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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。
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