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中国氢能产业发展路径研究
2025年2期 发行日期:2025-01-23
作者:■ 滨州市能源发展服务中心 刘爱军 王腾   滨化集团股份有限公司 沈文慧

  氢能被国际社会誉为21世纪最具发展潜力的清洁能源。我国氢能产业仍处于发展初期,为引导氢能产业健康有序发展,2022年3月23日,国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》。2024年出台的《能源法》首次将氢能纳入国家能源管理体系中。

  受顶层设计、政策利好驱动,氢能产业正稳步发展。预计未来10年内我国将形成完整氢能产业体系,构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。氢能最终将纳入我国终端能源体系,对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。目前,14个国家首次推出国家氢能战略,另有美国、日本、德国更新了其氢能战略,绿氢或清洁氢产能及利用目标上调。其中,以德国、日本为首的发达国家基于未来氢能需求预测与自身能源禀赋情况,明确制定了氢能进口目标。同时,一方面受到日本及欧盟等国的氢能进口目标激励,另一方面也受到国际跨国能源集团及国际合作的推动,南美、中东、非洲等国开始将氢能国际出口定为氢能发展目标。

氢能产业链发展分析

  目前,国内氢能产业呈现积极发展态势,已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺,在部分区域实现燃料电池汽车小规模示范应用。全产业链规模以上工业企业超过300家,集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。

  氢能产业链的上游是制氢。制氢方式包括化石燃料制氢、工业副产气制氢、电解水制氢。为实现“碳达峰、碳中和”,我国正加快推进绿色氢能与可再生能源应用、推进可再生能源电解制氢的降碳工程。基于低碳制氢技术的氢气产量在2030年前会保持迅速增长,到2050年,全球51%氢气产量将由可再生能源电解水制氢技术提供,可再生能源电解水制氢被视为未来最有潜力的制氢技术。

  氢能产业链的中游是储氢、运氢和加氢。储氢方式主要分为三类,分别为高压气态储氢、液态储氢和固体材料储氢。氢气可通过管道和长管拖车以气态形式运输,或在超低温储罐中以液态形式运输。高压气态储运氢是目前广泛应用的方式,低温液态储运氢和有机液态储运氢综合性能好,未来有望实现商业化应用;固态储氢是最理想的方式,目前仍处于研发阶段。

  在氢能“应用”环节中,氢能主要应用于工业、交通、建筑、储能四大领域的能源供给。随着工业绿色发展规划的落地实施,氢能技术将成为工业脱碳的关键技术,随着交通运输从规划、设计、建设、运营、养护全生命周期绿色低碳转型,氢能也将有望成为交通运输减排的重要途径。从氢能应用的成熟度来看,在建筑和电力领域仍处于探索阶段,预计氢能率先在交通运输领域实现商业化,其次将在工业生产、建筑、储能等领域实现产业化发展。

制氢产业发展分析

  全球95%的氢气来自化石能源,仅有约5%的氢气属于低碳氢。我国氢能的制备方式主要有3种较为成熟的技术路线:一是以煤炭、天然气为代表的化石燃料制氢;二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢;三是电解水制氢。以煤炭、天然气等化石燃料为原料制氢和工业副产制氢2种制备方式是目前较为成熟的技术路线,制取过程中会产生碳排放,因此,制备的氢气被称为“灰氢”。在灰氢制备过程中采用CCUS技术,可有效减少制氢过程中的碳排放,但仍无法完全解决碳排放问题,此过程制备的氢气被称为“蓝氢”。

  1.煤制氢技术

  煤制氢工艺路线包含煤气化制氢、煤超临界水气化制氢2种。煤气化制氢指在高温常压或高温高压下,煤与水蒸气或氧气(空气)反应转化为以氢气和一氧化碳为主的合成气,再将一氧化碳经水气变换反应得到氢气和二氧化碳的过程。传统煤气化制氢设备结构复杂,装置投资成本大,气体分离成本高,只有规模化生产才能使其投资与运营成本得到有效摊销,因此,煤制氢更适合大型工厂集中制氢。超临界水气化是新型煤制气工艺,是在水的临界点以上(温度大于647K,压力大于22MPa)进行煤的气化,主要包括造气、水气变换、甲烷化3个变换过程,可以有效、清洁地将煤转换为氢气和纯二氧化碳。

