氢能驱动绿色转型的探讨

推进能源转型高效、智能、普及为特征的全球能源革命发展方向，加大对绿色能源技术研究力度和市场开发力度，积极拓展新能源领域国际合作，推进能源转型，让中国绿色能源创新惠及全球。人类活动导致的温室气体排放是20世纪中叶以来全球变暖的主要原因，为了降低气候变化对自然环境和人类社会的冲击，全球逐渐形成限温控碳的共识。而随着日益严峻的碳减排形势，绿色氢能受到了全球的高度关注。利用可再生能源制氢，既可以解决可再生能源消纳问题，也能助力能源体系的深度脱碳，有望在未来得到广泛应用。氢能驱动绿色转型的背景一、零碳目标与深度脱碳需求全球气候变暖是当今世界亟待解决的迫切问题，关乎人类的生存与可持续发展，而为人类应对全球气候变化的共识，世界各国积极承诺实现碳中和目标。根据清华大学碳中和研究院数据，截至2023年9月，全球已有151个国家提出碳中和目标，覆盖全球92%的GDP、89%的人口和88%的排放。其中90%的国家将实现碳中和目标的年份设定为2050年及2050年以后，仅有12个国家承诺在2050年以前实现碳中和。2022年世界碳排放总量已经达到约为369.3亿吨，人均碳排放约为4.66吨，其中美国人均碳排放为14.95吨，欧盟为6.86吨，日本为8.5吨，中国为7.99吨。零碳目标之下，世界主要国家未来减排与深度脱碳压力巨大。二、高比例新能源电力装机的挑战电力行业是全球最大的碳排放来源之一。根据彭博社数据，2022年全球电力行业碳排放约130亿吨，占全球碳排放比重超过30%。在我国，电力行业同样是碳排放主要来源之一，碳排放量占全国碳排放总量的40%以上。一直以来，电力行业面临着极大的脱碳压力。因此，随着碳中和目标的推进，以风电、光伏为代表的新能源持续快速发展。2022年全球电力总装机为8643GW,其中光伏发电装机达到1145GW,风力发电装机达到902GW,新能源装机占比已接近总装机的24%。2022年全国电力装机达到2564GW,其中光伏发电装机达到393GW,风力发电装机达到365GW,新能源装机占比已接近总装机的30%。值得注意的是，2022年全球新能源新增装机达到295GW,国内达到120GW,增长迅猛。但是高比例新能源随之带来了诸多挑战。一方面，大规模新能源的强不确定性和随机性对电力系统安全稳定经济运行带来了巨大考验。另一方面，风力、光伏资源丰富地区远离经济中心，新能源电力的针对上述零碳目标带来的深度脱碳与高比例新能源的挑战等问题，氢能展示出了其特有的优越性。氢能具有能量密度大、热值高、储量丰富、来源广泛、转化效率高等特点，兼具燃料、储能、化工原料等多种属性，在电力、交通、建筑、化工等多个行业具有广阔的应用空间，已被专家学者认为是最具有应用前景的能源之一。其中绿色氢能是指可再生能源转化的电力电解水所制备的氢气，因其从生产到消费全2022年，全球氢气总产量超9500万吨，其中仍然以灰氢为主。天然气制氢占62%、煤制氢占21%、工业副产氢占16%,低碳氢产量仅约1%。主要应用于石油加工 (43.2%)、合成氨(33.5%)和合成甲醇(16.7%),其他领域约占6.6%。这意味着当前的氢能行业仍然主要以应用在化工行业的高碳排放灰氢为主，那么从单一化工用灰氢向多元化应用的低碳绿氢过渡就将有力促进全球零碳目标的实现。根据彭博社统计，截至2023年12月，全球已有51个国家发布氢能战略，另有31个国家正在准备其氢能战略。欧美日韩等多个主要经济体已将发展氢能提升到国家战略层准与评价》,在1kg氢气的二氧化碳排放上，低碳氢为14.51kg,清洁氢和可再生氢为4.9kg。其中可再生氢同时要求制氢能源为可再生能源。欧盟委员会提出的三项绿氢判定标准则较为严苛，一是直接连接新的可再生能源发电机所产生的氢气；二是在可再生能源比例超过90%的地区采用电网供电所生产的氢气；三是在低二氧化碳排放限制的地区签订可再生能源电力购买协议后采用电网供电来生产氢气。其中可再生氢还必须专门利用额外建设的可再生能源电站的电力国际绿氢组织提出的绿氢标准则更为严苛，要求使用接近100%可再生能源电解水产生的氢，考虑到电解和相关过程如水处理及海水淡化，12个月内1kg绿氢平均温室气体排放应小于1kg二氧化碳。此外，由绿氢制成1kg绿氨的温室气体排放强度鉴于欧洲地区氢能规划明晰，开发项目较多，国际上还是以欧洲绿氢标准为主，也有多家欧洲权威认证检测机构参与到了绿氢认证当中。但是，未来绿氢认定标准的碳交易体系和绿证交易体系两个平行发展但又与碳中和息息相关的市场的建立，势必是一个漫长而曲折的过程。