氫氣的理想成本定為 2.6 元/Nm3 。
電解水成本偏高,降成本主要依賴(lài)電價(jià)
由于電費占整個(gè)水電解制氫生產(chǎn)費用的 80%左右,因此水電解制氫成本的關(guān)鍵在于耗能問(wèn)題。存在兩條降成本途徑:一是降低電解過(guò)程中的能耗,可通過(guò)開(kāi)發(fā) PEM(質(zhì)子交換膜電解) 及 SOEC(固體氧化物電解) 技術(shù)來(lái)實(shí)現;二是采用低成本電力為制氫原料,關(guān)鍵在于依靠光伏和風(fēng)電的發(fā)展。以大工業(yè)電價(jià)均價(jià) 0.61 元/ kW·h 計算,當前電解水制氫的成本為3.69 元/Nm3。當用電價(jià)格低于 0.50 元/kW·h 時(shí),電解水制備的氫氣成本才可與汽油相當。光伏系統發(fā)電成本 0.5930 元/kWh,風(fēng)電度電成本約為 0.3656 元/kWh,且在未來(lái)仍有一定的下降空間。
天然氣制氫是目前主要制氫方式,降成本應關(guān)注天然氣價(jià)格
天然氣制氫中的甲烷水蒸氣重整(SMR)是工業(yè)上最為成熟的制氫技術(shù),約占世界制氫量的 70%(IEA數據)。我國天然氣價(jià)格受資源稟賦影響,天然氣資源主要分布集中的中西盆地也是價(jià)格最低的地區。尤其是新疆、青海等地區天然氣基本門(mén)站價(jià)格低至 1.2 元/千立方米左右。據測算,當天然氣價(jià)格為 2 元/Nm3時(shí),測算出制氫成本為 1.35 元/Nm3,相比電解水制氫具有明顯的成本優(yōu)勢。
煤制氫成本最低,降成本空間較小
我國煤炭資源主要的格局是西多東少、北富南貧。內蒙古、山西原煤產(chǎn)量領(lǐng)先,煤價(jià)也相對偏低。當煤炭?jì)r(jià)格為 600 元時(shí),大規模煤氣化生產(chǎn)氫氣的成本為 1.1 元/ Nm3。如果在煤資源豐富的地區,當煤炭?jì)r(jià)格降低至 200 元 /噸時(shí),制氫氣的成本可能降低為 0.34 元/ Nm3。但由于煤炭?jì)r(jià)格下降空間有限,且煤氣化制氫企業(yè)已形成較大規模,未來(lái)煤制氫降成本空間較小。
丙烷脫氫和乙烷裂解副產(chǎn)制氫具有潛在產(chǎn)能
化工副產(chǎn)物制氫的成本難以單獨核算。目前我國規劃和在建的丙烷脫氫項目預計可以副產(chǎn)并外售 86.8 萬(wàn)噸氫。我國規劃中的乙烷裂解產(chǎn)能達到 1460萬(wàn)噸,可以副產(chǎn)并外售的氫氣達到 90.4 萬(wàn)噸。
三大優(yōu)勢支持氫能發(fā)展
與傳統化工燃料汽油、柴油相比,氫能具有三大優(yōu)勢。
一是較高的含能特性:除核燃料外,氫的燃燒熱值據所有化工燃料榜首,燃燒 1kg 氫可放出 12MJ(28.6Mcal)的熱量,約為汽油的三倍。
二是較高的能源轉化效率:氫能可以通過(guò)燃料電池直接轉變?yōu)殡?,過(guò)程中的廢熱可以進(jìn)一步利用,其效率可達到 83%。氫氣燃燒不僅熱值高,而且火焰傳播速度快,點(diǎn)火能量低,所以氫能汽車(chē)比汽油汽車(chē)總的燃料利用效率可高 20%。
三是碳的零排放:與化石能源的利用相比,氫燃料電池在產(chǎn)生電能的過(guò)程中不會(huì )產(chǎn)生碳排放,可以實(shí)現良性循環(huán)。
