電解水制氫經濟性難題怎么解？
發布時間：
2022-06-02
當前，氫能發展備受矚目。因“跨界耦合”的特性，其被公認為清潔能源體系建設的助推器。傳統制氫方式包括天然氣制氫、煤制氫等，但仍難擺脫對化石能源的依賴。近兩年，可再生能源電解水制氫技術發展勢頭漸顯，其工藝簡單、無污染，被視為制氫最佳路線。
當前，氫能發展備受矚目。因“跨界耦合”的特性，其被公認為清潔能源體系建設的助推器。傳統制氫方式包括天然氣制氫、煤制氫等，但仍難擺脫對化石能源的依賴。近兩年，可再生能源電解水制氫技術發展勢頭漸顯，其工藝簡單、無污染，被視為制氫最佳路線。
據中國氫能聯盟發布的《中國氫能源及燃料電池產業白皮書》預計，到 2050 年，氫能在中國能源體系中的占比約為 10%，氫能需求量接近 6000 萬噸，可再生能源電解水制氫將成為有效供氫主體，但被各界寄予厚望的電解水制氫卻僅占氫氣總產能的 4%。原因何在?
尚處起步階段 造價高削弱電力富余優勢
由于電費占整個水電解制氫生產費用的 80%左右，因此水電解制氫成本的關鍵在于耗能問題。存在兩條降成本途徑：一是降低電解過程中的能耗，可通過開發 PEM(質子交換膜電解) 及 SOEC(固體氧化物電解) 技術來實現;二是采用低成本電力為制氫原料，關鍵在于依靠光伏和風電的發展。“當前，我國新能源裝機量逐年增長，已遠超電網承載能力，新能源消納矛盾突出。棄風、棄光、棄水電量呈逐年增加趨勢，這在一定程度上為可再生能源電解水制氫提供了有利條件。”康明斯戰略部氫能項目負責人楊小珂說。
據國家能源局發布的數據顯示，2018 年，我國棄風棄光電量 554 億千瓦時。若按照每立方米氫氣耗電5千瓦時計算，全國棄風電量即可生產 110.8 億立方米高純度氫氣;水電方面，2018 年，我國全年棄水量達 691 億千瓦時，大量水電富余。“采用電解水制氫可有效緩解水電棄水難題。通過利用富余水電制氫，將棄水‘變廢為寶’，在產氫的同時，也提升了水電項目的綜合經濟效益。”中氫新能技術有限公司董事長周明強同時指出，富余水電、光電、風電制氫在技術上完全可行，但其尚無法形成規模化發展的主要癥結在于制氫成本過高。
我國煤制氫技術路線成本在 0.8—1.2 元/標方之間，天然氣制氫成本受原料價格影響較大，綜合成本略高于煤制氫，為 0.8—1.5 元/標方，而對電解水制氫而言，按目前生產每立方米氫氣需要消耗大約 5—5.5 千瓦時電能計算，即使采用低谷電制氫(電價取 0.25 元/千瓦時)，加上電費以外的固定投資，制氫綜合成本高于 1.7 元/立方米。“從電解水設備來講，其造價比其他制氫方式都要高。”周明強說，同等規模的制氫系統， 電解水制氫的造價約為天然氣制氫的 1.5 倍、煤制氫的 3 倍，相較于其他制氫方式，可再生能源電解水制氫方式不具價格優勢。“針對可再生能源電解水制氫實踐的數量和體量近年來快速增長，來自各行各業的熱情正在升溫， 但規模和探索尚處起步階段。”楊小珂說。
生產與儲運成本制約規模化發展
可再生能源電解水制氫成本主要集中在電價和氫能運輸兩方面。據業內人士透露， 當到戶電價在 0.25 元/千瓦時左右時，可再生能源電解水制氫的成本才會與傳統化石能源制氫相當，而對于電價較高的上海、北京等地而言，僅電解水的電價成本， 就足以讓可再生能源電解水制氫企業“望而卻步”。
“我國西北、西南地區可再生資源豐富，電價偏低，其用電價格普遍在全國平均線以下，對發展可再生能源電解水制氫較為有利，制氫成本可以明顯降低。在一定規模下，甚至能夠與化石能源制氫持平。”楊小珂說。
對此，周明強表示，風電富裕地區雖可滿足可再生能源電解水制氫對電價的成本要求，但對于可再生能源豐富的地區，如新疆、甘肅、內蒙古、四川、云南等地，氫能消納能力卻相對有限，因此，制得的氫氣需運輸至其他氫能應用規模較大的地市。“氫的運輸成本高、效率低。”周明強說，當前國內最普遍的運氫方式為高壓儲氫罐拖車運輸，但其運輸效率極低，僅為1—2%。
我們了解到， 一臺高壓儲氫罐拖車的成本約為 160 萬元，其運輸百公里儲運成本為 8.66 元/kg，隨著距離的增加，其運輸成本受人工費和油費推動仍會顯著上升;若采用液氫槽車運輸氫氣，雖運輸效率有明顯提高，但一臺液氫槽車的投資為 400 萬元，液氫槽車運輸百公里儲運成本為 13.57 元/kg，若距離增加至 500 千米，成本則為14.01 元/kg。“氫氣的運輸成本占終端氫氣售價的一大部分，這極大阻礙了可再生能源電解水制氫的規模化發展。”周明強說。
甲醇儲氫項目落地 有望打開新局面
對于氫儲存運輸成本高、運輸難問題， 中國科學院院士、 中科院大連化學物理研究所研究員李燦日前表示，目前，蘭州新區液態太陽燃料項目已開發出采用二氧化碳加氫制甲醇儲存方式，為氫運輸提供了全新途徑。其可解決高壓運輸、儲存成本與安全問題， 還可實現二氧化碳回收和全流程清潔目標。
蘭州新區液態太陽燃料項目于2018 年啟動，該項目采用 10MW 光伏電解水制氫，制得的氫再與企業排放的二氧化碳合成甲醇。“蘭州新區液態太陽燃料項目將制得的氫氣合成甲醇，省去了運輸氫氣的高昂費用，亦使得效率提高至 80%以上。目前，該項目也已在張家港等地進行示范。”周明強說。
蘭州新區液態太陽能燃料合成示范工程項目10兆瓦光伏發電裝置
對此，中科院大連化學物理研究所副研究員王集杰認為，該項目技術路線對緩解我國能源安全問題乃至全球生態文明建設具有重大意義：一方面其探索了中國西部地區豐富的太陽能等可再生能源的優化利用模式，將太陽能等可再生能源轉化為液體燃料甲醇，提供了一條特高壓輸電之外的有效利用可再生能源的路徑;另一方面，液體燃料甲醇又是綠氫載體，有助于解決氫能儲存和運輸的安全難題。
對于電解水制氫未來發展，楊小珂表示，近年來，無論項目數量還是項目規模，可再生能源電解水制氫發展都在加速增長。“長期來看，經濟性是未來可再生能源電解水制氫市場可持續性發展的關鍵。要想實現經濟性，除了政府要加大政策支持外，可再生能源電解水制氫企業也應不斷探索氫能發展全產業鏈商業模式，找準終端應用氫能場景，電解水制氫實現規模化、 產業化將指日可待。”楊小珂說。
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