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田澤普 王凡 孟云龍 | 我國氫基能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢
發(fā)布日期:2024-09-20 信息來源:中咨研究 訪問次數(shù): 字號:[ ]

我國氫基能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢

田澤普 王凡 孟云龍

摘要:氫基能源是以氫氣為核心構(gòu)建的能源體系,包括可再生能源制取綠氫、綠色甲醇、綠氨等,具有清潔零碳、靈活高效、來源豐富的特點(diǎn),對于推動全球能源轉(zhuǎn)型和減少溫室氣體排放具有重要意義。該文圍繞中國氫基能源產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢進(jìn)行了闡述,分析了電解水制氫、綠色甲醇、綠色合成氨3種氫基能源發(fā)展的政策與市場背景,梳理了當(dāng)前我國氫基能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的規(guī)模、技術(shù)現(xiàn)狀,研判氫基能源發(fā)展階段與未來趨勢,為氫基能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展提供借鑒和參考。

關(guān)鍵詞:氫基能源;綠氫;綠氨;綠色甲醇;規(guī)模;技術(shù)

氫因其具有的能源、原料、介質(zhì)三重屬性,構(gòu)成了包括氫、甲醇、合成氨等的各類氫基能源。在全球產(chǎn)業(yè)低碳、綠色發(fā)展的大背景下,氫基能源成為了多個(gè)行業(yè)綠色轉(zhuǎn)型的重要載體。當(dāng)前,政策指引、技術(shù)進(jìn)步、需求拉動三點(diǎn)成為影響中國氫基能源整體產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要驅(qū)動力。綠色氫氣供應(yīng)、綠醇需求、綠氨需求這“一生產(chǎn)二應(yīng)用”的幾個(gè)維度,在短期內(nèi)將構(gòu)成氫基能源的重要支撐。分析其發(fā)展階段和前景可“一葉知秋”,帶來更多對氫基能源發(fā)展的思考。

一、電解水制氫:為規(guī)模應(yīng)用奠定基礎(chǔ)

(一)政策:鼓勵(lì)類政策將破除綠色生產(chǎn)障礙

2023年國內(nèi)部分城市和地區(qū)提出了諸多先行先試的政策,支持綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

一是破除優(yōu)化綠氫生產(chǎn)和使用的限制政策。2023年6月發(fā)布的《河北省氫能產(chǎn)業(yè)安全管理辦法》明確提出“化工企業(yè)的氫能生產(chǎn),應(yīng)取得危險(xiǎn)化學(xué)品安全生產(chǎn)許可[1];綠氫生產(chǎn)不需取得危險(xiǎn)化學(xué)品安全生產(chǎn)許可”。這是國內(nèi)首個(gè)對可再生能源制氫在?;吩S可方面進(jìn)行放松的政策。該文件中也提到了“允許在化工園區(qū)外建設(shè)電解水制氫(太陽能、風(fēng)能等可再生能源)等綠氫生產(chǎn)項(xiàng)目和制氫加氫一體站?!?023年,廣東省、遼寧大連、安徽六安、新疆阿勒泰地區(qū)布爾津縣等地的氫能相關(guān)政策均提出“允許在非化工園區(qū)建設(shè)制氫加氫一體站”[2]。

二是提供支持綠氫生產(chǎn)的補(bǔ)貼。2023年,多地市針對綠氫生產(chǎn)項(xiàng)目提出補(bǔ)貼政策,以綠氫銷售量直接補(bǔ)貼等的方式為主。如內(nèi)蒙古鄂爾多斯、新疆克拉瑪依提出對當(dāng)?shù)貧錃猱a(chǎn)能大于5000噸/年的風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目主體,按實(shí)際售氫量進(jìn)行1500~4000元/噸的退坡補(bǔ)貼[3];廣東深圳則采取對電解水制氫加氫一體站進(jìn)行電費(fèi)減免等補(bǔ)貼措施。

