當前，氫能發(fā)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(tǒng)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(fā)展勢頭漸顯，其工藝簡單、無污染，被視為制氫最佳路線。

據(jù)中國氫能聯(lián)盟發(fā)布的《中國氫能源及燃料電池產業(yè)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(yōu)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(fā) PEM（質子交換膜電解） 及 SOEC（固體氧化物電解） 技術來實現(xiàn)；

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(fā)展。

“當前，我國新能源裝機量逐年增長，已遠超電網(wǎng)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(zhàn)略部氫能項目負責人楊小珂說。

據(jù)國家能源局發(fā)布的數(shù)據(jù)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(guī)模化發(fā)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(guī)模的制氫系統(tǒng)， 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(yōu)勢。“針對可再生能源電解水制氫實踐的數(shù)量和體量近年來快速增長，來自各行各業(yè)的熱情正在升溫， 但規(guī)模和探索尚處起步階段。”楊小珂說。

生產與儲運成本制約規(guī)模化發(fā)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(jù)業(yè)內人士透露， 當?shù)綉綦妰r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(tǒng)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(yè)“望而卻步”。

“我國西北、西南地區(qū)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(fā)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(guī)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(qū)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(qū)，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(guī)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(guī)模化發(fā)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(qū)液態(tài)太陽燃料項目已開發(fā)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(xiàn)二氧化碳回收和全流程清潔目標。

蘭州新區(qū)液態(tài)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(yè)排放的二氧化碳合成甲醇。“蘭州新區(qū)液態(tài)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。

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(tài)文明建設具有重大意義：一方面其探索了中國西部地區(qū)豐富的太陽能等可再生能源的優(yōu)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?shù)陌踩y題。

對于電解水制氫未來發(fā)展，楊小珂表示，近年來，無論項目數(shù)量還是項目規(guī)模，可再生能源電解水制氫發(fā)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(xù)性發(fā)展的關鍵。

要想實現(xiàn)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(yè)也應不斷探索氫能發(fā)展全產業(yè)鏈商業(yè)模式，找準終端應用氫能場景，電解水制氫實現(xiàn)規(guī)模化、 產業(yè)化將指日可待。”楊小珂說。

編輯：jq