以汽油內燃機的綜合熱效率和CO2排放量為基準來(lái)對比。氫燃料電池的綜合熱效率最高,同時(shí) CO2排放量少,是替代石油供給車(chē)輛動(dòng)力的最佳燃料。
目前以四類(lèi)制氫方式為主:化石燃料制氫、工業(yè)副產(chǎn)物制氫、電解水制氫、生物質(zhì)及其他制氫方式。雖然制氫方法多樣,但各存優(yōu)劣。
天然氣制氫:雖然適用范圍廣,但是原料利用率低,工藝復雜,操作難度高,并且生成物中的二氧化碳等溫室氣體使之環(huán)保性降低。
工業(yè)尾氣制氫:利用工業(yè)產(chǎn)品副產(chǎn)物,成本較低。但是以焦爐氣制氫為例,不僅受制于原料的供應,建設地點(diǎn)需依靠焦化企業(yè),而且原料具有污染性。
電解水制氫:產(chǎn)品純度高、無(wú)污染,但是高成本了限制其推廣。
光解水與生物質(zhì)制氫:技術(shù)尚未成熟,實(shí)現商業(yè)化還需一定的時(shí)間。
從制氫成本方面看,煤制氫和天然氣制氫成本相對更低。就目前四類(lèi)制氫方式來(lái)說(shuō),天然氣制氫經(jīng)濟性最顯著(zhù)。
目前,天然氣制氫仍是我國最主要的制氫來(lái)源,占總制氫量的 48%。醇類(lèi)重整制氫及煤制氫也占有相當大的比重,來(lái)自電解水的制氫量最低,僅為 4%。
未來(lái)供氫主體以電解水制氫為主
可再生能源電解水制氫將上升為未來(lái)供氫主體。在氫能市場(chǎng)發(fā)展初期(2020-2025 年),化石燃料制氫與工業(yè)副產(chǎn)物制氫憑借較低的成本占據制氫結構的主體地位,隨著(zhù)化石燃料產(chǎn)量下降,這兩種方式占比逐漸下降;
到氫能市場(chǎng)發(fā)展中期(2030 年左右),煤制氫配合 CCS(碳捕獲)技術(shù)、工業(yè)副產(chǎn)物、可再生能源電解水制氫將成為有效供氫主體,同時(shí)開(kāi)發(fā)生物質(zhì)制氫等其他技術(shù);在氫能市場(chǎng)發(fā)展遠期(2050 年左右),我國將形成以可再生能源為主體、煤制氫+CCS 與生物質(zhì)制氫為補充的多元供氫格局。
氫氣與汽油成本平衡性分析
氫氣成本占加氫站氫氣售價(jià)的 70%。制約氫能推廣的一個(gè)主要原因是氫氣相比汽油等傳統能源更高的價(jià)格。加氫站銷(xiāo)售的氫氣價(jià)格中,包括制氫和儲運氫氣在內的氫氣成本占 70%,其中氫氣原材料的價(jià)格為50%,是最重要的一部分,因此制氫環(huán)節能否降低成本是降低氫氣售價(jià)的關(guān)鍵因素。
2L 汽油車(chē)百公里耗油為 6—8 升,按照 7.3 元/L 的汽油售價(jià),百公里燃料費用最多為 58.4 元。以豐田Mirai 氫燃料電池汽車(chē)為例,其百公里氫耗平均水平為 1kg,意味著(zhù)氫氣的售價(jià)需降到 58.4 元/kg 以下才可與汽油等同,說(shuō)明氫氣成本需降到29.2 元/kg。由于氫氣接近理想氣體,根據理想氣體方程 PV=nRT 可估算出 1Kg 氫氣約為 11.19Nm3。因此氫氣的理想成本大約是 2.6 元/Nm3。
1、電解水制氫
電解水制氫是通過(guò)電能給水提供能量,破壞水分子的氫氧鍵來(lái)制取氫氣的方法。其工藝過(guò)程簡(jiǎn)單、無(wú)污染,制取效率一般在75%—85%,每立方米氫氣電耗為 4—5 kW·h。由于電費占整個(gè)水電解制氫生產(chǎn)費用的 80%左右,導致其競爭力并不高。更多干貨請關(guān)注微信公眾號:氫能俱樂(lè )部。因此水電解制氫成本的關(guān)鍵在于耗能問(wèn)題。由此引出兩條降成本的途徑:一是降低電解過(guò)程中的能耗,二是采用低成本電力為制氫原料。