  受资源禀赋、成本等约束,煤制氢在未来一段时期内仍是我国氢气的主要来源。然而煤制氢技术的碳足迹远高于工业副产氢和天然气制氢,面临碳成本和环保审批的双重压力,CCUS技术有望帮助煤气化制氢实现较大力度减排,结合CCUS技术的煤制氢在成本和减碳上仍具有一定的优势,有望成为中短期的主流制氢方式。

  2.天然气制氢技术

  天然气制氢主要工艺流程为天然气与水蒸气重整生成合成气(氢气+一氧化碳+二氧化碳),再经过氧化碳变换以及氢气提纯获得一定纯度的氢气。与煤制氢相比,天然气制氢产量高、排放的温室气体少,是化石燃料制氢路线中较为理想的制氢方式。但由于我国天然气资源较贫瘠,进口依存度高,在国际局势复杂多变的背景下,天然气制氢缺乏原料保障和政策支持,以及天然气制氢成本较高。因此,降本和技术突破成为我国天然气制氢企业亟需解决的问题。

  我国天然气资源分布极不平衡,主要分布于四川、陕西、新疆以及内蒙古等地区。

  3.工业副产制氢技术

  工业副产制氢是指将富含氢气的工业尾气(如氯碱尾气、焦炉煤气等)作为原料,通过变压吸附等技术将其中的氢气分离提纯的制氢方式。工业副产品制氢几乎无需额外的固定资产投入和化石燃料投入,所获氢气在成本和减排方面有显著优势。2023年我国工业副产制氢占我国氢气主要来源的18%。我国工业副产氢资源丰富,具有一定的规模成本优势,在一定程度上能够降低环境污染,提高资源利用效率和经济效益,可作为我国氢能发展初期的过渡性氢源。

  ①焦炉煤副产制氢技术

  我国是全球最大的焦炭生产国,焦炉煤气是炼焦过程的副产物,除含大量氢气(50%以上)、甲烷之外,其他组分相对复杂,随原料煤的不同有较大差别。焦炉煤气变压吸附制氢工艺过程包括原料理缩、冷冻净化分离、变压吸附脱碳烃、脱硫压缩、变压吸附制氢和脱氧等五道工序,最终制取氢气的纯度超过99.99%。焦化企业生产1吨焦炭产生350~450立方米焦炉煤气,按每吨焦炭产生400立方米焦炉煤气测算,2022年我国焦炉煤气产量约为1893.76亿立方米。焦炉煤气中氢气含量约占54%~59%,按占比55%测算,2023年我国焦炉煤气制氢潜在产量约为1041.57亿立方米。根据氢气密度换算,2023年我国焦炉煤气制氢潜在产量约为936.37万吨。

  ②氯碱副产制氢技术

  氯碱副产制氢以食盐水为原料,采用离子膜或石棉隔膜电解槽,生产出烧碱、氯气以及副产品氢气。大部分氯碱厂采用物理吸附法将其副产品氢气提纯,可获得高纯度氢气,该工艺具备能耗低、投资少、自动化程度高、产品纯度高、无污染等优势。根据国家统计局数据,2017—2023年我国烧碱产量整体呈现波动增长趋势,2023年我国烧碱产量达到3980.50万吨,2017—2023年年均复合增长率为3.64%。未来我国烧碱产量仍将呈现小幅度增长趋势,预计2027年我国烧碱产量将达到4759.22万吨。目前,国内氯碱厂对副产的氢气有两种利用方式,一是与氯气反应制备盐酸或制备其他化工品;二是燃烧释放热能,目前高达30%以上的副产氢气被直接放空形成资源浪费,若将被放空的副产氢气完全利用,理论上可实现超30万吨高纯度氢气的对外供应。

  ③轻烃裂解制氢技术

  轻烃裂解制氢主要有丙烷脱氢(PDH)和烷裂解两种路径。PDH是制备丙烯的重要方式,丙烷在催化剂条件下通过脱氢生成丙烯,其中氢气是丙烷脱氢的副产物。PDH装置副产的氢气纯度高,提纯难度小,且大部分产能靠近东部沿海地区,与下游燃料电池应用市场紧密贴合,具备广阔前景。2023年底我国PDH装置产能达1207万吨/年,每生产1吨丙烯约可产生37.9千克氢气,约副产氢气45.75万吨。

  4.绿氢技术

  电解水制氢的原理是在充满电解液的电解槽中通入直流电,水分子在电极上发生电化学反应,分解成氢气和氧气。目前国内电解水制氢的主要技术有碱性水电解(ALK)、质子交换膜水电解(PEM)、固体氧化物水电解(SOEC)三类。