二、绿色电力的不稳定与构网能力的缺乏生产绿氢的光伏、风电等新能源电力具有波动性、间歇性与随机性等特性，风电出力日内波动幅度巨大，光伏日内波动幅度更是达到100%,峰谷特性鲜明且受天气影响，是不稳定的电源。另一方面，大多数新能源发电系统采用适合于强电网的跟网型控制并网，这类电力电子装置大规模接入电力系统会导致系统惯量、阻尼降低以及频率和电压支撑能力下降。此外，风力发电和光伏发电系统均需要经由整流及逆变装置等大量非线性负载接入电网，产生大量谐波和直流分量，降低电能质量，最终导致电力系统电压、频率的稳定和电能质量面临巨大挑战。三、电解槽运行特性与新能源的匹配问题目前，在碱性水电解水制氢、质子交换膜电解和阴离子交换膜电解水制氢和高温固体氧化物电解水制氢等多种技术路线中，碱性电解槽应用最广泛，是当前唯一满足大规模工程应用的电解水制氢设备，具有技术成熟、成本低等优势。目前行业内也主要以碱性电解槽厂家为主，但是碱性电解槽动态响应能力及长时间低功率负荷运行能力的缺陷，导致制氢系统稳定与安全运行问题日益突出，为行业带来一定的负面影响。当电解槽与风、光发电耦合应用时，由于风能和太阳能的间歇性和波动性，输送到电解槽的功率非恒定且波动范围较大，会引起系统频繁启停和负荷变动等问题。这一方面会增加运维成本，缩短设备使用寿命，另一方面会降低设备工作效率，减少产氢量，最终降低项目经济性。四、大型绿氢项目耗水的问题绿氢项目水的消耗主要来自电力生产和电解制氢两个方面。新能源电力耗水量较少，而水电解制氢过程的理论最小消耗大约是1kg氢消耗9kg水。但为了避免水中杂质对隔膜和催化剂的不利影响，需要采取水处理措施。考虑到原料水的脱盐处理过程和制氢系统的冷却水消耗，1kg氢的预计用水将达到18kg-24kg。这意味着大型绿氢项目对水资源存在严重依赖的同时还需要考虑大量的水处理成本。风光资源丰富地区水资源匮乏的矛盾将成为制约绿氢项目开发的重要因素。五、缺少经济储运方式的问题氢能储运是氢能产业链中连接上游制氢及下游用氢的关键环节。目前，高压气态储氢、低温液态储氢、有机液体储氢、固态储氢四种常见氢能储存技术，针对下游不同的应用场景有着不同的优缺点，但都存在较大的经济性问题。根据目前的技术水平测算，氢能储运成本约占最终用氢成本的30%以上，已经成为制约氢能产业发展的瓶颈之一。开发国际氢能项目的建议近年来，境外绿氢项目明显增多，结合中国电建在境外绿氢工程项目的开发经验，提出以下建议。一、优先国别挑选在国际绿氢项目开发过程中，应首先从经济发展水平、风光水等自然资源禀赋、电力结构和政策、氢气政策规划、适用绿氢标准和氢气消纳需求等角度评估挑选国别。避免在氢能开发热潮之下，消耗资源跟踪大量不具备开发条件或处于等待关键储运技术突破才具开发潜力，甚至是有重大风险的国别市场，要做到集中资源跟踪重点国别项目。二、优先消纳端的确定总结境外绿氢项目开发经验，在前期开发的诸多评估因素中，能否确定下游氢气消纳端需求既是项目开发成败的关键因素，也是制氢、储运氢技术方案比选的核心。需要把绿电、绿氢和消纳作为整体考虑，并侧重消纳端的确定。在氢气需求量、压力等级、需求所处位置等确定之前，盲目地在前期从土地及电力装机角度规划大型项目，容易与后期下游氢气消纳发生错配，在技术可行和经济性上为项目落地带来不确定性。三、优先生产安全性2010-2022年间，个别国家光伏行业的平准化度电成本下降了89%。目前，新能源到上游光伏组件厂商、风机厂商乃至储能厂商之间。但是从危险源高度集中的化工行业角度来说，不同于新能源电力行业，除建设过程，投产后企业生产安全性同样重要。尽管提高经济性是任何项目都绕不过的主题，但在行业处于导入期的阶段就一味降低成本，追求复刻新能源电站的降本道路而忽视生产安全性，将会给项目后期运维工作带来重大风险，同时损害行业发展健康。因此，绿氢项目技术方案的优新技术不仅可以引领产业结构的调整，更可以引领资本市场的投资方向。从技术可行性来看，当前风电光伏等绿色电力技术、电解水制氢技术均较为成熟，但是如何将电力和化工有机结合，经济地实现不稳定、低质量电力与要求电能稳定、高质量的制氢系统二者的安全高效结合，将是所有绿氢项目方案的优化目标。从经济性来流电耗已经接近以氢气燃烧高位热值换算的理论电耗，已不存在较大降幅空间。应该一方面在建设方案上注重构网型风光储方案配置、电力传输、原料水处理运输和因此，未来在新能源电力方面减少储能配置的风电、光伏构网技术，在电力传输方面直流耦合制氢系统关键设备及技术的成熟，在制氢方面负荷调节范围、速度满足新能源波动特性的电解槽设备，成熟风光储氢的电氢协同控制技术，在储运氢方面满足下游消纳经济高效的储运氢技术等都是绿氢产业得以快速发展，驱动能源绿色结语从当前全球规划的绿氢项目