中國儲能網(wǎng)訊：隨著剩余風(fēng)光電數(shù)量的增加，以及電解設(shè)備的價格下降，未來綠氫的生產(chǎn)成本將會大幅降低。
文 | 張茜 苗盛 供職于中國石油勘探開發(fā)研究院
陶光遠(yuǎn) 供職于中德可再生能源合作中心
氫可以通過各種不同的方法用不同的含氫元素的物質(zhì)作為原料生產(chǎn)。這些制氫生產(chǎn)工藝主要通過原料類型，能量載體，CO?排放量和技術(shù)就緒指數(shù)TRL（Technology Readiness Level）等指標(biāo)進(jìn)行分類和評估。
近年來，人們普遍使用所謂的氫配色方法來區(qū)分所使用的原料和能量載體。技術(shù)就緒指數(shù)TRL是在航天領(lǐng)域發(fā)展起來的對技術(shù)成熟程度評價的方法。指數(shù)為1表示新技術(shù)的開發(fā)水平非常低，僅有基本的工作原理。指數(shù)為9則表示技術(shù)已完全成熟，并具有在工業(yè)應(yīng)用和可靠性方面的良好記錄。下表用上述指標(biāo)概述了最常見的制氫技術(shù)：
還有一些其它的氫氣顏色代碼，譬如核能電解產(chǎn)生的黃氫，但是由于其未來前途難卜，所以不是歐洲氫能示范項(xiàng)目的重點(diǎn)。
歐洲不支持大規(guī)模使用化石能源占很大比例的電網(wǎng)電力電解水制氫，因?yàn)橛没茉串a(chǎn)生的電力電解水制氫，其二氧化碳排放和成本均遠(yuǎn)高于使用化石能源直接制氫。所以只有個別電解氫示范項(xiàng)目使用了電網(wǎng)中的電力作為權(quán)宜之計。
上圖比較了各種工藝制氫的二氧化碳排放。
歐洲現(xiàn)在的氫能絕大多數(shù)來自于灰氫，即使用化石能源制備的氫，綠氫的產(chǎn)量與灰氫相比微乎其微。歐洲基本上使用天然氣制備灰氫。
歐洲最大的氫生產(chǎn)國是德國，德國的氫生產(chǎn)能力為200多萬噸/年。除了工業(yè)副產(chǎn)氫，灰氫的生產(chǎn)幾乎全部使用天然氣制備。氫被大規(guī)模使用在煉油、合成氨和其它化學(xué)工藝。德國現(xiàn)在總共有70座工廠有天然氣制氫工藝。
相比之下，中國的氫生產(chǎn)能力比德國要高一個數(shù)量級，超過2000萬噸/年。
需要說明的是，由于在氫燃料電池車上氫能通過燃料電池和電傳動到車輪的能源轉(zhuǎn)換效率較高，為50%左右，明顯高于燃油汽車從燃油通過內(nèi)燃機(jī)和機(jī)械傳動到車輪為30%左右的能源轉(zhuǎn)換效率，因此，即使用天然氣制備的灰氫供給氫燃料電池汽車使用，替代燃油汽車，二氧化碳排放也會大幅下降。
其粗略計算如下。天然氣蒸汽重整制氫的能源效率為75%左右；但同等熱值的天然氣含碳量只有燃油的75%左右，因此，用天然氣蒸汽重整制氫給氫能汽車使用，替代燃油汽車，其二氧化碳排放只有燃油汽車的約30%÷50%÷75%×75%=60%。
工業(yè)副產(chǎn)氫的二氧化碳排放是有些工藝中不可避免的產(chǎn)物。因此利用工業(yè)副產(chǎn)氫的二氧化碳減排效果只是在氫的不同應(yīng)用之間進(jìn)行比較。
譬如，在煉焦廠，如果把混在煉焦煤氣中的氫氣在燃?xì)忮仩t中燃燒產(chǎn)生蒸汽發(fā)電，替代燃煤發(fā)電，1千克氫可發(fā)電約10千瓦時；燃煤發(fā)電廠發(fā)10千瓦時的電力，需要燃燒大約3千克標(biāo)煤，需要排放約8千克二氧化碳；天然氣發(fā)電廠發(fā)10千瓦時的電力，需要燃燒大約2立方米天然氣，排放近4千克二氧化碳；1千克氫在氫燃料電池汽車上給車輪提供的能量，相當(dāng)于大約6升柴油在內(nèi)燃機(jī)汽車上給車輪提供的能量，6升柴油燃燒產(chǎn)生的二氧化碳是15千克。
因此，使用副產(chǎn)氫氣給氫燃料電池汽車使用，二氧化碳減排效果遠(yuǎn)高于替代燃煤發(fā)電或燃?xì)獍l(fā)電。且不說6升柴油的價格數(shù)倍于3千克標(biāo)煤或2立方米天然氣。
藍(lán)氫與綠氫