降本路徑一:降低過(guò)程能耗,提高電解效率
目前主流的電解水制氫技術(shù)有三種類(lèi)型:包括堿性電解水制氫、質(zhì)子交換膜電解水(PEM)制氫和固態(tài)氧化物電解水(SOEC)制氫,其中堿性電解水制氫是最為成熟、產(chǎn)業(yè)化程度最廣的制氫技術(shù),但其電解效率僅為 60-75%,國外研發(fā)的 PEM技術(shù)與 SOEC 技術(shù)均能有效提高電解效率,尤其是 PEM 技術(shù)已引入國內市場(chǎng)。
降本路徑二:以低成本電價(jià)為制氫原料
1.我國大工業(yè)電價(jià)低于世界平均水平,國內西北地區電價(jià)最低
與其他國家相比,我國工業(yè)電價(jià)位于中低水平。根據 2016 年統計數據,我國工業(yè)電價(jià)平均為 0.107 美 元/千瓦時(shí),居世界第八,僅為第一名的三分之一。相對較低的電價(jià)為我國發(fā)展電解水制氫提供了有利條件。
各國工業(yè)電價(jià)
西北地區大工業(yè)電價(jià)偏低。分省份來(lái)看,波谷、波峰電價(jià)在全國排名第一的分別是河北省和安徽省,青海省無(wú)論是波峰還是波谷電價(jià)均為最低,全國波谷電價(jià)平均為 0.33 元/千瓦時(shí),波峰電價(jià)平均為 0.90 元 /千瓦時(shí)。西南地區、西北地區的大工業(yè)用電價(jià)格普遍在全國平均線(xiàn)以下,對于發(fā)展電解水制氫節約能耗更為有利。
2. 西北地區棄風(fēng)棄電可用于電解水制氫
我國棄風(fēng)棄電問(wèn)題突出,利好電解水制氫。近年來(lái),新能源的持續快速發(fā)展已經(jīng)遠遠超過(guò)電網(wǎng)承載能力,新能源消耗矛盾十分突出。棄風(fēng)、棄水電量呈逐年增加趨勢。我國目前正大力推進(jìn)可再生能源,由大量棄風(fēng)、棄水產(chǎn)生的棄電是發(fā)展電解水制氫的有利條件。
西北地區棄風(fēng)棄電量居首位。隨著(zhù)我國可再生能源裝機量逐年增長(cháng),每年可再生能源棄電量驚人。2018年我國全國棄風(fēng)棄電量 277 億千瓦時(shí),其中西北地區為 166.9 億千瓦時(shí),占全國的 60.25%,其次是華北地區(占全國 33.68%),東北地區占少量份額(全國 5.45%)。如果按照每立方氫氣耗電 5 千瓦時(shí)來(lái)計算,全國棄風(fēng)電量可生產(chǎn) 55.4 億立方高純度氫氣。
2018 年棄風(fēng)棄電量排名前三的省份分別為新疆、內蒙古和甘肅,全國平均棄風(fēng)棄電率為 7%,這三個(gè)省份均超過(guò)了 10%。由于可再生資源豐富,西北省份也是電價(jià)最低的地區。
3.長(cháng)期來(lái)看,低成本電力主要來(lái)自光伏和風(fēng)電
雖然我國每年產(chǎn)生大量的棄風(fēng)棄電,但由于棄風(fēng)棄電產(chǎn)生的電壓不穩定、難以大規模推廣等原因,其終究不是解決電解水制氫成本問(wèn)題的最優(yōu)選擇。長(cháng)期來(lái)看,光伏和風(fēng)電是電解水制氫企業(yè)獲得低成本電力的主要來(lái)源。
