制儲氫技術經濟性分析與前景展望

丁 寧,陳千惠,劉丹禾,齊文義

(中石化煉化工程(集團)股份有限公司洛陽技術研發中心,河南 洛陽 471003)

0 引 言

在我國“2030碳達峰,2060碳中和”的大背景下,降碳成為后續相當長一段時期內的研究熱點,對化石燃料加征碳稅也在預期之內。目前,由于價格低廉,化石能源仍是供能供電行業的主力燃料,但可以預見,隨著全國“碳交易”市場開啟,“碳稅”也將逐步調整[1-2]?；剂细郊映杀緦⒂兴岣?相應地,清潔能源將逐步占領化石能源相當一部分市場份額,并在未來幾十年內逐漸取代化石燃料的主導地位[3-4]。

鋰電和氫能是當下清潔儲能技術發展的兩大主要方向,但二者發展均存在技術瓶頸[5-6]。目前,鋰電在能源零售市場表現良好,但近年多起事故表明,在克服相關技術瓶頸前,其在大規模儲能供電領域的推廣應用仍存在限制[7-9];相較而言,氫能則具備大規模供電供熱潛力,但由于灰氫生產受環保因素限制,綠氫成本高、產能小,且由于儲氫材料開發尚未有突破性進展,儲運及應用過程的安全風險難以避免,短期內亦無法直接用作主力替代能源[10-13]。VALERA-MEDINA等[5]對不同儲能方式的優勢領域進行對比,認為化學儲能方式,如甲烷、氫氣、氨、甲醇等,在各類儲能方式中大規模長期儲能潛力更優越。

目前主流的氫能儲運方式包括物理儲氫方式(如壓縮氫氣、液氫等)、化學儲氫方式(如氨/氮、甲醇/CO2、甲基環己烷/甲苯、金屬氫化物等),廣義而言還可將天然氣等考慮在內[14-15]。以壓縮或液化的物理儲氫方式進行氫氣儲運,可有效避免氫能在各種化合物形式間轉化帶來的能量損耗,提供更高的全周期能量利用效率,金屬化合物儲氫技術的發展也為氫氣儲運提供了新思路,但無論采取何種方式,氫在儲運過程中仍以H2分子形式存在,氫本身的安全隱患始終無法避免[15-17]。相比之下,以化學能形式儲氫,無論是氨、甲醇、甲基環己烷、天然氣或其他方式,均有成熟的儲運體系,各類化合物性質相對穩定,雖然無法完全消除毒性或爆炸性帶來的安全隱患,但相較于H2的高危特性,化學儲氫在面對各類不可控的社會生產因素時仍能有效降低風險預期[18-21]。不過作為代價,化學能形式儲氫需將相當一部分能量用于化合物形式間轉化過程,化學反應的熱力學性質決定了其能效利用上限[22]。

1 基于灰氫的氫能利用現狀

1.1 灰氫制氫方式與制氫成本

從技術原理來看,制氫方式多種多樣,目前國內的主流制氫工藝主要包括工業副產氫、煤氣化、天然氣制氫、甲醇制氫、水電解等5類(圖1)[23-24]。根據成本模擬結果推算,目前國內煤氣化制氫成本最低,成本約1.08元/m3;主流堿性水電解(AWE)制氫工藝制氫成本受各地電價影響較大,成本可在2.77～4.59元/m3,為煤制氫成本的3～4倍(表1)[25]。

表1 各種灰氫制氫方式成本估算Table 1 Cost estimation of different hydrogen production methods

圖1 2020年不同技術場景的制氫成本對比Fig.1 Comparison of hydrogen production costs in different technologies in 2020

1)工業副產氫。焦爐煤氣制氫是典型工業副產氫來源,1 t焦炭可產生400 m3左右焦爐氣,其中55%～60%為氫氣,同時伴有20%～30%的甲烷氣,制氫潛力良好[26-27]。不過,受制于目前國內焦炭產量,焦爐氣制氫技術難以大規模推廣。

2)煤制氫。受我國能源資源結構影響,我國煤制氫技術發展已逾半個世紀,并已形成多項世界領先的成熟生產技術,在煤制油、合成氨及煤化工等領域實現了煤炭清潔利用[23]。目前我國較大的煤制氫裝置,如中石化茂名煤制氫,產能已達20萬m3/h以上。由于采用煤作原料,煤制氫技術受碳排放政策約束較大,不過出于能源安全保障考慮,預計未來我國煤化工下游市場會有適當調整,但調整幅度不會過大[25]。隨著鼓勵煤炭清潔高效利用的政策不斷嚴格,煤制氫或將作為煤炭清潔高效化利用的主要方式,通過生產藍氫,持續滿足市場需求。

3)天然氣制氫。由于不同的資源稟賦,以及天然氣重整制氫工藝便于與CCUS技術耦合,國外多數國家和地區,尤其是天然氣資源豐富的地區,已廣泛布置天然氣制氫產業[28]。受資源結構限制,我國天然氣進口依賴度較高,且國內消費結構中城市用氣占比較大,2021年占比達38%,可用來制氫的供給較緊張。