(二)規(guī)模:中國電解水制氫產(chǎn)能及電解槽需求量翻倍增長

2023年電解水制氫新增產(chǎn)能(建成項(xiàng)目)約3.7萬噸/年,同比增長約181%;截至2023年底,累計(jì)產(chǎn)能達(dá)約7.2萬噸/年。綠氫項(xiàng)目產(chǎn)能的持續(xù)建設(shè),推動2023年中國電解槽年需求量(在建項(xiàng)目)進(jìn)一步擴(kuò)張。2023年,中國制氫電解槽需求量約1.42GW(不含出口量),同比增長約128%。2021-2025年中國綠氫產(chǎn)能變化情況詳見圖1。

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來源:中咨氫能中心,能景研究

注:2021-2023年的產(chǎn)能為統(tǒng)計(jì)值,2024、2025年產(chǎn)能為積極情境下的預(yù)測。

圖1 2021-2025年中國綠氫產(chǎn)能變化

到2023年底,中國電解水制氫產(chǎn)能約63%集中在西北地區(qū)新疆、寧夏兩省;同時(shí)約80%采用光伏制氫,主要受中石化庫車光伏制氫等示范項(xiàng)目帶動。電解水制氫項(xiàng)目產(chǎn)能的落地受各地區(qū)可再生能源豐富水平、技術(shù)成熟度、減碳需求、消納潛力等因素影響。

短期來看,三北地區(qū)將成為中國電解水制氫產(chǎn)能主要聚集地,風(fēng)電制氫或風(fēng)光一體化制氫占比將逐漸升高。新疆、寧夏、內(nèi)蒙古等地是光伏資源或風(fēng)能資源最豐富地區(qū),光伏及風(fēng)電可利用小時(shí)數(shù)高,對氫氣綜合成本的快速下降具有重要作用;此外,這些地方分布有油氣加工、甲醇生產(chǎn)等一系列用氫裝置,可對綠氫的大規(guī)模工業(yè)應(yīng)用進(jìn)行技術(shù)驗(yàn)證并對綠氫實(shí)現(xiàn)有效消納。

長期來看,東部沿?;?qū)⒊蔀橹袊G氫產(chǎn)能主要來源之一,而風(fēng)電制氫為東部主要模式。東部沿海各省陸上及海上風(fēng)電技術(shù)可開發(fā)量超過4000GW[4-5],占東部可再生能源可開發(fā)量7成左右;在全國煉化、甲醇等用氫場景集中,東部地區(qū)的氫氣需求占總量50%以上;東部沿海港口眾多,其對外的氫基能源貿(mào)易也將率先起步。

(三)技術(shù):產(chǎn)業(yè)鏈不斷完善,相關(guān)指標(biāo)提升

當(dāng)前中國與綠氫定義相關(guān)的強(qiáng)制性標(biāo)準(zhǔn)等尚未出臺[6],大型綠氫項(xiàng)目仍以并網(wǎng)、半離網(wǎng)等為主。現(xiàn)階段市場對電解槽主要更看重制氫能耗等經(jīng)濟(jì)性、示范性的指標(biāo)。

2023年中國堿性電解槽進(jìn)入技術(shù)迭代階段。零部件性能進(jìn)展方面,部分國產(chǎn)化新型合金催化劑、復(fù)合隔膜開始在國內(nèi)電解槽廠家試用。結(jié)合部分廠家研發(fā)進(jìn)展,國產(chǎn)催化劑或隔膜等或可實(shí)現(xiàn)批量供應(yīng),1至2年內(nèi)在性能上迭代更新至國際前沿水平。國內(nèi)主流的中壓柱形堿性電解槽結(jié)構(gòu)進(jìn)展方面,單槽制氫量繼續(xù)增大,2023年有約10款2000Nm3/h單槽制氫量電解槽推出,且推出3000Nm3/h電解槽。低壓方形堿性電解槽路線進(jìn)展方面,2023年中國推出了至少三款低壓方形堿性電解槽,其中單槽制氫量最高達(dá)到3000Nm3/h。

