氢能不止燃料电池 大规模推广降本增效是关键

　　近日，河北省正式印发《推进氢能产业发展实施意见》，支持张家口、保定、邯郸开展先行先试，推动制氢、储氢、加氢站、氢能应用等标准制定；围绕制氢、储运、燃料电池、应用示范和产业集聚发展、创新体系建设、标准体系建设等七个方面做好相关工作，推动氢能产业高质量发展。国发能研院、绿能智库资料显示，除河北外，山西、山东、浙江、内蒙古、吉林、海南等省份目前也已出台省级氢能发展规划，大多数省份都围绕着氢燃料电池车进行氢能全产业链布局，但汽车产业竞争异常激烈，在国家级政策还未出台的情况下，燃料电池汽车前期投入大、投资风险较高，已经引起监管机构的注意。

 

 

　　7月1日，在美锦能源公告投资百亿布局青岛氢能小镇后仅三天，便收到证监会问询函，提出8个问题质疑2018年净利润不到20亿的美锦能源是否能够推动已经宣布的投资总和超过200亿元的氢能项目顺利进行，而美锦能源在答复问询时指出，氢能小镇项目预计建设时间8-10年，每年投资规模有限，避免产能过剩。国发能研院、绿能智库认为，美德日韩等燃料电池发展领先的国家，本来在汽车产业上就具有领先优势，而我国幅员辽阔，各地产业结构差异较大，发展氢能不应一哄而上布局燃料电池车，而是应该因地制宜，探索多样化的应用场景。

 

　　氢气混合燃气：氢能大规模应用的最简单场景

 

　　事实上，在除高原外的绝大部分地区，燃气管网中混入一定体积分数的氢气，现有燃气设备是可以正常运行的。作为欧盟认证的一部分，1996年颁布的《燃气器具指令（GAD）》就规定，所有家用燃气器具都需要经过23%的氢气测试，既在保证安全的前提下，使用至多含有23%体积分数氢气的混合燃气并不需要更换特定的设备。作为燃气器具制造及出口大国，我国生产的绝大多数相关产品，都满足欧盟标准。国发能研院、绿能智库梳理相关信息发现，2018年，天津市科技计划项目“建筑燃气安全智慧终端关键技术及产品开发”(编号:16YFZCSF00480)中，就有“含氢天然气在家用天然气燃具上的燃烧性能测试”这一项试验，结果表明：天然气中加入氢气后，由于热值的降低，在12T燃具上使用时会出现热工性能偏差的问题，但不会改变燃具在能效方面的表现，因此天然气中加入氢气在常规的天然气类家用燃气具上可以直接使用，不存在明显改变燃气具安全、节能和技术性能等既有状况的现象；但不同气源天然气的华白数与热值不同，考虑气源的普适性，确定天然气中掺入氢气含量应不大于20%。

 

　　2017年，英国基尔大学启动为期六年的Hydeploy项目，这是英国第一个向燃气网络注入氢气的示范项目，同时也是是英国天然气及电力市场办公室（Ofgem）有史以来最大的天然气创新项目，由基尔大学联合当地天然气运营商Cadent、NGN以及相关企业、机构合作进行。Hydeploy项目包括三个单独的试验，将20％体积的氢气分别混合到基尔大学的专用网络中和NGN、Cadent的天然气网络中，目标到2023年，氢气生产商能够像现在的生物甲烷（沼气）供应商一样向天然气网络中注入氢气。

 

 

　　Hydeploy项目示意图：黑色管线为氢气运输管道，中间交汇处为制氢厂,橙色管线用于制氢过程中的二氧化碳捕捉

 

　　经过约18个月的前期工作，证明了当前的燃气网络和设备能够在不进行大规模改造的情况下采用20%体积分数的氢混合物后，2019年9月，基尔大学将展开第一次试验，氢气会被加入到由大学运营的一个内部天然气管网中，向100个家庭和30个教学楼提供混合燃气。但作为金属还原剂，氢气具有强还原性，加入燃气管网中时，部分老旧金属管网需要被替换为塑料等新型材料。剩下两项试验将分别于2020年及2021年在英国东北部的NGN网络及西北部的Cadent网络进行，每项试验规模约为700户家庭，届时将同样提供混合20%氢气的燃气。

 