4)甲醇制氫。作為重要的石化產業配套技術,我國甲醇制氫技術發展相對成熟[23]。不過,作為一種重要的有機化工基本原料,甲醇下游領域應用廣泛,近些年仍有一定原料進口需求。據統計,2021年用于生產烯烴占比50.6%,燃料需求占比15.7%,其他需求領域較分散,其消費結構特征并不利于制氫產業發展,若大規模開展甲醇制氫,將導致原材料價格抬升[29]。

5)電解水制氫。堿性電解水(AWE)制氫工藝是目前主流的電解水制氫技術[30-31]。用可再生能源發電實施水電解制氫,也是目前發展零碳排放技術及綠氫生產的主要技術途徑。電解水制氫技術可分為并網型和離網型2類[32]。并網型制氫是將發電機組接入電網、從電網取電的制氫方式,如從風光耦合系統電網側取電,進行電解水制氫,主要應用于大規模風光耦合系統的消納和儲能。離網型制氫是將發電機組產生的電能不經電網直接提供給電解水制氫設備進行制氫,主要應用于分布式制氫或局部燃料電池發電供能。盡管離網式電解水制氫可獲得較低的電力價格,但也面臨投資成本的上升。

雖然各種制氫技術均已有不同規模的應用,但當下國內制氫工藝仍以煤制氫為主。我國煤制氫技術的普及應用,是因為我國以煤為主的能源資源結構及其導致的原料煤成本低廉,但隨著碳交易市場開放及環保政策進一步調整,附加碳稅的煤價必然上漲,進而導致煤制氫成本上浮。在政策導向與資本投入的并行推動下,可再生能源制氫技術發展及關鍵技術突破可預見,綠氫制氫成本的進一步下降也值得期待[28]。雖然電解水制氫技術目前受制于高昂的電解槽成本與并網電價,相對于其他制氫技術并不具備成本優勢,但隨政策調整及技術革新,未來將可能實現相當大的降本空間,其制氫成本也終將能夠取得對現有煤制氫成本的競爭優勢[33-34]。

1.2 各類儲氫方式現狀

多年來,我國能源產業一直圍繞多煤少油缺氣的能源資源結構發展,受制于油氣資源匱乏,煤炭在我國能源供給領域長期占據主導地位(圖2)[35]。相應的,煤制氫技術也是目前我國工業應用中最常見的產氫方式,同時仍有其他見于工業應用的成熟制氫技術[23,36]?？傮w而言,基于規模及成本等因素,目前的氫能儲運技術主要基于煤制氫所得灰氫及下游工業體系進行評估。

圖2 我國能源供給狀況(1990—2019年)Fig.2 Energy supply by source in China(1990—2019)

1.2.1 載氫化合物

現有工業體系中,常見可用作氫載體的化合物包括氨、甲醇及其他液態有機氫載體(如甲基環己烷)等,其中氨與甲醇的生產與煤緊密相關,而甲基環己烷等產品則主要由石化下游生產提供(表2,圖3)[37-39]。

表2 各類儲氫方式性質Table 2 Property of different hydrogen storage technologies

圖3 不同儲能技術對比[5]Fig.3 Comparison between different energy storage technologies[5]

“十三五”以來,國家工信部要求淘汰落后產能,其中淘汰氨產能不低于1 000萬t。近5 a來我國合成氨產業去產能效果顯著,據統計,2020年全國合成氨產能6 354萬t,下游多數用于化肥制造。應當指出,我國擁有良好的合成氨產業基礎,一旦市場供需情況出現變化,合成氨產能具備短時間內攀升的能力。

不同于氨,近年來我國甲醇工業產能不斷攀升,2021年產能規模達到9 738.5萬t。甲醇需求領域較廣,目前超過半數甲醇產品用于下游烯烴生產,其余分別用于燃料以及甲醛、醋酸、二甲醚等化工產品生產[40]。

甲苯與前二者不同,目前下游應用領域有限,大量甲苯在企業內直接轉化為二甲苯產品,進一步用于化纖生產[41]。2020年我國甲苯產能達到歷史最高值851.79萬t,但絕大部分由各生產企業自用或外銷,目前可用于甲基環己烷儲氫的比例不高。

過去一段時間,隨國內煤價下跌,氨與甲醇的生產成本及售價均有所回落,而甲基環己烷/甲苯價格則由于國際原油價格走高而上漲(表3)。

表3 煤、氨、甲醇及甲苯價格Table 3 Prices of coal, ammonia, methanol and toluene

目前氨、甲醇、甲苯等大宗商品大多仍采用化石原料加工合成,其價格仍受原料成本限制,不過隨制氫技術發展及政策調整,預計未來價格將獲得較大下調空間。

1.2.2 高壓氫氣、液氫與管道輸氫

高壓氣態儲氫技術是目前使用較為廣泛的氫氣儲存技術,將氫氣壓縮并注入儲氣瓶中、以高密度氣態形式存儲[42-43]。但該方式儲氫量低、儲氫容量比小,且對儲存容器的要求極高,易發生泄漏、爆炸等安全問題[44]。目前多數儲氫容器設計采用碳纖維纏繞鋼制或鋁制內膽,以保障容器機械強度,但短期內恐難形成成本可控的規?；a技術。同時,雖然市場調控給予清潔動力汽車極大的發展空間,但從需求側來看,氫燃料電池汽車市場仍然冷清,一定程度上降低了相關技術研發的積極性。