國內(nèi)堿性電解槽的性能指標(biāo)不斷突破。一是額定制氫電耗降低,電流密度升高。制氫電耗、兩者主要與制氫催化劑活性、隔膜電阻等因素有關(guān)。2023年,主要廠家產(chǎn)品的額定制氫電耗平均約為4.3k·Wh/Nm3H2,電流密度約3200A/m2@1.8V。結(jié)合技術(shù)發(fā)展,預(yù)測到2025年,中國堿性電解槽制氫平均電耗有望降至4.1k·Wh/Nm3H2,同時(shí)電流密度升至4000A/m2@1.8V。二是負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍更寬。電解槽功率負(fù)載功率范圍主要受隔膜零部件、電解槽結(jié)構(gòu)、工程系統(tǒng)設(shè)計(jì)等方面影響。2023年,主要廠家產(chǎn)品的負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍約為25%~110%。受益于國內(nèi)電解槽產(chǎn)品設(shè)計(jì)迭代升級與制氫項(xiàng)目工程應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)積累,到2025年中國堿性電解槽負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍有望達(dá)到15%~110%。小型陣列式堿性電解槽方案中,并聯(lián)的子模塊電解槽達(dá)到40臺,系統(tǒng)制氫量達(dá)到4000Nm3/h。2021-2025年中國堿性電解槽制氫電耗及電流密度發(fā)展趨勢見圖2。

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來源:中咨氫能中心,能景研究

注:基于中國堿性電解槽市場前十企業(yè)披露數(shù)據(jù)平均總結(jié)。

圖2 2021-2025年中國堿性電解槽制氫電耗及電流密度發(fā)展趨勢

國內(nèi)PEM電解槽技術(shù)水平也逐步提升。一是零部件供應(yīng)鏈逐漸形成,國產(chǎn)質(zhì)子交換膜、催化劑技術(shù)等逐漸實(shí)現(xiàn)量產(chǎn);同時(shí)2023年以來燃料電池零部件企業(yè)逐漸涉足PEM電解槽領(lǐng)域,開始探索燃料電池極板、膜電極等向PEM電解槽的轉(zhuǎn)化應(yīng)用。二是2023年新公開的PEM電解槽產(chǎn)品在制氫電耗、電流密度等方面均有所提升,這主要得益于電解槽設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)的積累以及催化劑的逐步優(yōu)化等。三是貴金屬用量逐漸降低。2023年中國PEM電解槽貴金屬用量仍然較高,陽極部分貴金屬銥的負(fù)載量約1mg/cm2。同時(shí)實(shí)驗(yàn)室內(nèi)低銥催化劑技術(shù),如核殼結(jié)構(gòu)、原位制備等新型合成理念逐漸實(shí)現(xiàn)產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)化。到2025年,根據(jù)對技術(shù)轉(zhuǎn)化進(jìn)展的預(yù)判、各廠家披露的新型催化劑量產(chǎn)規(guī)劃等因素,中國貴金屬銥的用量或可降至約0.3mg/cm2。2021-2025年中國PEM電解槽制氫電耗及電流密度發(fā)展趨勢詳見圖3。

來源:中咨氫能中心,能景研究

注:基于中國PEM電解槽市場前十企業(yè)披露數(shù)據(jù)平均總結(jié)

圖3 2021-2025年中國PEM電解槽制氫電耗及電流密度發(fā)展趨勢

(四)成本:技術(shù)驅(qū)動,成本不斷降低

電解水制氫成本由電解槽折舊成本、電力成本、人工管理費(fèi)用、電解液材料成本等主要成本組成。其中電力成本與電解槽折舊成本占主要部分。折舊成本與電解槽系統(tǒng)成本、工作時(shí)長等有關(guān),電力成本與電價(jià)和電解槽電耗等相關(guān)。以如下工作場景為例進(jìn)行核算:在一臺5MW堿性電解槽工作6小時(shí)/日、電解槽價(jià)格700萬、壽命15年、電價(jià)(直接連接的光伏、風(fēng)電)為0.2元/kW·h等計(jì)算條件下,電解槽設(shè)備折舊成本約占總成本的31%,電力成本約占51%,人力、耗材等成本占18%。