電解水制氫成本測算
為測算電解水制氫的成本,假定制氫規模 1000 Nm3/h,年產(chǎn)氫 100 萬(wàn) Nm3。測算過(guò)程及假設如下表:
測算據測算,水電解制氫設備、安裝、土建及其他總投資 1410 萬(wàn)元,每年用電等費用為 2700 萬(wàn)元,每年成本合計 2954 萬(wàn)元,對應氫氣成本 3.69 元/Nm3?,F分別計算不同制氫成本情況下,對應的用電價(jià)格,如下表所示。
測算氫氣成本與用電價(jià)格成正比關(guān)系,如果要求氫氣成本低于 2.6 元/Nm3,則用電價(jià)格要低于 0.50 元/kW·h。
2、天然氣制氫
天然氣制氫方法中甲烷水蒸氣重整最為成熟
天然氣的主要成分是甲烷(體積含量大于 85%),因此一般說(shuō)的天然氣制氫就是甲烷制氫。甲烷制氫方法主要有甲烷水蒸氣制氫(SMR),甲烷部分氧化(POX)和甲烷自熱重整(ATR)。其中甲烷水蒸氣重整(SMR)是工業(yè)上最為成熟的制氫技術(shù),約占世界制氫量的 70%,因此本文重點(diǎn)針對此方法進(jìn)行降成本測算。
甲烷水蒸氣重整是指在催化劑存在及高溫條件下,使甲烷與水蒸氣發(fā)生反應生成合成氣。為防止催化劑中毒,原料天然氣需進(jìn)行脫硫預處理至硫的質(zhì)量分數小于 1×10-7,然后經(jīng)過(guò)重整反應制備合成氣,再經(jīng)過(guò)水煤氣變換反應將 CO 進(jìn)一步轉化為氫氣和CO2,最后將 CO2 通過(guò)變壓吸附(PSA)脫除得到氫氣。
對于天然氣制氫來(lái)說(shuō),天然氣成本是占比最大的部分,約占生產(chǎn)成本的45~75%(IEA)。因此其降成本策略應首先關(guān)注天然氣價(jià)格。
我國天然氣資源主要分布在中西盆地。受地質(zhì)條件影響,地下天然氣通常呈聚集區分布,我國天然氣探明儲量的 80 %以上分布在鄂爾多斯、四川、塔里木、柴達木和鶯—瓊五大盆地。從 2017 年天然氣產(chǎn)量分布數據來(lái)看,陜西、四川、新疆三個(gè)省份的天然氣產(chǎn)量占全國的 73%,天然氣氣源分布十分集中。
沿海地區天然氣價(jià)格偏高,西北地區價(jià)格最低。天然氣價(jià)格很大程度上受資源稟賦的影響,天然氣資源豐富的地區,價(jià)格相應偏低。非居民天然氣價(jià)格目前正在逐步市場(chǎng)化。2019 年 3 月 27 日,國家發(fā)改委宣布調整各省天然氣基本門(mén)站價(jià)格,經(jīng)價(jià)格調整后,上海、廣東、浙江等東南沿海地區天然氣價(jià)格普遍高于平均價(jià) 1.68 元/千立方米,新疆、青海等西北地區價(jià)格則低至 1.2 元/千立方米左右。
天然氣制氫設備、安裝、土建及其他總投資 1528 萬(wàn)元,每年天然氣費用為 672 萬(wàn)元(占總成本的62.11%),每年成本合計 1082.4 萬(wàn)元,對應氫氣成本 1.35 元/Nm3?,F分別計算不同制氫成本情況下,對應的天然氣價(jià)格:
3、煤制氫
煤氣化制氫是最常用的一種煤制氫手段
2013 年,我國超過(guò)美國成為世界第一大能源消費國,其中煤炭產(chǎn)量為 38.74 億噸標煤,之后幾年煤炭產(chǎn)量略微走低至 2017 年的 35.2 億噸,但 2018 年煤炭產(chǎn)量有所回升至 36.8 億噸標煤。