液氫技術則是更有競爭力的氫氣儲存技術[16,45]。液氫產業鏈分為氫液化、液氫儲運和液氫加注3個環節,不過各環節的關鍵技術裝備尚未實現量產[46]。目前,氫液化主要采用氦膨脹制冷循環或氫膨脹制冷循環,由于氫膨脹制冷循環的單位能耗更低,大于5 t/d規模的氫液化裝置更建議采用氫膨脹循環制冷工藝[47]。然而,目前僅有美國空氣產品公司、德國林德集團和法國液化空氣集團掌握氫膨脹循環液化技術,我國液氫技術目前仍主要用于航天領域,中科富海等一批企業的成長及1.5 t/d液化裝置的生產,為我國液氫裝置的商業化打下良好基礎(圖4、5)[48-49]。此外,其他關鍵技術裝備如正仲氫轉換器及催化劑、氫氣透平膨脹機、低漏率換熱器及液氫加注裝備也尚未實現國產化制造,這也將是未來行業內需要攻克的難點[50-52]。

圖4 林德公司Ingolstadt與Leuna氫液化流程Fig.4 Process of Linde Ingolstadt and Leuna hydrogen liquefier

我國管道輸氫技術整體發展較快,目前已基本掌握天然氣管道摻氫輸送技術,但在純氫輸送領域尚待技術攻關。由于天然氣中本就含25%的氫元素,采用天然氣管道進行摻氫輸送,可在終端直接聯合天然氣重整的方式制氫。理論上天然氣摻氫比例可控制在2%～20%,但受制于氫氣對現有天然氣管道材料的腐蝕性,實際工程中摻氫比例通常低于5%[53-54]。雖然國際上已普遍認可100 km以上距離管道輸氫相對于長管拖車運輸方式的成本優勢,但低成本、高強度抗氫脆材料開發、高性能氫能管道設計制造技術及相關設備的氫氣適應性研究等關鍵技術仍然限制了管道輸氫的發展[55-56]。

2 基于綠氫的氫能利用前景

2.1 綠氫技術現狀

2.1.1 我國綠氫開發背景

國家六部委聯合發布的《關于“十四五”推動石化化工行業高質量發展的指導意見》(以下簡稱《意見》)明確提出,增強創新發展動力,加快突破綠氫規模化應用等關鍵技術。根據生產實際采用不同的Power-to-X策略,也有助提高電能到電能、燃氣、燃料、化學品形式的轉換,進而促進能源供應端融合,提升能源使用效率(圖6)[57]。

圖6 基于綠氫的Power-to-X模式[57]Fig.6 Power-to-X strategy based on green hydrogen[57]

近年來,我國光伏、風力和水電發電裝機容量及并網持續攀升,2021年光伏累計裝機容量達到3.06億kW,風電累計裝機容量達到3.00億kW,水電累計裝機容量達到3.91億kW,可再生能源裝機總規模突破10億kW,水電、風電和光伏發電量分別占社會總用電量的16.1%、7.9%和3.9%,一次能源轉化量不斷上升。目前,我國裝機地區集中于“三北”地區(西北、東北、華北),電能需要依賴電網輸送至需求較大的東部沿海省份,但由于光伏、風電本身存在不能連續穩定供電的特征,以及電力系統調峰能力有限、需求側管理成效不明顯等原因,造成過度發電無法消納,導致我國面臨的“棄風棄光”問題日益突出,個別省份棄光率甚至高達近20%。將多余的電能就地轉化儲存,可有效緩解“棄風棄光”的社會問題[58]。

2.1.2 綠氫產業現狀

當前,綠氫生產與綠氫-化工耦合,在國內外都已出現一些示范項目。例如,寶豐能源寧東基地“綠氫化工示范項目”、寧夏電投太陽山“中國氨氫谷”項目、國能投煙臺龍源燃煤鍋爐混氨燃燒技術工業應用項目、合成氨巨頭Yara在澳大利亞Pilbara的綠色化肥工廠、蒂森克虜伯與空氣產品公司在沙特未來城Neom聯手打造的“綠色化工項目”等。

值得一提的是,煙臺龍源技術有限公司成功以35%摻燒比例在40 MWth燃煤鍋爐上實現了混氨燃燒工業應用,開發了可靈活調節的混氨低氮煤粉燃燒器,并配備多變量可調的氨供應系統,完成了對氨煤混燃技術的整體性研究,為更高等級燃煤鍋爐混氨燃燒系統的工業應用提供了基礎數據和技術方案[59-60]。該技術的成功研發或將改變傳統高碳排放的燃煤發電方式,逐步實現基于氫能的清潔燃料替代,大幅縮減燃煤機組碳排放,也意味著我國已在氫氨能源等重點領域迎頭趕上了國際先進水平[61]。