  ①碱性水电解技术

  碱性水电解技术是目前发展最成熟的电解水技术。碱性电解水制氢设备系统相对复杂,主要包括电解槽、压力调节阀、碱液过滤器、碱液循环泵、碱液制备及贮存装置、氢气纯化装置以及气体检测装置等模块组成。碱性水电解制氢技术成熟,投资、运行成本低,但存在碱液流失、腐蚀、能耗高、占地面积大等问题。

  ②质子交换膜水电解技术

  质子交换膜电解技术目前处于市场化早期。与碱性电解水制氢技术不同,质子交换膜作为电解质具有良好的机械强度和化学稳定性高的质子传导性以及良好的气体分离性等优点,PEM电解槽在较高的电流下工作且不降低电解效率。该技术使用质子交换膜作为固体电解质替代了碱性电解槽使用的隔膜和碱性电解质,以纯水作为电解水制氢的原料,避免出现潜在的碱液污染和腐蚀问题。

  ③固体氧化物水电解技术

  固体氧化物电解池可以利用各种可再生能源以及先进核能提供的热能和电能,在高温下将水蒸气高效电解为氢气和氧气。它由氢电极层、电解质层、氧电极层构成。典型的电解池氢电极、电解质、氧电极的材料分别为镍-氧化钇稳定氧化锆(Ni-YSZ)、氧化钇稳定氧化锆(YSZ)、镧锶钴铁(LSCF)。氢电极为多孔陶瓷结构,导通电子、传输水蒸气及生成的氢气;电解质为致密的钙钛矿类陶瓷,可导通O2-;氧电极为多孔陶瓷结构,可导通O2-,传输空气及生成的氧气。固体氧化物电解水技术仍处于研发和示范阶段,目前没有国内进行商业化应用。

  5.绿氢未来发展方向

  氢能在低碳未来中发挥潜力的前提是实现氢能的零碳生产,在不断降低绿氢成本的同时获取零碳燃料的绿色增量价值。碳排放权交易市场是实现绿色价值的重要方式之一,将生产灰氢的行业纳入碳市场,用碳价来体现绿色价值是可行之举。但需是两个前提条件:一是碳价必须维持在一定水平以上,较为合理的碳价约为200元/吨二氧化碳;二是采取配额拍卖即配额有偿分配机制,通过拍卖有偿分配碳配额释放绿色价值。此外,还可以开发绿氢、绿氨、绿甲醇等项目减排方法学,通过自愿减排项目的收益实现绿色价值。

氢储运产业发展分析

  1.储氢技术对比分析

  储氢是指将氢气以稳定形式的能量储存起来,以方便使用。从制氢到氢能利用的产业链中,储氢技术贯穿在整个产业链中,将不同来源的氢气通过压缩机增压储存在高压罐中,是氢气从生产到利用过程中的桥梁,也是控制氢气成本的重要环节。目前,储氢方式主要有3种,分别是气态储氢、液态储氢和固态储氢。其中气态储氢是目前广泛应用的储氢方式,主要通过高压储气瓶来实现氢气的储存和释放。我国低温液态储氢和有机液态储氢综合性能好,但亟需攻克相关技术以降低其成本,长期来看,在国内有较广阔的商业化发展前景。固态储氢性能卓越,是3种方式中最为理想的储氢方式,也是储氢科研领域的前沿方向之一,但目前尚处于技术攻关阶段。高压气态储氢是我国最为成熟的储氢技术,通过高压压缩的方式将气态氢储存在大体积、质量重的气瓶中,该储氢方式简便易行、成本低、充放氢速度快,在常温下即可完成放氢,在低温环境下均能正常工作。高压气态储氢容器主要分为I型纯钢制金属瓶、I型钢制内胆纤维缠绕瓶、III型铝内胆纤维缠绕瓶和IV型塑料内胆纤维缠绕瓶四类。国内主要将III型瓶用于车载,IV型瓶处于起步阶段,未来将可能替III型瓶成为主流。

  2.氢气运输方式对比分析

  由于氢气体积能量密度极低且液化困难,加之行业技术制约,氢气运输在整个氢能供应链的经济、能耗性能中比重占比极大,也显得尤为重要。根据储氢状态的差异,运氢可分为气态输送、液态输送和固态输送。其中气态和液态是目前的主流方式,固态运输仍处于实验室研究阶段。氢气的运输方式通常包含长管拖车、管道(纯氢管道、天然气管道混熟)、槽罐车,船舶运氢也有望成为未来氢气运输的主要方式之一。

