可再生能源制氫一體化項目碳減排研究

黃 勁

中國石化集團新星石油有限責任公司 北京 100083

引言

氫能來源廣泛,制氫方式多樣,包括煤制氫、天然氣制氫、副產氫、電解制氫等[1]。可再生能源制氫是指氫能產業鏈以光伏、風電、水電等可再生能源發電或核電為起點所發電力電解水制氫,所制氫氣被稱為可再生氫或“綠氫”,可實現氫能從生產端到消費端的全生命周期零排放,是未來制氫的發展方向。2022年3月,國家能源局發布《氫能產業發展中長期規劃(2021-2035年)》,可再生能源制氫成為了企業布局熱點。同時國家也出臺了各類電力政策支持新能源發展,其中“源網荷儲”是以“電源、電網、負荷、儲能”為整體規劃的新型電力運行模式,與可再生能源制氫一體化項目(簡稱“綠電制氫項目”,下同)十分契合。

可再生氫是石油、煉化等行業實現深度脫碳的重要途徑,目前相比傳統化石能源制氫成本偏高,但具有重要的碳減排意義。同時,現有的碳交易市場中,碳排放單位每年可以使用國家核證自愿減排量(CCER)抵銷碳排放配額的清繳。因此,研究可再生能源制氫碳減排并建立相應的CCER方法學,能夠帶來較可觀的收益,促進和支持可再生能源制氫發展。

對于可再生能源制氫的碳減排及其方法學的研究,現階段基本還沒有。研究者們重點對于各類制氫方式的碳足跡/碳排放進行研究,如田濤等[2]以實際運行的工業裝置數據為基礎,核算了多個制氫過程碳足跡,得到煤制氫、天然氣制氫等碳足跡結論;沈威等[3]分析了化石能源和電解水制氫的成本,根據不同制氫方法得出相應碳排放強度;李慶勛等[4]研究了不同制氫過程經濟性和幾類煤制化工品的碳排放強度;張彩麗[5]研究了煤制氫與天然氣制氫成本分析并提出了發展優化建議等。上述研究主要是針對傳統制氫過程的碳足跡,研究者們對于可再生能源制氫的碳減排及其方法學研究較少。本文根據可再生能源制氫流程,考慮到可再生能源制氫既與電力行業結合緊密,又是替代傳統能源制氫的重要方式,對于綠電制氫項目,從不同角度研究了可再生能源制氫項目的碳減排。

1 綠電制氫項目概況

典型綠電制氫項目由風電/光伏發電工程、輸變電工程、制氫、儲輸氫等組成。項目一般與公共電網連接,需外購少量電力,確保控制等輔助設備用電保持基本穩定。綠電制氫項目可整體分為電力生產供應、氫的制備儲存兩大部分,電力是項目主要消耗能源和中間產品,氫氣為項目最終產品。

以簡化的綠電制氫項目為示例(如圖1)進行分析,假定研究對象為:華北地區某項目,制氫規模2萬噸/年,可再生能源發電規模500MW(包括光伏和風電),升壓站送出電量EB為10.2億k Wh/年(忽略各年發電量衰減,下同),輸電量ES為9.8億k Wh/年,外購電力EW為1.2億k Wh,制氫廠總耗電量EZ為11億k Wh。

圖1 綠電制氫項目構成

2 碳減排分析

考慮到電和氫均具有能源屬性,本文研究以電和氫作為對象時的碳排放量核算。

2.1 情景1:可再生能源發電上網制氫

項目可再生能源所發電力并入公共電網后再通過電網下電(如圖2)時,發電部分可以直接應用《CM-001-V02可再生能源并網發電方法學(第二版)》進行計算,碳減排量計算方式為:

圖2 特定情景下的減排項目邊界

其中:

ER為項目減排量。

BE為項目基準線排放量。

EG為項目凈上網電量。此處為Eb。

EF為利用“電力系統排放因子計算工具”所計算的并網發電的組合邊際CO2排放因子(tCO2/MWh)。本項目位于華北地區,按照《2019年度減排項目中國區域電網基準線排放因子》及《CM-001-V02可再生能源并網發電方法學(第二版)》計算方法,項目的組合邊際排放因子EFCM=0.8269(tCO2/MWh)。

PE為項目排放量。風力、光伏發電項目排放量為0。

計算得該情景下,項目減排量為

ER1=843438(tCO2)

如圖2所示,該情景下,可再生能源發電與制氫實質上是分開的,而且未考慮制氫工廠的碳排放(制氫工廠所用電均從公網接入,若無特殊電力政策,所有用電均將視為網電)。源網荷儲一體化通過優化整合本地電源側、電網側、負荷側資源,以先進技術突破和體制機制創新為支撐,能夠實現源網荷儲高度融合的新型電力系統[6],在此框架下形成的綠電制氫項目可以作為一個完全的整體項目,下文分析綠電制氫“源網荷儲”一體化的項目。