2.2 基于綠氫的氫能經濟性分析

2.2.1 綠氫制氫成本

氫能利用的全生命周期成本包括氫的生產、儲運和利用3部分。以應用于交通運輸業為例,需經生產、轉化、運輸、再生、精制、壓縮、加注等環節;若用于能量傳輸,則可省去再生之后的環節,直接以液氫、氨等存儲形式使用,以降低全生命周期成本[62-63]。

目前,電解水制氫技術是公認可行的清潔能源制氫方式,由可再生能源生產綠電,進而采用電解水的方式生產綠氫[64]。相關技術按成熟度不同可分為堿水電解法(AWE)、質子交換膜電解法(PEM)、固體氧化物電解法(SOEC)以及陰離子交換膜電解法(AEM)等[30]。郭秀盈等[57]對NEL、McPhy和GINER等企業電解制氫成本進行了測算,不同電力成本和產能因數下的電解制氫成本如圖7所示,分析了不同生產規模、操作壓力及電價等因素對制氫成本的影響,論證了堿性電解系統在40 MW規模下固定成本比1 MW下降約40%,PEM系統下降高達60%[57]。未來幾年,隨著綠氫生產規模的不斷擴大,預計技術成熟的堿水電解法將率先承擔主力制氫技術,但隨著相關技術成熟度不斷提高及相關核心技術裝備研制投用,效率更高、壽命更長、成本更低的制氫技術將不斷投入實際生產。

圖7 不同電力成本和產能因數下的電解制氫成本[57]Fig.7 Hydrogen production cost of electrolysis systems as a function of power cost and capacity factor[57]

綠氫成本與綠電成本密切相關,基于牛津大學CESARO等[65]推算,綠電成本在接下來一段時期必然有所下降,基于不同文獻提出的成本測算基準及對新型光伏材料應用推廣周期的估算,得到不同預期下的光伏發電成本(表4)。到2040年,光伏發電成本預期預計不高于20 $/MWh,約0.134元/kWh,即便以目前的綠氫生產技術水平為依據,其制氫成本應不高于0.9元/m3。按現有煤制氫最低成本1.08元/m3計,最晚2028年綠氫成本將低于目前灰氫成本。碳交易政策將推動這一進程。

表4 大規模光伏發電成本預期[65]Table 4 LOCE expectation by large scale solar photovoltaic generation[65]

電解槽技術的發展將對降低綠氫制備成本大有裨益[66-67]?，F有電解槽的電解效率不高于75%,實際應用中普遍只能保持在50%～60%,甚至更低。效率更高的電解槽無疑能有效降低制氫成本,因而革命性的電解槽技術開發也成為重要研究對象[68]。伍倫貢大學(UOW)的研究團隊開發的毛細管供料電解槽技術,能實現約98%的電解效率,并能實現高達95%的整體效率,其制氫成本較現有成本降低20%以上[69]。此外,電解槽的壽命也是制氫成本的一項敏感因素,由于目前電解槽成本普遍較高,電解槽穩定運行壽命越長則固定資產折舊越低,也越利于綠氫制備成本的進一步控制[64]。

附加碳稅無疑是綠氫相對于灰氫的重要優勢[70-71]。中石化經研院的團隊根據國內氫能發展情況,測算了2030年,不同碳價下的煤制氫、天然氣制氫與藍氫、綠氫的價格(圖8)[72]。據預計,電解水制氫的用電成本占比將超過80%,隨著綠電成本進一步優化,到2030年時,綠電成本將不高于0.2元/kWh,此時,綠氫成本將達到16元/kg,當CO2價格高于0.5元/kg時,綠氫成本優勢更顯著。

圖8 不同碳價下的灰氫、藍氫、綠氫成本對比[72]Fig.8 Cost comparison of gray hydrogen, blue hydrogen and green hydrogen under different carbon price[72]

此外,控制綠氫全生命周期成本的另一難題在于對氫氣儲運成本的削減[73]。美國能源部太平洋西北國家實驗室(PNNL)相關研究給出的評估數據表明,儲氫的實際成本可能超乎想象,采用高壓氣態儲氫時,儲氫成本折合人民幣約高達4 550元/kg,遠高于其運輸價格,且單位儲氫成本并不會隨規模擴大而明顯下降(表5)[74]。不過,研究者也給出了相關解決方案,即提高周轉率以降低規模,從而控制儲氫總成本,實際可行的方案可能仍需將氫就地液化,或轉化為其他形式的化學品進行儲存[75]。

