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机遇已至——解析IEA《氢能的未来》

2019年07月11日 09:25
来源: 广证恒生

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【机遇已至——解析IEA《氢能的未来》】受G20主办国日本政府邀请,国际能源署于6月14日发布氢能的重磅报告《氢能的未来》,该报告详细介绍了氢能的现状以及未来发展的关键,我们将核心观点总结如下:发展氢能源优势与挑战并存。(广证恒生)

  受G20主办国日本政府邀请,国际能源署于6月14日发布氢能的重磅报告《氢能的未来》,该报告详细介绍了氢能的现状以及未来发展的关键,我们将核心观点总结如下:

  发展氢能源优势与挑战并存。氢气的优势在于无污染、高质量密度、可持续发展等,其劣势在于较高的生产成本和运输成本。由于氢气密度低,压缩、转化难度大,处于氢能源产业链中游部分的储运环节就成为制约氢能源大规模应用、急需技术突破的重点,同时上游制氢与下游应用也值得关注。

  基于成本优势,天然气和煤炭是氢气制备的主要来源,但水电解制氢碳排放最低。在目前生产的7000万吨的氢气中,76%来自天然气,其余23%几乎全部来自煤炭,极少部分来自水电解。由于天然气和煤炭制氢过程中易产生大量二氧化碳排放,因此发展水电解制氢成为人们关注的重点。在成本方面,采用天然气制备的氢气价格为1.5-3美元/kg,而采用可再生电力制备的氢气价格为2.5-6美元/kg,氢气成本很大程度上受天然气价格和电价的影响,据估算,当天然气价格为11美元/MBtu时,可再生电价须降至30-45美元/MWh才可与之竞争。制氢方式的选择还取决于各国资源丰富程度、投资约束、对碳排放的接受程度等因素的影响。

  氢的储存和运输成本跟不同的技术选择有关,而应当选择哪种储运技术受众多因素影响,如:运送距离、运送数量、储存时间。短时且少量的氢气储存可以采用将氢转化成氢基燃料的方法,对于这种方法,氢基产品的最大成本构成是典型的电力,约占40-70%的生产成本氢基产品,因此降低电力是一个重要的目标,同时提高转换链。另外一种方法是储罐储存,储罐储存氢气可以应用于燃料汽车,有非常广阔的前景,但是安全性能仍待提高。长时且大量的氢气可以被储存到盐穴、油气藏或含水层。目前盐穴应用较广泛,因为它相对成本较低、污染较小。氢的运输主要通过管道、卡车、船只,管道一般用于长距离的运输,卡车和船只用于短距离运输,管道的资本成本非常高,但是边际成本比较低,长距离的氢的运输通过管道运输可以有效降低成本。

  氢能源的应用——燃料电池和氢能汽车是关键,可以通过降低氢的生产成本、储运成本和加氢站基础设施建设成本来实现产业化通过增加工厂,燃料电池的各种部件的综合成本可以降低65%。储罐的成本下降速度会比燃料电池慢,美国能源部的最终目标是8美元/kWh,这意味着对于一个1800千瓦的油箱来说,成本可能会降至16700美元,而传统柴油卡车拖拉机的全部成本则为10万美元至15万美元。而加氢站有着很强的规模效应,将容量从50至500 kgH/天可能会降低特定成本)75%。

  氢能源的产业化进程中政府起着非常重要的作用。把握好国际能源署提出的四个近期机会和七个关键建议,我国氢能源产业有机会进入高速发展阶段。

  风险提示:政策推进不及预期,技术突破不及预期

  1。发展氢能源优势与挑战并存

  相比天然气和汽油,单位质量的氢蕴含更高的能量,因此非常适合作为运输材料。然而,由于单位体积氢气的能量密度较低,意味着在相同能量条件下,所需氢气的体积远远超过了其他燃料。这一点可以通过使用快速流动的管道或大型储氢罐来实现。氢可以通过压缩、液化转为能量密度更高的氢基燃料,但转换过程会消耗一些能量。

  2。产业链概况:各个环节技术都仍待突破,成本居高难下

  氢能源的产业链概况如图三,包括了氢能源的生产、储存、运输以及各种应用领域。其中氢能源的供应方主要有可再生能源(如风能、太阳能、电解水等),和不可再生能源(如天然气、煤炭、石油等);不可再生能源可以通过燃烧直接产生氢气和发电的能量,但与此同时会产生大量的二氧化碳;可再生能源可以发电,然后通过电解水产生氢气,实现零排放,从而实现可持续发展。这便是利用可再生能源生产氢气作为氢能源投入应用的最大优势之一。

  氢能源的产业链中游包括氢的储存、运输和分配。这也是氢能源投入大规模应用面临的最大难题之一,因为氢能源是目前发现的密度最小的气体,这使得它的储运非常困难。

  3。氢的供应来源:目前以天然气和煤炭为主,未来电解水发展空间很大

  在目前生产的7000万吨的氢气中,76%来自天然气,其余23%几乎全部来自煤炭。对天然气和煤炭的依赖造成了大量的二氧化碳排放。尽管在氨/尿素装置中,来自蒸汽甲烷重整(SMR)的浓缩二氧化碳流(每年约130mtCO)被捕获并用于尿素肥料的生产,但仍有大部分二氧化碳排放到大气中。