　　国发能研院、绿能智库认为，汽油、天然气等化石能源添加同类物质使用并非新兴技术，例如生物甲烷（沼气）混合天然气、生物乙醇混合汽油，在技术上已经非常成熟，并且极大的促进了生物质能产业的发展。2018年，我国进口天然气约9000万吨，超过日本成为天然气进口第一大国，如果氢气能够以一定比例混入燃气管网中使用，将一定程度减少天然气需求量，不仅有利于我国氢能产业持续发展，在减少碳排放、提高能源自给率方面，也能起到立竿见影的效果。

 

　　氢储能与氢能发电：解决可再生能源消纳的新思路

 

　　我国可再生能源发展全球领先，水、风、光装机量均为世界第一，但在发展过程中，由于资源分布不均造成的矛盾较为突出。目前我国的风电、光伏发电主要分布在西北、华北、东北等“三北”地区，水电则集中在西南地区，但电力负荷重心在华东、华南地区，发电中心和用电负荷中心距离较远，大规模、长距离输电在所难免。而可再生能源发电具有一定的波动性、随机性，在电网中占比越大，越需要削峰填谷进行调节，造成电网运行效率下降等不利影响。

 

 

 

　　据国发能研院、绿能智库了解，德国在发展风电的过程中，也遇到了发电、用电中心距离较远的问题——德国风电装机集中在北部地区，但用电负荷在南部。为缓解风电消纳难题，除了常规输电外，德国将风电转变为氢气，以氢储能的方式来替代部分直接输电，2013年至今，德国已经开发运行了十余个氢储能示范项目，探索氢气制取后的多种用途，包括供应周边加氢站、直接燃烧发电、使用燃料电池技术发电、甚至与空气中二氧化碳反应制取甲烷等“电转气（P+G）”技术应用场景。

 

　　在科技部近期公布的国家重点研发计划“可再生能源与氢能技术”2018年度项目公示清单中，“大规模风/光互补制储氢示范系统”赫然在列，项目要求风电机组容量至少6兆瓦，光伏电站容量大于2兆瓦，表明我国已开始探索大规模可再生能源制氢的可行性。目前，我国首个大型风电制氢示范项目——中德合作的张家口沽源风电制氢项目已进入设备调试阶段，该项目包括10MW电解水制氢系统，配合200MW风电场制氢，项目建成后可形成年制氢1752万标准立方米的生产能力。发电方面，国家电网与明天氢能已经宣布将在安徽省打造我国首个兆瓦级氢能源储能电站，氢储能将成为解决“弃风弃光”问题的新思路。

 

　　氢能发展需打通瓶颈 降本增效才能提高竞争力

 

　　数据表明，我国现有工业制氢产能达到2500万吨，稳居全球第一；而每年水、风、光限电约1000亿千瓦时，理论上可电解制氢200万吨。但我国氢能产业还在发展初期，各个工业制氢产区的氢气目前以就近消纳为主。国发能研院、绿能智库了解到，氢能储运技术关系到氢气能否被高效利用，是限制氢能大规模发展和产业化的重要瓶颈，成为氢能推广的重点和难点之一。随着各省市不断布局氢能产业，国内氢能储运环节不断突破：我国目前在35兆帕气态氢气储存、液氢罐车运输及铁路运输等方面技术已经较成熟，下一步除了降低目前氢气储运成本外，将探索70兆帕气态储氢、固态储氢及长距离管道运输氢气的可行性。

 

 

　　各制氢方法基本指标比较（资料来源：国金证券研究所）

 

　　此外，氢能作为典型的二次能源，无论是通过煤制氢、甲烷重整等传统方式获得，还是利用可再生能源制氢等新兴技术，成本是一个绕不开的话题。资料显示，化石能源重整和可再生能源制氢的能量转化率均超过70%，差异不大，但在实际应用中，化石能源获得成本比风电、光伏发电低得多，导致最终制氢成本不到可再生能源制氢的一半。可再生能源制氢若想达到目前煤炭、天然气重整制氢的平均能效，除了降低发电成本外，还要提高风电、光伏发电转化效率，单个项目配建风、光电站装机量需达到数百兆瓦甚至更多，才能保证足够的电力输出。虽然目前成本较高，但可再生能源制氢具有无可比拟的环保优势，国家只要给与足够力度扶持，将助力我国减少碳排放，达成节能减排目标。