2.2.2 不同技術能效對比

阿卜杜拉國王科技大學(KAUST)的研究團隊通過調研不同類型儲氫技術的生產、運輸、使用狀況,選擇氨儲氫和液氫儲運的方式進行了全生命周期能效分析(表6)[76]。無論采用哪種儲氫方式,合成環節都會消耗約一半能量,但相對而言,氨的合成與分解總能耗仍低于氫氣液化能耗,同時,液氫的儲運環節同樣需要大量能耗,相比之下,氨的儲運只需附加較低壓力,在運輸環節上能耗遠低于液氫儲運。即便如此,在用于加氫站的場景下,氨載氫仍需經合成、運輸、分解、壓縮、加注的復雜環節,每噸氨合成消耗>30 GJ,傳遞到需求側只余下10 GJ(圖9)[76]。

表6 不同儲能方式的能量效率對比[76]Table 6 Energy efficiency comparison of different energy storage technologies[76]

基于燃料生產效率和運輸效率分析,NH3作為一種合理的儲氫或儲能介質具有可行性,雖然用于交通運輸行業時,其全生命周期能效優勢并不顯著,但其具備作為能源存儲選擇的巨大潛力[44]。數據測算基于現有技術水平,預估較保守,各環節的技術進步均可能引起能效的進一步提升。且氨與甲醇或其他有機氫載體不同的是,除用作分解制氫外,氨可直接用于氧化或燃燒供能,省去分解制氫的步驟,從而進一步提高能效,并且降低全生命周期成本[21,77]。

2.2.3 基于綠氫的氫能儲運技術經濟性分析

1)液氫。液氫的運營成本主要取決于液化設備、充裝設備、液氫槽車、加氫站增壓設備等設備折舊及能耗,但液氫的規?；队脤⒑艽蟪潭冉档瓦@2部分成本占比[45,78]。在氫產地到加氫站的場景下,根據現有氫能企業投資運行情況進行粗略測算,以工業電價0.8元、可再生電價0.3元計,得到5 t/d級別液氫項目單位質量液氫全生命周期成本約45元/kg(以H2計),而可再生電價下成本降低約25%,為33.4元/kg(以H2計)(表7)[79]。

表7 5 t/d液氫項目成本分析[79]Table 7 Cost of 5 t/d hydrogen liquefier[79]

基于加氫站數量與規模,丁镠等[80]進一步測算了長管拖車、液氫槽車與固體罐車運輸的設備投資情況,進而考慮人工費用、能耗費用、制/卸氫單位氫氣壓縮成本及折舊成本后,測算了3種情況下的儲運成本(圖10)。相比之下,高壓氣態儲氫與液氫運輸在不同運輸距離下各有優劣,而固體儲氫材料整體成本較高。

圖10 不同儲運技術在500 kg/d的氫儲運成本[80]Fig.10 500 kg/d hydrogen storage and transport cost of different technologies[80]

在液氫產業中,主要成本來自設備折舊和能耗,因此,是否能夠實現液氫核心設備量產、以更先進的設備降低能耗、有效采用不同地區的電價差異及擴大生產規模,將成為決定液氫技術成本能否下降的關鍵因素[56]。

2)甲醇。耦合綠氫的甲醇生產路線主要有兩類,一類是將綠氫直接用于現有煤化工合成工藝,另一類是綠氫與CO2直接反應制甲醇,即“液態陽光”路線[81-82]。

煤化工合成工藝。目前的甲醇生產主要由氫氣和一氧化碳合成,氫碳合成比例為2∶1左右。合成甲醇工藝首先由煤炭在氧氣和水蒸氣的作用下氣化形成粗合成氣,粗合成氣主要包含H2、CO和少量CO2。由于煤氣化產生的氣體中氫碳比接近0.5∶1.0,為達到2∶1的氫碳合成比例,需通過水煤氣變化反應減少CO含量,增加H2含量。在變換反應的過程中,每消耗單位體積CO生成單位體積H2,便會伴生單位體積CO2。由于粗合成氣需要大量氫氣調節氫碳比,因此會生產大量二氧化碳,這也是傳統煤制甲醇行業碳排放最主要的來源[23]。

病毒載量檢測頻率：如條件允許，建議未治療的無癥狀HIV感染者每年檢測1次、HAART初始治療或調整治療方案前、初治或調整治療方案初期每4～8周檢測1次，以便盡早發現病毒學失敗。HAART后患者病毒載量低于檢測下限后，每3～4個月檢測1次，對于依從性好、病毒持續抑制達2～3年以上、臨床和免疫學狀態平穩的患者可每6個月檢測1次，但如出現HIV相關臨床癥狀或使用糖皮質激素或抗腫瘤化療藥物則建議每3個月檢測1次HIV載量。

因此,將綠氫直接與傳統煤制甲醇法耦合,直接向粗合成氣中注入綠氫,可有效降低甲醇合成工藝對變換反應的依賴。綠氫加入越多,變換反應進行程度越少,合成氣中CO和H2保留越多,產生的碳排放也越少,進而煤炭中C元素利用率進一步提高,原料煤需求隨之下降[29,40]。該技術可在不改變現有甲醇工業基本工藝的基礎上,逐漸實現傳統甲醇合成工廠向綠色甲醇工廠的轉變,在兼顧社會與環境效益的同時,有效降低產業升級成本。