電解制氫的降本路徑逐漸明確。根據(jù)國內(nèi)已建成的中石化新疆庫車綠氫等示范項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn),現(xiàn)階段國內(nèi)采用光伏直接連接制氫的情況下,綠氫的生產(chǎn)成本在16~25元/kg之間。其重要影響因素主要有電解槽工作時(shí)長、電力成本等兩大部分。工程及裝備技術(shù)經(jīng)驗(yàn)的發(fā)展將進(jìn)一步推動綠氫成本降低,其關(guān)鍵一是整體系統(tǒng)的設(shè)計(jì)水平提升,利用儲能、電網(wǎng)等綜合解決方案提高電解槽及整體系統(tǒng)的工作時(shí)長和利用水平,降低折舊成本;二是裝備技術(shù)進(jìn)步,制氫電源、電解槽、光伏/風(fēng)電裝備等效率提升,推動發(fā)電成本降低以及制氫綜合電耗降低。

二、 綠氫制甲醇:增量及存量市場均存機(jī)遇

(一)政策:減碳政策推動甲醇生產(chǎn)綠色轉(zhuǎn)型并帶來綠色甲醇需求

國內(nèi)就推動甲醇生產(chǎn)的綠色轉(zhuǎn)型頻繁出臺政策。我國傳統(tǒng)甲醇產(chǎn)能中煤制甲醇占到了80%左右,其余為天然氣與煤焦?fàn)t氣制甲醇。近年來在“雙控”(能耗總量及強(qiáng)度)方針下,甲醇新建產(chǎn)能尤其煤制甲醇受到了中央及地方上嚴(yán)格限制。一是設(shè)置了煤制甲醇新建裝置規(guī)格下限。國家發(fā)展改革委從《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導(dǎo)目錄(2019年本)》開始,明文限制新建100萬噸/年以下煤制甲醇生產(chǎn)裝置,抬高了煤制甲醇新建投資成本。二是嚴(yán)卡煤耗、能耗指標(biāo),山東等省份規(guī)定,新建煤制甲醇產(chǎn)能必須對本省煤制甲醇已有煤耗等進(jìn)行等量或減量替代(總量只減不增)。三是碳排放指標(biāo)監(jiān)管或?qū)⑹站o。2023年7月中央深改委通過《關(guān)于推動能耗雙控逐步轉(zhuǎn)向碳排放雙控的意見》文件,由以煤耗為指標(biāo)的“能耗雙控”進(jìn)一步拓展到以碳排為指標(biāo)“碳排雙控 ”,對甲醇生產(chǎn)的碳資源利用水準(zhǔn)提出了更高要求。與國家及各地方對傳統(tǒng)甲醇生產(chǎn)多方面限制相對應(yīng)的是,以碳捕集、綠氫、生物質(zhì)等為原料的新甲醇工藝路徑成為鼓勵(lì)對象,如《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導(dǎo)目錄(2024年本)》將“電解水制氫和二氧化碳催化合成綠色甲醇”列入鼓勵(lì)類條目。

2023年國際航運(yùn)領(lǐng)域的減碳政策帶動了綠色甲醇的國內(nèi)外市場需求。2023年7月,國際海事組織升級航運(yùn)業(yè)減碳目標(biāo):“到2040年全球碳排放較2008年至少降低70%,并正式開始開展船舶碳排放強(qiáng)度評級”[7]。2024年,歐盟也開始正式對歐盟境內(nèi)停泊的船舶征收碳配額[8]。據(jù)此,大規(guī)模近零排氫基能源(綠色甲醇與綠氨)替代傳統(tǒng)燃料成為最具潛力的實(shí)現(xiàn)路徑。多重因素驅(qū)動下,國際各大航運(yùn)龍頭開始訂造甲醇及氨燃料船舶,2023年新訂造船舶中甲醇船舶噸位占比達(dá)到13%、首艘氨燃料船舶下單,這為國際綠氫及氫基能源的消納帶來了明確需求。國際綠色甲醇相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定詳見表1。

表1 國際綠色甲醇相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定

注:1)RED為歐盟推出的可再生能源指令;