加氢产业发展分析

  加氢站是指为氢燃料电池车辆、氢气内燃机车辆、氢气混合燃料车辆等加注充装氢燃料的固定专门场所。加氢站主要功能是为氢燃料电池汽车补充氢气,将不同来源的氢气通过压缩机增压储存在站内的高压罐中,再通过加气机为氢燃料电池汽车加注氢气。加氢站主要由储氢系统、压缩系统和加注系统组成,各系统不可或缺。

  氢能源汽车的运营离不开加氢站,加氢站是氢能源汽车发展的基础与保障。在氢能产业相关的多种基础设施中,加氢站处于非常重要的地位。氢能在交通领域的应用受限制于加氢站布局,若加氢站的数量不能匹配氢燃料电池和氢能源汽车的需求,市场驱动力会下降。加氢站系统主要包括制氢系统(自制气)或输送系统(外供氢)、调压干燥系统、氢气压缩系统、储气系统、售气加注系统和控制系统6个主要子系统。氢气压缩机、高压储氢罐氢气加注机是加氢站系统的三大核心装备。

氢能源应用领域发展分析

  氢能主要应用于工业领域,如合成氨、合成甲醇、石油炼化等。2023年我国氢气需求结构中,工业领域用氢需求已超80%。其中合成氨需求占比32%,合成甲醇占比27%,炼化与煤化工占比25%。合成氨指的是以氮、氢为原料在高温高压和催化剂作用下合成的氨,氢气是其重要原料,合成氨的产量情况直接影响氢气需求情况。随着行业落后产能淘汰,合成氨行业转型升级成效初显,合成氨产量开始逐步回升。预计2027年,我国合成氨产量约为6122.56万吨。生产1吨氨需要约180千克氢气。我国合成氨的用氢需求与其产量趋势保持一致。2019年后,合成氨用氢需求逐步回升,至2023年我国合成氨用氢量约为955.25万吨。未来,随着市场需求回暖,合成氨用氢需求将保持平稳增长,预计2027年将达到1102.06万吨。甲醇是由氢气与一氧化碳和二氧化碳的混合物在高温高压下通过催化剂合成反应而生成。因此,氢气是其重要原材料,合成甲醇的用氢量与甲醇的产量密切相关。随着新增产能的陆续投产以及装置开工水平的提升,我国甲醇产量稳步增加。2023年我国甲醇产量为8307万吨,同比增长6.28%。生产1吨甲醇需要130千克氢气。随着甲醇产量的增长,甲醇用氢需求也逐步增长。2023年,我国甲醇生产用氢需求达1080万吨。未来随着下游市场的恢复,甲醇的需求量将保持增长趋势,合成甲醇用氢需求也将保持增长趋势,预计2027年我国合成甲醇用氢量将达到1519万吨。

  在石油炼制过程中,氢气主要用于石脑油加氢脱硫、粗柴油加氢脱硫、燃料油加氢脱硫改善飞机燃料的无火焰高度和加氢裂化等方面;在石油化工领域,氢气主要用于C3馏分加氢、汽油加氢、C6~C8馏分加氢脱烷基以及生产环己烷等方面。通常情况下,炼油厂使用氢气去除杂质,以及将重油馏分转化为轻质产品。根据国家统计局数据,2023年我国原油加工量(原油产量+原油进口量)为75.930万吨,按照单位耗氢量15千克/吨测算,预计2027年将达到1260万吨。

结论

  1.我国氢能产业处于发展早期,多元创新技术不断涌现是基本特征。一是重点产品在技术发展方向上存在差异;二是各环节的技术路径不断出现;三是以氢为原料衍生出了很多新的产品,如绿氨、绿色甲醇、绿色航煤等。

  2.绿氢经济性仍为当前阻碍因素之一。一是部分地区的电价政策对绿氢项目不够适用导致低电价弃电等的获取仍有难度,此外绿氢装备的购置成本也仍然较高;二是设备的技术及工程方案仍不完善;三是绿氢消纳未成体量。

  3.氢储能优势开始显现。一是场景适用,其储能规模大,时间长,可帮助将无法上网、无法利用的“弃电”“指标”利用起来;二是技术进步提高氢储能可行性;三是示范项目开始推进。


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