煤炭可以用于制備多種工業(yè)產(chǎn)品,其中煤制氣的產(chǎn)能由 2017 年的 51 億立方米/年同比增長(cháng) 0.1%至2018 年的 51.05 億立方米/年。更多干貨請關(guān)注微信公眾號:氫能俱樂(lè )部。在此我們主要對煤制氫的方法和成本進(jìn)行討論。煤是我國制氫的主要原料之一,可以通過(guò)多種方式制取氫氣,但目前在我國氫氣生產(chǎn)中占據主要地位的還是煤氣化制氫。
降成本應該從煤炭?jì)r(jià)格入手,西北部具有地區優(yōu)勢
對于煤氣化制氫來(lái)說(shuō),煤炭成本占比最大,能夠占到總成本的 40%~45%,因此在制氫設備價(jià)格較為固定,流程中所需條件難以大幅度改變的基礎下,降低煤氣化制氫成本應該從降低煤炭?jì)r(jià)格入手。
我國煤炭資源較為豐富且分布廣泛,全國 32 個(gè)省市(除上海外)都有煤炭資源,但是區域分布極不均衡,主要的格局是西多東少、北富南貧。其中山西、內蒙古、陜西、新疆、貴州等五省煤炭探明儲量占全國比重達到 81%以上,且這些地區的煤質(zhì)普遍較好。由 2018 年上半年全國各省分原煤產(chǎn)量也可以看出,內蒙古、陜西、山西三個(gè)省市產(chǎn)量占全國的 68%,由此可見(jiàn)西北部煤炭產(chǎn)量具有明顯優(yōu)勢。
由于不同種類(lèi)的煤價(jià)格有別,在這里我們主要考察各省份動(dòng)力煤的價(jià)格,可以發(fā)現在煤炭?jì)α亢彤a(chǎn)量較多的地區比如內蒙古、山西等省份,相同種類(lèi)煤炭的價(jià)格也相對其他省份較低。根據中國煤炭市場(chǎng)網(wǎng)發(fā)布的截至到 2019 年 1 月的數據,全國部分省份動(dòng)力煤價(jià)格如下,其中需要重點(diǎn)關(guān)注的是內蒙古動(dòng)力煤價(jià)格僅為 360 元/噸,而混煤的價(jià)格是 170 元/噸。
煤氣化制氫成本測算
在對煤氣化制氫成本的測算中,參考中石化經(jīng)濟技術(shù)研究院 2015 年對煤氣化制氫成本的分析,在中石化經(jīng)濟研究院的成本分析中假定煤炭的價(jià)格是 600 元/噸,水煤漿制氫裝置為 12.4 億元,生產(chǎn)的氫氣規模為9 × 104m3/h。我們假定:
直接工資成本每年以 9%的速度增長(cháng)
輔助材料和裝置投資等其他部分以每年 5%的速度增長(cháng)
煤炭?jì)r(jià)格依舊為 600 元/噸,但是由于技術(shù)進(jìn)步使得單位產(chǎn)量增加
雖然副產(chǎn)品中的二氧化碳可以注入油田來(lái)減少對其的加工處理,但是該應用由于運輸方面等問(wèn)題還未得到大規模的應用。同時(shí)近幾年國家對于排放廢氣的標準越來(lái)越嚴,因此假定副產(chǎn)品費用不改變
通過(guò)上述測算,我們可以發(fā)現當煤炭?jì)r(jià)格為 600 元時(shí),大規模煤氣化生產(chǎn)氫氣的成本為 1.1 元/Nm3。如果將制氫場(chǎng)所定在內蒙古,煤炭?jì)r(jià)格降低為 200 元時(shí),制氫氣的成本可能降低為 0.34 元/Nm3。
由于目前煤炭資源幾乎全部掌握在國家手中,煤炭?jì)r(jià)格難以有大幅度的下降。并且現今煤氣化制氫的規模已經(jīng)較大,在人工費用逐漸增長(cháng)的情況下,未來(lái)很難通過(guò)規模效應來(lái)減少每立方米氫氣的生產(chǎn)成本。因此雖然目前通過(guò)測算所得的煤氣化制氫的成本較低,但未來(lái)煤氣化制氫成本的下降空間有限。