2)GHS為國際綠氫組織推出的國際綠氫標(biāo)準(zhǔn)。下同。

2023年甲醇船舶已成為國際航運(yùn)領(lǐng)域主流替代燃料船舶路線之一。根據(jù)克拉克森數(shù)據(jù),2023年全球共下單甲醇燃料船130艘,同比增長202.3%。從2023年訂單比例來看,全部燃料船型新增訂單中甲醇船舶約占13%(按船舶噸位,下同);在替代燃料船型的新增訂單中甲醇船舶約占28%,僅次于LNG燃料船(56%)[9]。

(二)規(guī)模:穩(wěn)步增長

截至2023年底,國內(nèi)已建成及在建的綠色低碳甲醇項(xiàng)目11項(xiàng),綠色低碳甲醇總產(chǎn)能約為36.6萬噸/年。多數(shù)項(xiàng)目規(guī)模為10萬噸級以下水平,正處于技術(shù)及商業(yè)示范階段。國內(nèi)低碳甲醇呈多技術(shù)路徑并行發(fā)展格局,煤化工耦合綠氫、二氧化碳加氫、生物質(zhì)耦合綠氫、生物質(zhì)直接氣化制甲醇4種技術(shù)路線,其中前3者均需要額外添加綠氫[10-12]。據(jù)能景研究預(yù)測,基于低碳產(chǎn)業(yè)政策、碳達(dá)峰目標(biāo)、市場發(fā)展、技術(shù)進(jìn)步等因素,到2025年中國低碳甲醇預(yù)計(jì)總產(chǎn)能或可超過80萬噸/年。2021-2025年中國低碳甲醇產(chǎn)能(不含耦合煤化工制甲醇)詳見圖4。

來源:中咨氫能中心,能景研究

注:本圖未統(tǒng)計(jì)綠氫耦合煤化工制甲醇項(xiàng)目及未耦合綠氫的生物質(zhì)制甲醇項(xiàng)目;二氧化碳加氫制甲醇的碳源主要指工業(yè)尾氣碳捕集來源的二氧化碳,包含生物質(zhì)電廠尾氣,氫氣來源包括綠氫及工業(yè)副產(chǎn)氫。

圖4 2021-2025年中國低碳甲醇產(chǎn)能(不含耦合煤化工制甲醇)

(三)技術(shù):三類綠色低碳甲醇技術(shù)帶來綠氫需求

綠氫的規(guī)?;?yīng)可行性得到驗(yàn)證,技術(shù)優(yōu)化方向更加明確。制氫環(huán)節(jié),綠氫規(guī)?;苽涔芾砑夹g(shù)逐步升級。2023年中國首次實(shí)現(xiàn)百兆瓦級制氫電解槽項(xiàng)目示范運(yùn)行;在百兆瓦級項(xiàng)目投運(yùn)基礎(chǔ)上,如何實(shí)現(xiàn)能量管理系統(tǒng)的進(jìn)一步優(yōu)化與整合、搭建更高效的安全控制系統(tǒng)等,以實(shí)現(xiàn)制氫電解槽與波動性風(fēng)光電力的高效匹配,做到氧中氫或氫中氧濃度的及時(shí)監(jiān)控及制氫系統(tǒng)自動化響應(yīng),或成為制氫側(cè)技術(shù)要點(diǎn)。氫儲運(yùn)環(huán)節(jié),高效供氫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)設(shè)計(jì)逐步優(yōu)化。2023年首次實(shí)現(xiàn)了“儲氫罐-輸氫管道”相結(jié)合的煉化場景綠氫供應(yīng)技術(shù)模式。擴(kuò)展到甲醇合成場景,在風(fēng)光制氫不穩(wěn)定與甲醇生產(chǎn)連續(xù)性用氫之間存在矛盾的背景下,設(shè)計(jì)涵蓋電解槽BOP系統(tǒng)(氫純化、電控等)、儲氫系統(tǒng)、輸氫管道系統(tǒng)等高度集成的一體化、低能耗、自動化控制管理技術(shù),或是重點(diǎn)核心技術(shù)。