2.2 情景2:以電為載體核算

以“源網荷儲”一體化方式實施綠電制氫項目,或所發電力直接用于制氫時,使用電作為載體進行碳減排核算,邊界包括可再生能源發電、升壓站、輸電線路、降壓站、公共電網、制氫工廠。借鑒《CM-001-V02可再生能源并網發電方法學(第二版)》,需確定基準線排放量、項目排放量。

(1)基準線排放量

計算同情景1,但光伏的凈輸出電量應為ES,項目的基準排放量為BE=810362(tCO2)

(2)項目排放量

在核算邊界范圍內,項目外購的電力由電網提供,可認為其運營過程中使用了化石燃料生產的電力,導致部分碳排放,排放量為:

其中:

ECPJ,消耗的電量,即項目外購電量

EFEL,電力排放因子,項目采用華北電網的電力排放因子0.7119tCO2/MWh,計算公式同上述組合邊際排放因子。

TDL,電源的平均輸電和配電損耗率,此處使用“電力消耗導致的基準線、項目和/或泄漏排放計算工具”中指出的IPCC默認值20%。

計算得到排放量。PEEL=102513.6(tCO2)

(3)項目減排量

減排量的計算同情景1,項目減排量為:

ER2=BE-PE=707848.4(tCO2)

該方式核算了可再生能源發電到制氫工廠為止的電力項目減排量,制氫工廠在制氫過程中無碳排放,可認為氫氣產品是無碳排放氫氣。

2.3 情景3:以氫為載體,按照替代常規化石能源制氫方式計算

現階段化石能源制氫方式多樣,此處分別將天然氣制氫、煤制氫的碳足跡視為作為基準碳排放量,再計算制氫項目的排放量,基準碳排放量與項目排放量的差值即可視為項目碳減排量,邊界包括可再生能源發電、升壓站、輸電線路、降壓站、公共電網、制氫工廠。

(1)基準線排放量

國內對于制氫項目的基準線排放量無統一標準,參考常規化石能源制氫方式的碳足跡。國內學者對各類化石能源制氫方式的碳足跡已有較多研究,文內引用田濤、曹東學等人《石化行業不同制氫過程碳足跡核算》內相關數據:以石油化工項目實際運行裝置數據為基礎,核算得到煤制氫碳足跡為24.328tCO2/t,天然氣制氫碳足跡為10.063tCO2/t。

參考上述數據,則以天然氣制氫碳足跡核算基準線排放量時,項目基準線排放量為BE3=201260(tCO2)。

以煤制氫碳足跡核算基準線排放量時,項目基準線排放量為BE4=486560(tCO2)。

(2)項目排放量

計算過程同情景2,PE=102513.5(tCO2)

(3)項目減排量

以天然氣制氫為基準線排放量時,項目減排量為:

ER3=BE-PE=98746.4(tCO2)

以煤制氫為基準線排放量時,項目減排量為:

ER4=BE-PE=384046.4(tCO2)

3 方案對比分析

對比不同情形下的項目碳減排核算結果,以電為對象的碳減排量,明顯高于以氫(替代常規化石能源制氫)為對象的碳減排量,如表1所示。

表1 碳減排量

從計算過程來看,各核算方式具備以下特點,如表2所示:

表2 特點

從上述特點來看,以電為核算載體計算更為合理,此外還具有如下優勢:

第一,原理邏輯方面,以電為對象進行核算可與現有方法學邏輯統一。可再生能源制氫項目如以并入公共電網再下網制氫的方式,可適用現有可再生能源發電方法學;以國家支持的源網荷儲方式實現可再生能源制氫時,若反而不以電力為對象進行核算,從邏輯對應方面無法說通。

第二,市場方面,以電為載體進行核算能更好的與國內碳交易市場對接。現階段全國碳交易市場依然是以電力為主,電力碳排放/減碳量核算較為完善,可供參考內容較多,同時還能將能源消耗和產品有效區分,能夠更好的與全國碳交易市場對接。

第三,標準統一方面,以電為載體核算更加容易。傳統化石能源制氫方式多樣,以氫為載體核算時,既需要與原制氫場景進行深度結合,還需要考慮消納外購電力的碳排放,不利于形成統一的核算標準。

第四,政策支持方面,以電為載體核算更有利于支持可再生能源制氫發展,提升競爭力。

綜上,建議參考情景2的方式建立綠電綠氫項目的碳減排方法學。

4 結束語

本文提出了綠電制氫項目的4種碳減排量核算方式并進行了計算對比,同時提出了符合國情、更加適于綠電制氫“源網荷儲”一體化項目的碳減排核算思路,對于建立綠電制氫乃至源網荷儲一體化項目的碳減排方法學具有較強參考作用。