4、化工副產(chǎn)品制氫
氯堿制氫為主要生產(chǎn)方式,降本可從節能降耗方面入手
化工副產(chǎn)品制氫主要可以分為焦爐氣制氫、氯堿副產(chǎn)品制氫、丙烷脫氫和乙烷裂解等幾種方式,其中氯堿副產(chǎn)品制氫的由于工藝成本最為適中且所制取的氫氣純度較高等優(yōu)勢,成為目前化工副產(chǎn)品中較為適宜的制氫方式。
氯堿制氫是以食鹽水(NaCl)為原料,采用離子膜或者石棉隔膜電解槽生產(chǎn)燒堿(NaOH)和氯氣,同時(shí)得到副產(chǎn)品氫氣的工藝方法。之后再使用 PSA 等技術(shù)去除氫氣中的雜質(zhì)即可得到純度高于 99%的氫氣。
國家統計局的數據顯示,2018 年氯堿廠(chǎng)的產(chǎn)量為 2620.5 萬(wàn)噸,根據氯堿平衡表,燒堿與氫氣的產(chǎn)量配比為 40:1,理論上 2018 年氯堿副產(chǎn)品制氫產(chǎn)生了 65.5 萬(wàn)噸氫氣,即 73.8 億Nm3的氫氣。
目前氯堿工業(yè)中成本最高的部分是用電成本,使用離子膜法生產(chǎn)燒堿所需的電耗 2150~2200 kWh/t。上面電解水部分已經(jīng)對我國電價(jià)的基本情況進(jìn)行了介紹,這里就不做贅述。
丙烷脫氫和乙烷裂解副產(chǎn)制氫有未來(lái)潛在優(yōu)勢
2013 年,丙烷開(kāi)始作為化工原料被大規模使用,當年中國進(jìn)口丙烷數量為 245 噸,其后進(jìn)口量逐年上升至 1350 萬(wàn)噸。與此同時(shí),丙烷脫氫項目也在不斷發(fā)展。截止 2019 年 1 月,我國已經(jīng)建成的丙烷脫氫項目共計生產(chǎn)能力 467 萬(wàn)噸/年,其中山東和江蘇兩個(gè)省份處于領(lǐng)先位置。行業(yè)內已經(jīng)公布的規劃和在建的丙烷脫氫項目共計 45 個(gè),涉及生產(chǎn)能力 2605 萬(wàn)噸/年。若規劃和在建的丙烷脫氫項目都已完成,預計可以副產(chǎn)并外售 86.8 萬(wàn)噸氫能,未來(lái)發(fā)展空間巨大,丙烷脫氫副產(chǎn)的氫氣成為未來(lái)潛在具有優(yōu)勢的燃料電池車(chē)用氫源選擇之一。
中國丙烷進(jìn)口量增長(cháng)迅速
乙烯是中國需求量最大的烯烴之一,是合成塑料、纖維和橡膠的基礎原料。根據中國產(chǎn)業(yè)信息網(wǎng)的信息,過(guò)去十年我國的乙烯表觀(guān)消費快速增長(cháng),從 2008 年的 1096 萬(wàn)噸增長(cháng)到 2017 年的 2143 萬(wàn)噸,年均復合增長(cháng)率為 8%。隨著(zhù)乙烷裂解技術(shù)的逐漸成熟,國內企業(yè)開(kāi)始布局乙烷裂解的大規模生產(chǎn),預計到 2021年,乙烷裂解生產(chǎn)乙烯的乙烯產(chǎn)量將占比接近 41%,而氫氣作為乙烷裂解的副產(chǎn)品之一,也會(huì )隨著(zhù)乙烷裂解技術(shù)的不斷進(jìn)步而產(chǎn)量快速增長(cháng)。目前我國規劃中的乙烷裂解產(chǎn)能達到 1460 萬(wàn)噸,可以副產(chǎn)并外售的氫氣達到 90.4 萬(wàn)噸。所以乙烷裂解副產(chǎn)品制氫同丙烷脫氫制氫相同,都是未來(lái)潛在最具優(yōu)勢的燃料電池車(chē)用氫源選擇之一。