綠色低碳甲醇合成技術(shù)開啟實(shí)踐,核心裝備、催化劑等進(jìn)入工業(yè)級應(yīng)用階段。

(1)綠氫耦合煤制甲醇(綠氫+煤)技術(shù)方面,低成本、高效的原有甲醇裝置改造技術(shù)逐步推進(jìn)。一是控制及監(jiān)測系統(tǒng)的改造,對水煤氣變換、綠氫儲罐及管道供應(yīng)等添設(shè)管理系統(tǒng);二是智能管理策略升級,由原有的煤制氫“氫/碳平衡”監(jiān)測自動控制升級為“煤制氫+綠氫”“ 氫/碳平衡”監(jiān)測及自動控制。

(2)綠氫耦合生物質(zhì)制甲醇(綠氫+生物質(zhì))技術(shù)方面,新型反應(yīng)路徑、新型氣化爐設(shè)計(jì)等即將進(jìn)入示范階段。生物質(zhì)氣化技術(shù)復(fù)雜多樣,不同生物質(zhì)氣化工藝(含氣化劑、溫度、壓力等多維考慮)、綠氫補(bǔ)充比例等條件下,甲醇生產(chǎn)的產(chǎn)量、碳排放量、成本等有著較大差異。2023年開工的中能建松原綠色氫氨醇一體化項(xiàng)目采用的“生物質(zhì)氣化制CO2+綠氫”工藝或是碳排放最低、甲醇產(chǎn)量最高的技術(shù)路線之一。

(3)二氧化碳加氫制甲醇(綠氫或灰氫+CO2)技術(shù)方面,“二氧化碳加氫催化”“碳捕集”兩項(xiàng)核心技術(shù)逐步突破。從2023年中國建成的兩項(xiàng)萬噸級二氧化碳加氫制甲醇項(xiàng)目來看,“碳捕集”技術(shù)已實(shí)現(xiàn)國產(chǎn)化,同時(shí)國內(nèi)各研究機(jī)構(gòu)將“降本”作為“碳捕集”技術(shù)下一步研發(fā)重心之一;“二氧化碳加氫催化”技術(shù)均源自于冰島CRI公司,國內(nèi)來自大連化物所等的國產(chǎn)“二氧化碳加氫催化”技術(shù)正在規(guī)劃進(jìn)行萬噸級示范。煤制甲醇及氫基低碳甲醇主流技術(shù)路徑示意詳見圖5。

圖5 煤制甲醇及氫基低碳甲醇主流技術(shù)路徑示意

(四)成本:與原料及工藝緊密相關(guān)

使用綠氫制甲醇的成本,一是取決于碳原料的種類來源,二是看具體工藝對碳原料與綠氫的用量要求。

(1)對于綠氫耦合煤制甲醇,煤價(jià)、綠氫替代灰氫的比例決定了甲醇成本,據(jù)估算其成本約在1700~3500元/噸之間。

(2)對于綠氫耦合生物質(zhì)制甲醇,生物質(zhì)種類及采收成本、生物質(zhì)加工工藝及綠氫用量對成本均有影響,據(jù)估算其生產(chǎn)成本在3500~5000元/噸之間。在部分生物質(zhì)收儲困難的地點(diǎn)或季節(jié),成本或超過5000元/噸。

(3)對于二氧化碳加氫制甲醇,工藝及原料需求相對確定,起決定因素的為二氧化碳捕集成本和綠氫成本,據(jù)測算采用工業(yè)尾氣碳捕集并耦合綠氫的生產(chǎn)成本約4000~5000元/噸。