同時也應當指出,一旦碳交易政策在全國范圍內投入實施,綠色甲醇成本可能會相應降低。據預估,綠氫成本降至0.7元/m3,也即相應電價約0.1元/kWh時,維持甲醇生產成本不變所需碳交易補償價格約為93.38元/t,已接近目前我國碳交易前期市場價格(50～55元/t);一旦綠氫成本能夠控制在0.55元/m3以下,綠色甲醇將取得對傳統煤制甲醇的成本優勢(表8)[83]。

表8 碳交易價格與綠氫制氫成本關聯[83]Table 8 Cost relevance of green hydrogen production and carbon price[83]

此外,煤價也是影響二者經濟性的重要因素。表8數據為煤價穩定在500元/t左右時的測算數據,據估算,當煤炭價格達到1 800元/t時,綠氫成本只需降至1.53元/m3即可使綠色甲醇和傳統甲醇的成本持平。

“液態陽光”路線。綠氫與CO2直接合成甲醇的最大優勢在于:甲醇的碳元素可來自于工業煙氣中捕捉的二氧化碳,使用綠氫與捕集的二氧化碳直接合成甲醇,不僅避免了煤炭等化石原料的消耗,還可以實現凈零碳排放,具有顯著的社會環境效益[84]。不過,從工藝角度來講,該路線也存在缺點,即與傳統甲醇生產技術路線相比,使用H2直接與CO2合成,除得到甲醇產物外,還會生成更多的H2O。且不考慮附加的醇水分離成本,就反應本身而言需更多綠氫,以使氫碳物質的量比達到反應計量要求的3∶1,由于綠氫價格相對高昂,較低的H元素轉化率使該技術路線的經濟成本更高[29]。

該路線下,對甲醇生產成本的評估應綜合考慮綠氫成本導致的成本上升與產生經濟效益導致的成本下降,相關經濟效益主要包括原料煤減少或棄用,副產氧氣的經濟效益與減碳帶來的碳交易收益。除綠氫成本外,應重視該技術路線帶來的產業技術升級成本或產業革命帶來的設備投資費用,新的固定資產投資費用也將成為短期內技術推廣的限制。

假設原料成本占總成本比例約75%,碳捕集成本約400元/t時對該路線生產綠色甲醇成本進行估算,得知即便在低電價下,綠色甲醇成本仍和傳統甲醇成本(1 500～1 800元/t)有較大差距(表9)[85]。

表9 不同電價下綠色甲醇生產成本[85]Table 9 Green methanol production cost under different electricity price[85]

目前H2與CO2直接合成甲醇的路線暫時不具備經濟性,更大的氫消耗導致即使在0.1元/kWh的電價下,綠色甲醇成本也將達到3 000元/t,這與目前傳統甲醇成本相比還有較大差距,因而該技術一定時期內將仍停留在研發及示范階段。

3)氨。目前,用作合成氨原料的H2幾乎全部來自化石原料生產的灰氫,對于合成氨工業而言,使用低碳綠氫替代高碳灰氫,將是降低碳排放的最有效途徑。與甲醇工業不同的是,直接使用清潔能源電解水獲得H2與空分得到的N2進行氨合成,反應不涉及碳元素,使合成氨行業綠色轉型進程中徹底舍棄煤炭成為可能[86-87]。按目前國內合成氨產量計算,若國內合成氨全部采用綠氫生產,每年碳排放量可減少1億t以上,同時每年煤炭消耗減少量可接近 5 000 萬t,具有顯著的社會效益[86]。

表10 不同電價下綠氨生產成本[85]Table 10 Green ammonia production cost under different electricity price[85]

可以預期,隨著清潔可再生電力裝機容量逐步增長,電解水技術及裝置不斷升級完善,以綠氫為主導的綠色合成氨技術將逐漸具備經濟競爭力,綠氨合成產業將逐漸取代傳統煤基合成氨產業,在完成行業綠色轉型的同時,也會為能源市場帶來更多可能性[86]。

牛津大學CESARO等[65]分析表明,隨著降碳政策的進一步推行,綠氨生產未來將具備對灰氨生產的成本優勢(圖11)?；诓煌墨I的預測與評估標準,推算綠氨平準化成本降至灰氨成本區間(200～600 $/t)的時間有所差異,但隨著煤炭/天然氣價格升高,作者對合成氨行業在2035年之前完成大規模改造持樂觀態度。

圖11 基于不同售價下綠氨合成成本預測(2020—2040年)[65]Fig.11 Green ammonia production cost forecasted 2020 to 2040 with historical fossil fuel based on different ammonia price [65]

由于目前尚不存在國際氫能載體供應鏈,僅能根據相關技術及同類技術的發展規律對其全生命周期成本進行評估。

HANK等[88]給出了關于液氫、液氨、甲醇、液化天然氣及有機液態氫載體等儲氫方式的成本評估,對比了灰氫與綠氫狀況下的各類儲氫方式成本(圖12)。由于歐洲目前主流制氫技術與國內存在差異,其制氫成本也略有不同,整體而言,綠氨的單位低位熱值平準化成本存在較明顯的優勢。