相關(guān)企業(yè)
蘇州競立:最早進(jìn)入電解水制氫設備行業(yè)
蘇州競立制氫設備有限公司成立于 1993 年,是一家集研發(fā)、生產(chǎn)、銷(xiāo)售水電解制氫設備、氣體純化、回收設備及各種類(lèi)型的氫能專(zhuān)業(yè)設備于一體的高新技術(shù)企業(yè),在國內水電解制氫設備市場(chǎng)排名領(lǐng)先,并參與多個(gè)國家項目和參與制定多項國家標準。
作為國內最早一批進(jìn)入水電解制氫設備行業(yè)的企業(yè),蘇州競立成立二十多年以來(lái),始終堅持技術(shù)創(chuàng )新,成為國內制氫設備頂尖技術(shù)的典型代表。公司研制的水電解制氫設備產(chǎn)量范圍從0.3m3/h 至 1000m3/h,其主要產(chǎn)品大型制氫設備(1000m3/h)主要用于電轉氣的市場(chǎng)需求,可有效解決棄風(fēng)、棄光等問(wèn)題。
在可再生能源制氫領(lǐng)域,蘇州競立正在承擔由某國際知名油氣企業(yè)和國內企業(yè)合作可再生能源制氫項目。蘇州競立在原有設備基礎上做了改進(jìn),使之能夠承受正常電流 20%~110%的變化,以適應可再生能源的波動(dòng)性需求,目前設備已經(jīng)做了一段時(shí)間的模擬測試,接下來(lái)會(huì )到風(fēng)電場(chǎng)進(jìn)行實(shí)地測試。
巨正源股份:丙烷脫氫項目具有發(fā)展潛力
公司成立于 1999 年,是廣東省廣物控股集團有限公司(廣東最大的省屬?lài)衅髽I(yè)之一)的控股企業(yè),公司的業(yè)務(wù)范圍包括成品油及化工品貿易、燃油及化工品儲罐、燃料油船運、碼頭運作業(yè)務(wù)等。
東莞巨正源科技有限公司是深圳巨正源的全資子公司,也是 120 萬(wàn)噸丙烷脫氫制高性能聚丙烯項目的實(shí)施主體。近日,該項目在沙田鎮立沙島精細化工園區完成了產(chǎn)品分離塔吊裝儀式,標志著(zhù)項目建設全面進(jìn)入攻堅階段。該項目投資 105 億元,用地面積 984 畝,是廣東省重點(diǎn)建設項目,按計劃,該項目分為兩期建設,一期項目每年可產(chǎn)氫氣 2.8 萬(wàn)噸,二期項目建成后可形成15~20 萬(wàn)噸/年的氫氣產(chǎn)能,可以保障廣東省全省氫能源汽車(chē)的能源供應。
聯(lián)悅氫能:華南最大制氫企業(yè)之一
廣東聯(lián)悅氫能有限公司于 2017 年 6 月 30 日在廣東省云浮市注冊成立。公司是南中國地區較大的、專(zhuān)注于氫氣產(chǎn)品生產(chǎn)和銷(xiāo)售能源氣體公司,擁有行業(yè)先進(jìn)、領(lǐng)先的設備和工藝,在制氫、運氫領(lǐng)域擁有較強的技術(shù)優(yōu)勢和多年積累的豐富經(jīng)驗。公司占地面積 5000 平米,每小時(shí)產(chǎn)能可達 1000m3,是華南地區最大的氫氣專(zhuān)業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)企業(yè)之一。目前已經(jīng)在江門(mén)、贛州、郴州和云浮分別投資建設了 4 座氫氣工廠(chǎng)。
來(lái)源:能源電力說(shuō),軍事武器解析
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