未來的二氧化碳零排放的制氫方法分為藍(lán)氫和綠氫兩種。
歐洲各國現(xiàn)在的示范項(xiàng)目進(jìn)行驗(yàn)證的制氫技術(shù)均為制藍(lán)氫和綠氫，有些應(yīng)用和物流示范項(xiàng)目使用灰氫也僅是利用現(xiàn)有的灰氫生產(chǎn)能力。這些制藍(lán)氫和綠氫的技術(shù)包括：PEM電解水制氫（綠氫）；堿性電解水制氫（綠氫）；直接使用陸上和海上風(fēng)電電解水制氫（綠氫）；太陽能發(fā)電電解水制氫（綠氫）；甲烷蒸汽重整制氫結(jié)合CCUS（藍(lán)氫）；收集化工尾氣后膜分離提取氫并進(jìn)行碳捕獲（藍(lán)氫）；利用鋼鐵企業(yè)的高溫余熱參與高溫電解水制氫以降低制氫的電耗等（綠氫）。
藍(lán)氫與灰氫的生產(chǎn)過程相同，使用天然氣或煤炭（在歐洲幾乎全部使用天然氣）等化石能源制氫，不同的是需要將制氫過程中產(chǎn)生的二氧化碳進(jìn)行捕獲和封存。與灰氫相比，藍(lán)氫的成本有很大的不確定性，這是因?yàn)樘疾东@與封存（CCS）的技術(shù)可行性和成本取決于地質(zhì)構(gòu)造，而且現(xiàn)在還不是大規(guī)模應(yīng)用的工業(yè)技術(shù)。因此，未來能否大量使用藍(lán)氫現(xiàn)在還未有定論。
在歐洲五國（德國、荷蘭、挪威、西班牙和波蘭）的氫能示范工程中，涉及藍(lán)氫的示范工程有：
-挪威正在設(shè)計中的Tjeldbergodden Hydrogen示范項(xiàng)目，計劃2023年開工。通過膜分離從化工尾氣分離出氫氣和二氧化碳，進(jìn)行碳捕捉。
-挪威正在設(shè)計中的HyDEMO示范項(xiàng)目，計劃2025年開工。該項(xiàng)目將傳統(tǒng)的甲烷蒸汽重整+二氧化碳捕獲與封存（SMR + CCS）結(jié)合，2.5 噸/小時。收集產(chǎn)生的二氧化碳，用管道運(yùn)輸?shù)接谰梅獯娴胤獯妗?
挪威天然氣資源豐富，是天然氣出口國，希望未來基于天然氣生產(chǎn)藍(lán)氫。所以將藍(lán)氫作為氫能示范工程的重點(diǎn)之一。
歐洲現(xiàn)在進(jìn)行的電解水制氫的綠氫示范項(xiàng)目，主要是為了改進(jìn)電解水制氫技術(shù)和降低成本，促進(jìn)歐洲電解水制氫技術(shù)和設(shè)備制造業(yè)的發(fā)展。在短期內(nèi)，大部分加氫站的氫氣主要來自于用天然氣制的灰氫。中國現(xiàn)在每年生產(chǎn)大量的灰氫，歐洲的這種作法值得中國參考借鑒。
綠氫的制氫技術(shù)包括：質(zhì)子交換膜電解水制氫（PEM）、堿性電解水制氫（AEL）、固體氧化物電解水制氫（SOEC）和陰離子交換膜電解（AEM）。
其中：
-質(zhì)子交換膜電解（PEM）：具有直接從無功率狀態(tài)啟動的能力，這使其非常適合于波動的可再生能源電力。因此成為歐洲綠氫示范項(xiàng)目的重點(diǎn)，大部分綠氫示范項(xiàng)目采用這種電解技術(shù)。鑒于在質(zhì)子交換膜電解技術(shù)上的大量投資，預(yù)計成本和性能將很快達(dá)到堿性電解的成本和性能。
-堿性電解（AEL）：這是目前最成熟的技術(shù)，電氫轉(zhuǎn)換效率高、超過70％，成本也是最低的。這種電解技術(shù)在歐洲經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平較低的國家應(yīng)用的比例較高。
-固體氧化物電解（SOEC）：由于溫度高，具有高達(dá)81％的電轉(zhuǎn)換效率。但其技術(shù)還不成熟。
-陰離子交換膜電解（AEM）：是電解水生產(chǎn)氫的一項(xiàng)全新技術(shù)。AEM電解技術(shù)融合了堿性電解和質(zhì)子交換膜電解技術(shù)的優(yōu)勢。該技術(shù)不需要使用貴金屬作為催化劑，這可以幫助降低材料成本。它尚未在工業(yè)中大規(guī)模應(yīng)用或在較大的示范工廠中應(yīng)用，因?yàn)槠浼夹g(shù)還遠(yuǎn)未成熟。AEM技術(shù)仍然面臨一些關(guān)鍵問題，例如穩(wěn)定性和壽命限制以及性能低。這使得其未來幾年的大規(guī)模應(yīng)用成為疑問。