圖12 P-to-X各產物單位低位熱值平準化成本[88]Fig.12 Production cost of P-to-X products based on energy content(LHV)[88]

ISHIMOTO團隊[89]報道了基于日本國內氫能發展情況評估了液氫(LH2)與氨儲氫(NH3)的全生命周期成本對比(圖13)。分析范圍從海外氫能載體制造,即LH2鏈液化、NH3鏈氮化合,到將氫從載體中分離、純化、加壓并通過管道輸送給客戶。相較而言,液氫技術的成本主要表現在裝卸、運輸與加注過程,氨的大部分成本則表現在生產成本,若不計氨再裂解制氫與氫氣精制、加注等成本,將氨直接用作燃料,氨儲氫將持續保有成本優勢。

圖13 氨儲氫和液氫技術全生命周期成本對比[89]Fig.13 Life cycle cost comparison of ammonia and liquid hydrogen as carrier[89]

以上分析主要基于日本的能源形勢,我國情況差別較大。日本的氫、氨、甲醇及甲苯等產品國內產能不足,需大量依賴進口,故其原料成本依賴國際商品價格,但我國氫、氨、甲醇及甲苯產能足以滿足相關需求,因此原料成本部分與本文分析可能存在較大差異,其中合成氨工業有望在相當長一段時期內保持成本優勢,為儲氫提供足量保障。此外,氨與甲醇或其他有機氫載體區別在于,除用作分解制氫外,氨可以直接燃燒用于供能且不存在碳排放問題,由于省去分解制氫的步驟,能夠進一步提高其能量利用效率,從而降低全生命周期成本,這為綠氨應用提供了更多可能[21,90]。

4)其他有機氫載體。德國Forschungszentrum Juelich的團隊根據德國氫能計劃實施的預估狀況,對高壓氣態儲氫(CGH2)、液氫(LH2)和液態有機氫載體(LOHC)的全生命周期成本情況,尤其是運輸領域的成本情況進行了評估,該分析中部分假設可能與我國政策、國情及相關氫能發展情況有較大差異,但不影響其參考價值[91]。評估場景包括氫氣生產、以罐車形式運往加氫站、在特定場合分解制氫或在加氫站直接灌注。

據推算,在不同運輸距離下,高壓氣態儲氫單位質量氫成本增長最快,而液氫和液態有機氫載體成本增長速度相近,且在超過50 km運輸距離上,液氫輸送成本相對最低(圖14(a))。但考慮到全生命周期內,高壓氣態儲氫技術在氫氣壓縮及加注過程中的附加成本較低,在較短運輸距離內具備一定成本優勢,但運輸距離達到100 km以上時,液氫運輸的成本仍然更具有競爭力(圖14(b))。

圖14 高壓液態儲氫、液氫和液態有機氫載體從產地到加氫站的對比[91]Fig.14 Hydrogen transport costs and supply chain costs of CGH2, LH2 and LOHC as a function of the distance between the production site and the fueling station[91]

基于德國目前的路網情況,給出德國產氫地到加氫站的加權平均距離為427 km,并得到CGH2、LH2和LOHC三者的單位質量氫運輸成本分別為2.69、0.73及0.99/kg。進一步估算成本作±20%敏感度分析,可知提高罐車容量能有效降低運輸成本,運輸速度(時間)和裝卸時間等因素對成本的影響也相對顯著(圖15)[91]。即便優化運輸系統以實現運輸成本優化,液氫儲運在三者中的成本優勢最大。此外,由于到達氫能社會(2050年)時,氫能罐車的數量甚至可能達到目前現有同等運力罐車數目的2倍多,這也為成本分析增加了不確定性。

我國類似研究給出了基于我國路網情況的測算(圖16)[92]。在運輸距離小于50 km時,管道輸氫成本更低,但隨著運輸距離延長,更多增壓站的設置會帶來更高的成本壓力。高壓管束車的方式整體成本更高,但其技術成熟、操作靈活,在近距離小規模的運輸過程中也存在一定優勢。不過,總體來說,300 km運輸距離內,LOHC和LH2的運輸成本低于管道輸氫與高壓管束車輸氫,基本能夠控制在5元/kg H2,且隨著運輸距離進一步增長,LOHC的成本優勢會更加顯著。

圖16 我國不同氫氣儲運方式成本測算[92]Fig.16 Cost estimation of different hydrogen storage and transport technologies in China[92]

3 用于規?；╇姷木G氨途徑

在工業生產中,企業不可避免需要具備一部分離網發電能力,以應對并網電力調配對連續生產帶來的沖擊。目前,國內大部分生產企業熱電部門主要以燃煤為主,也有部分電廠以天然氣為原料。隨著可預期的技術發展與碳交易市場拓展,可再生能源發電將能夠逐步形成對化石能源發電的市場沖擊,而具體情況仍需參考不同地區的實際能源市場情況[93]。