三、綠色合成氨:各類應(yīng)用開始探索

(一)政策:低碳船舶應(yīng)用推進(jìn)合成氨新增市場

合成氨是國內(nèi)能耗、碳排放標(biāo)準(zhǔn)最嚴(yán)格的化工領(lǐng)域之一,綠氨是重點(diǎn)鼓勵(lì)方向。合成氨的生產(chǎn)以煤制氨為主,其產(chǎn)能占合成氨總產(chǎn)能的8成左右?!笆濉币詠?,合成氨領(lǐng)域展開了大規(guī)模產(chǎn)能升級與落后產(chǎn)能淘汰。根據(jù)2024年5月27日國家發(fā)展改革委等5部門發(fā)布的《合成氨行業(yè)節(jié)能降碳專項(xiàng)行動計(jì)劃》,到2025年底,能效基準(zhǔn)水平以下產(chǎn)能完成技術(shù)改造或淘汰退出,并推動以可再生能源替代煤制氫,提高綠氫利用比例。各地方對于傳統(tǒng)合成氨的生產(chǎn)也有嚴(yán)格限制要求,對綠氨則持積極鼓勵(lì)態(tài)度。如內(nèi)蒙古明確規(guī)定不再審批合成氨項(xiàng)目,除確有必要建設(shè)的綠氨以及焦?fàn)t煤氣綜合利用制合成氨項(xiàng)目;《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導(dǎo)目錄(2024年本)》將綠氨列為鼓勵(lì)類條目。

2023年國際氨燃料船舶開始進(jìn)入訂造階段,帶動綠氨國內(nèi)外市場需求。中國以及日、韓的多家船舶企業(yè),如中國船舶、日本造船等均在布局氨燃料船舶技術(shù),在氨燃料供應(yīng)、氨內(nèi)燃機(jī)等方面的技術(shù)基本打通。2023年比利時(shí)海事集團(tuán)向中船集團(tuán)旗下北海造船訂造了8艘氨燃料動力21萬噸散貨船,為全球大型氨燃料動力船舶領(lǐng)域首個(gè)訂單,計(jì)劃于2025年起陸續(xù)交付。國際綠氨相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定詳見表2。

表2 國際綠氨相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定

(二)規(guī)模:項(xiàng)目開工數(shù)量不斷增多

截至2023年底,國內(nèi)至少已有13項(xiàng)綠氨項(xiàng)目開工,對應(yīng)已披露綠氨產(chǎn)能約79萬噸/年,大多計(jì)劃于2024、2025年建成。以中小型項(xiàng)目為主,多在20萬噸/年產(chǎn)能以下,如1.6萬噸/年的中能建張掖綠氫合成氨一體化示范項(xiàng)目。基于低碳產(chǎn)業(yè)政策、市場、技術(shù)進(jìn)步等因素預(yù)測,綠氨產(chǎn)能到2025年或可超過110萬噸/年,到2030年或可達(dá)到約1300萬噸/年。不同規(guī)模綠氨項(xiàng)目數(shù)量占比(至2023年底建成、在建及規(guī)劃項(xiàng)目)見圖6。

圖6 不同規(guī)模綠氨項(xiàng)目數(shù)量占比(截至2023年底建成、在建及規(guī)劃項(xiàng)目)

(三)技術(shù):生產(chǎn)工藝簡單,但新增應(yīng)用場景仍需探索

工業(yè)合成氨生產(chǎn)采用Harber-Bosch工藝,化學(xué)方程式為3H2+N2→2NH3,相對簡單。而氫氣來自天然氣制氫或煤制氫,工藝復(fù)雜;氮?dú)鈦碜钥諝夥蛛x,工藝簡單。由于合成氨對氫氣來源無特殊需求,完全可以使用綠氫替代工藝復(fù)雜的煤炭與天然氣制氫,同時(shí)近乎實(shí)現(xiàn)零碳排放[13]。若采用綠氫替代煤制氫與天然氣制氫步驟,可實(shí)現(xiàn)除供熱環(huán)節(jié)外幾乎零碳排放。

綠氨生產(chǎn)碳源依賴低,工藝簡單,可實(shí)現(xiàn)規(guī)模上的優(yōu)先匹配。一方面,綠氨生產(chǎn)可以做到擺脫對煤炭產(chǎn)地的依賴,向綠氫產(chǎn)能中心聚集。與綠色甲醇生產(chǎn)依然需要煤炭做碳源不同(現(xiàn)階段空氣捕捉二氧化碳成本過高),綠氨的生產(chǎn)原料只需要綠氫與來自空氣的低成本氮?dú)?,不再需要大量的煤炭。因此綠氨的生產(chǎn)完全可以離開煤炭基地,轉(zhuǎn)而圍繞綠氫產(chǎn)能中心展開。另一方面,綠氨生產(chǎn)的工藝更加簡單,有利于就地消納。除去復(fù)雜的煤制氫與天然氣制氫工藝后,綠氨生產(chǎn)主要包含氮?dú)饪辗峙c氮?dú)浞磻?yīng)等環(huán)節(jié),裝置簡單,占地空間小,可搭配電解水制氫基地建設(shè),實(shí)現(xiàn)分布式制氫制氨,做到綠氫實(shí)時(shí)消納。而綠色甲醇還需要復(fù)雜的CO2生產(chǎn)或碳捕捉裝置,不利于隨制氫基地分布式建設(shè)。