歐洲綠氫的來源
歐洲大部分制氫示范項(xiàng)目是用風(fēng)光電制綠氫。
歐洲規(guī)劃未來氫能主要來自于綠氫（電解水制氫），主要有三個來源：
第一個來源，是在歐洲南部太陽能資源豐富的地區(qū)（如西班牙）和鄰近歐洲的北非和西非，用可再生能源電力制氫。這些地區(qū)有太陽能輻射量大且面積浩瀚的荒漠。2030年，在南歐和北非太陽能資源豐富的地區(qū)，光伏發(fā)電的成本估計也就是1歐分/千瓦時左右；在這些地區(qū)，光伏發(fā)電的利用小時數(shù)超過2000小時，用光伏發(fā)電制氫的成本很低。因此歐洲計劃未來在這些地區(qū)大量使用光伏發(fā)電電解水制綠氫，而后通過長距離管道將氫氣輸往歐洲各地，或者轉(zhuǎn)換成液氨、甲醇、液氫或有機(jī)攜氫體，通過海運(yùn)運(yùn)輸?shù)綒W洲各地（各種運(yùn)輸模式的技術(shù)可行性和經(jīng)濟(jì)性正在通過示范項(xiàng)目進(jìn)行論證）。
在這方面，西班牙的HyDeal示范項(xiàng)目的規(guī)模和成本目標(biāo)引人注目：67GW電解水制氫，氫氣產(chǎn)能360萬噸/年。項(xiàng)目涵蓋整個綠氫產(chǎn)業(yè)鏈。目標(biāo)是到2030年以 1.50歐元/千克氫的價格向南歐和中歐提供綠氫，從而使氫在成本上能夠與化石能源競爭。
第二個來源是使用歐洲近海利用小時數(shù)高達(dá)4000小時左右的海上風(fēng)電制氫，用氫氣管道運(yùn)輸?shù)礁鞯?，預(yù)計其規(guī)模會小于前述第一個來源。
在這方面，德國、荷蘭和挪威都有不少示范項(xiàng)目。由于德國北部的風(fēng)電（包括陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電）輸送到德國南部用電負(fù)荷中心的超高壓架空輸電線路遭到沿途居民的強(qiáng)烈反對，不得不改用投資成倍增長的地下電纜。因此，未來在北部用風(fēng)電電解制氫而后用輸氫管道將氫氣輸送到德國各地就成為北部風(fēng)電消納的另一經(jīng)濟(jì)上更優(yōu)的可選方案。
第三個來源就是用電網(wǎng)上的過剩風(fēng)光電就地制氫就地使用。相比于其它兩個來源，這個來源氫的物流成本最低；不過由于資源所限，預(yù)計這個來源未來的制氫量比前兩個來源的制氫量要小。
在德國能源署（dena）的有關(guān)研究報告中，現(xiàn)在歐洲綠氫的均化生產(chǎn)成本(LCOP)范圍為2.4至7.2 歐元/千克氫。其巨大差距主要是由電解槽的投資成本、電價和設(shè)備的年滿負(fù)荷運(yùn)行小時數(shù)的差異造成的?，F(xiàn)在綠氫均化生產(chǎn)成本過高的主要原因是：
1）現(xiàn)在電解設(shè)備的成本還較高。
2）現(xiàn)在有過剩風(fēng)光電的時段太短。
如果要利用廉價的過剩風(fēng)光電，則電解設(shè)備的利用小時數(shù)太低，電解設(shè)備的折舊成本太高；如果要提高電解設(shè)備的利用小時數(shù)，則電價就會太高，況且不得不使用化石能源生產(chǎn)的電力，因而增加二氧化碳的排放。
未來出現(xiàn)過剩風(fēng)光電的小時數(shù)會逐步上升，到2050年會上升到3000小時左右；到2050年，電解設(shè)備的價格也會比現(xiàn)在大幅下降。因此，那時用過剩風(fēng)光電電解氫的成本會比現(xiàn)在大大降低。
國際可再生能源機(jī)構(gòu)(IRENA) 估計到2050年最樂觀的情況是，綠氫的均化生產(chǎn)成本會降至約1歐元/千克氫。而1千克氫用于氫燃料電池汽車，提供到車輪上的能量相當(dāng)于約6升柴油提供的能量。顯然，在這種情況下，汽車使用綠氫比使用柴油的燃料成本要低得多。