在多種可再生能源儲能形式中,液氨儲能是為數不多的能夠滿足轉化與儲運便捷、能量傳遞效率高、無額外碳排、周期性規模化儲存,并且與現有裝置系統適配性較好的選項[65]。將在電價低廉地區制備的綠氨運往生產企業,以純氨燃燒或化石燃料摻氨混燒的方式進行火力發電,以保持企業電力穩定供應。實際上,目前世界范圍內已有相當數量企業與研究機構開展了綠氨發電相關技術的研發示范[94-96]。

據牛津大學的研究團隊以歐洲能源消耗與清潔能源發展情況對綠氨發電前景的評估,2030年綠氨平準化成本(LCOA)可達310～500 $/t,合人民幣2 000～3 300元/t,到2040年時,LCOA預計不高于400 $/t(2 700元/t),如果考慮電解槽技術的發展革新,屆時LCOA將低于300 $/t(2 000元/t)[65]。按2040年LCOA的較弱預期380 $/t作進一步推算,綠氨發電的平準化度電成本(LCOE)將低至167 $/MWh,在相同計算框架下,其成本相對于其他發電方式也具備良好競爭力(圖17)。若能實現更低的綠氨合成成本,綠氨作為燃料發電的市場前景將更為廣闊。

西安熱工院的研究團隊對H2、NH3、CH3OH、CH3OCH3等氫基衍生燃料在不同鍋爐燃燒工況下的參數指標做了鍋爐熱力校核計算[97]。其中,直接采用H2摻混會對原有送風系統提出較高的改動需求,由于H2和CH3OCH3自身熱值較高,耦合后鍋爐效率會得到一定提高,而熱值較低的NH3和CH3OH耦合后的鍋爐效率則會略有下降,同時由于燃燒產物性質差異,導致排煙損失較高,進一步增大了鍋爐效率損失(圖18、19)[97-98]。不過綜合考慮燃料耦合下的減排量,摻混NH3降低碳排放仍是更理想的途徑(圖20)。

圖18 理論空氣量和氫基衍生燃料耦合質量分數的關系[97]Fig.18 Relationship between theoretical air volume and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel[97]

圖20 CO2減排量和氫基衍生燃料耦合質量分數的關系[97]Fig.20 Relationship between CO2 emission reduction and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel[97]

污染物排放控制對氨燃燒技術十分重要。摻氨燃燒技術利于促進煙氣脫硫效果,但由于其自身是二次有機氣溶膠、PM2.5等物質的重要前驅體,未燃盡氨污染物的控制應引起重視[97]。研究證實雖然摻氨燃燒系統內燃料型NOx污染物增多,一定參數條件下,NOx和NH3能夠得到同步控制[60-61,94-95,98]。

但在更高的摻氨比例下,需進一步開發更高效的燃燒技術和污染控制技術,相關產業的進一步發展也將為新能源經濟帶來新的增長。

隨著綠氨用于交通運輸或工業生產的儲氫與儲能載體或脫碳化肥生產的潛力增大,綠氨技術受到越來越多的關注[5,99-100]。對比可預測的其他清潔能源技術發展趨勢,我國綠氨的成本與產能優勢更加顯著;相比于碳捕集利用封存技術(CCUS)等其他方式,綠氨發電更具有可預測的成本優勢[101]。未來,在完善的碳交易體系下,借助廉價電力與綠氫生產,綠氨具備相當的可能性將成為我國規?；l電的最優選項[102]。

4 結 語

不同研究報道的場景設置、模型搭建、參數選取以及對技術升級、政策波動等因素的預判均不同,研究數據間難免存在出入,但些許偏差并不會過度影響評估結果的置信度,筆者提及的不同儲運技術在綠氫環境下的全生命周期成本對比具備重要的參考價值。高壓氣態儲氫方式和管道運輸技總體成本較高,但用于小規模、短距離儲運過程,一定時期內仍會展現技術優勢。甲醇及其他有機液態氫載體技術,雖然其運輸成本具備一定吸引力,但生產過程預計難以擺脫對化石資源的依賴,生產成本下調空間有限。相較而言,氨儲氫技術在我國具備良好的產業基礎,短期內即可實現產量攀升,且儲運環節成熟可靠,在各類化學能儲氫技術中更貼近我國實際工業生產情況,或將成為更有競爭力的化學儲氫技術。而液氫儲運技術距離成熟推廣雖為時尚早,但測算結果表明其極有可能成為更為經濟可行的物理儲氫方式?？傮w而言,氨儲氫及液氫技術更有可能成為未來我國的主流儲氫技術,氫氨儲能技術在未來能源結構變革,尤其是大規模供熱供電領域,將起到舉足輕重的作用。技術進步、政策影響等因素對成本的影響無疑會影響儲氫技術競爭結果走向,但一些不可控的社會因素同樣會影響最終的技術競爭結果。技術成本雖然是影響最終市場及資本走向的重要因素,但并非唯一決定因素,在未來不同時期內,可能會有不同的儲氫技術交替成為氫能主力儲運方式,但最終的技術競爭結果仍需根據市場實際狀況進行評判。