國內(nèi)綠氨消納場景仍處于探索階段。相對于較易實(shí)現(xiàn)的綠氨生產(chǎn),國內(nèi)對綠氨下游消納場景的探索仍然相對有限,體現(xiàn)在氨能利用技術(shù)不成熟與應(yīng)用面狹窄兩方面。技術(shù)方面,氨燃機(jī)、氨燃料電池等技術(shù)仍不成熟,相關(guān)示范應(yīng)用很少;而且氨燃料直接利用或作為氫能載體的技術(shù)路線不確定,限制綠氨推廣。應(yīng)用方面,盡管國內(nèi)已有中國船舶集團(tuán)研發(fā)氨燃料動力船舶、福大紫金研發(fā)氫氨燃料電池客車等綠氨利用的探索,但是總體上集中在船舶航運(yùn)領(lǐng)域,汽車、重卡等領(lǐng)域尚未見探索,短期內(nèi)難以形成更加普適化的綠氨能源模式。

(四)成本:取決于風(fēng)光電力成本

綠氨生產(chǎn)工藝簡單,主要成本來自制氫及供熱等過程的電力消耗、電解槽及合成氨系統(tǒng)折舊成本等。其中,電力成本占據(jù)最大部分,在風(fēng)、光直供電場景電價(jià)0.1~0.25元/kW·h情況下,據(jù)測算電力成本占綠氨生產(chǎn)成本的60%~80%?,F(xiàn)階段,根據(jù)大安風(fēng)光制綠氫合成氨一體化示范項(xiàng)目等披露的數(shù)據(jù),國內(nèi)綠氨的生產(chǎn)成本在2600~3500元/噸左右,與各地區(qū)風(fēng)、光資源的豐富程度有直接關(guān)系。

四、結(jié)語

氫基能源在政策的指引和市場需求的拉動下,產(chǎn)業(yè)規(guī)模逐漸增長,技術(shù)體系快速發(fā)展并帶動經(jīng)濟(jì)性不斷提升,良好前景正逐漸顯現(xiàn)。氫基能源作為構(gòu)建未來新型能源體系的重要一環(huán),在國內(nèi)外節(jié)能政策與減碳政策推動下,利用價(jià)值及需求方向逐漸顯現(xiàn)。綠氫、綠氫制甲醇、綠氨作為氫基能源的三個(gè)領(lǐng)域,均已成為國內(nèi)重點(diǎn)鼓勵(lì)發(fā)展的方向。同時(shí),2023年起,國內(nèi)氫基能源示范項(xiàng)目加快布局,在項(xiàng)目開展數(shù)量、項(xiàng)目規(guī)模上均不斷突破,實(shí)現(xiàn)項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn)的逐步積累,也推動制氫裝備、系統(tǒng)設(shè)計(jì)等技術(shù)的快速產(chǎn)業(yè)化與迭代升級。目前,國內(nèi)氫基能源產(chǎn)業(yè)已進(jìn)入產(chǎn)業(yè)化初期,示范項(xiàng)目與裝備、工程技術(shù)的相互驗(yàn)證推動,以及新型核心材料、裝備等技術(shù)的突破,將是現(xiàn)階段發(fā)展的主旋律,推動氫基能源成本經(jīng)濟(jì)性的不斷提升及產(chǎn)業(yè)生態(tài)的逐步構(gòu)建。

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注:原文載自《石油石化綠色低碳》2024年第9卷第4期。文中圖片來源于網(wǎng)絡(luò),版權(quán)歸原作者所有。




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