  目前最常用的制氢方法是SMR、煤气化和水电解技术。

  3.1天然气制氢占比最大,目前成本最低,排放问题有待解决

  3.1.1重整制氢为主,天然气出口国成本优势明显

  重整是利用天然气制氢最普遍的方法。有三种方法:蒸汽重整(以水为氧化剂和氢源)、部分氧化(以空气中的氧为氧化剂)或二者的结合称为自热重整(ATR)。

  天然气制氢的生产成本受各种技术经济因素的影响,其中天然气价格和资本支出最为重要。

  天然气成本是所有地区制氢成本结构中占比最大的部分,约占生产成本的45%-75%(图五)。中东、俄罗斯联邦和北美的天然气价格低,从而其制氢成本也较低。日本、韩国、中国和印度等天然气进口国面临更高的天然气进口价格,导致更高的制氢成本。

  3.1.2 CCUS对于今天运行的大型SMR机组脱碳至关重要

  CCUS(Carbon Capture,Utilization and Storage)技术可用于SMR和ATR制氢。在SMR的生产及排放过程中使用CCUS可以减少高达90%的碳排放。目前已有一些年产量为0.5兆吨氢气的SMR-CCUS工厂投入运营。SMR工厂捕获二氧化碳的方式有两种:一是将二氧化碳从高压合成气流中分离出来从而减少60%的排放,通常处理每吨CO2需花费53美元。二是从稀释的炉烟气中捕获二氧化碳,这样可以将减排水平提高到90%以上,但也会使成本增加到80美元/tCO2左右。合成氨/尿素和甲醇的减排成本高达90-115美元/tCO2,因为其排放的CO2气体稀释程度更高。在ATR技术中,所有的CO2都在反应器内产生,所以CO2回收率比SMR要高。集中排放也使得ATR的减排成本更低。目前ATR+CCUS技术有逐渐取代SMR技术的趋势。

  向SMR工厂加入CCUS将使平均资本支出增加50%左右,燃料成本增加10%左右。二氧化碳的运输和储存成本也导致运营成本平均翻了一番。然而在某些地区,SMR+CCUS的制氢成本为1.4-1.5美元/kg,是成本最低的低碳制氢方式之一。

  3.2水电解制氢是未来发展趋势,规模扩大可降低成本,解决污染问题

  水电解是将水分解成氢和氧的电化学过程。目前,全球专用氢气生产中只有不到0.1%来自水电解,通过这种方式生产的氢气主要用于需要高纯度氢气的市场(例如电子和多晶硅)。除水电解制氢外,氯碱电解制氯和烧碱的过程中产生的氢气副产品占全球总氢气的2%左右。

  随着可再生能源尤其是太阳能光伏和风能的成本下降,人们越来越关注电解氢,近年来已经开发了几个示范项目。目前电进行海水解槽系统的效率在60%到81%之间,主要取决于技术类型和负载系数。

  电解需要水和电。生产1千克氢气大约需要9升水,同时产生8千克的氧气副产品,这些氧气可用于医疗保健部门或工业用途。

  在缺水地区,淡水的获取可能是一个问题。在沿海地区,使用海水可能成为一种替代方法。使用反渗透淡化需要每立方米水3-4千瓦时(kWh)的电力需求和每立方米水0.7-2.5美元的成本(Tractebel,2018年;Caldera等人,2018年)。这对水电解的总成本影响很小,使制氢总成本增加了0.01-0.02美元/kgH。目前电解中直接使用海水会造成腐蚀性破坏和氯气的产生,但如何使海水在未来的电解中更容易使用,仍在研究中。

  现在有三种主要的电解槽技术:碱性电解、质子交换膜电解和固体氧化物电解槽。他们的主要技术经济特征总结见图七。

  3.2.1 碱性电解是一项成熟的商业化技术

  碱性水电解是一项成熟的工业技术。自20世纪20年代以来,它一直被用于化肥和氯气工业的氢生产。碱性电解槽的操作范围从最小负荷10%到最大设计容量110%。与其他电解槽技术相比,碱性水电解避免了因使用贵重材料而带来的成本负担。

  3.2.2 PEM电解槽系统由于成本高,目前应用不广泛

  PEM电解槽系统最早由通用电气公司于20世纪60年代引进,以克服碱性电解槽的一些操作缺陷。以纯水作为电解质溶液避免了氢氧化钾电解液的回收与循环。体积小的优势使其在密集城市地区相比碱性电解槽更受欢迎。它能够生产高度压缩的氢气,并且具有灵活的操作能力。它的工作范围可以从零负荷到设计容量的160%。然而,它需要昂贵的电极催化剂(铂、铱)和膜材料,并且寿命比碱性电解槽要短。目前,PEM电解槽的总成本高于碱性电解槽,而且应用范围较窄。

  3.2.3 SOEC技术是目前最不发达的电解技术

  SOEC是最不发达的电解技术。尽管一些公司目前正打算将其推向市场,但它尚未商业化。SOEC使用陶瓷作为电解质,材料成本低。在高温下作业使其具有很高的电气效率。因为用蒸汽电解,所以需要提供热源。如果产生的氢被用于合成碳氢化合物,在合成过程产生的余热可以回收,产生的蒸汽可用于进一步的SOEC电解。核电站、太阳能热能或地热系统也可作为高温电解的热源。

  与碱性电解槽和PEM电解槽不同的是,SOEC电解槽可以作为燃料电池反向运行,将氢转化为电能,这意味着它可以结合储氢设施为电网提供平衡服务,从而提高设备的整体利用率。也可以使用SOEC电解槽同时电解蒸汽和二氧化碳,产生气体混合物(一氧化碳和氢气),然后转化为合成燃料。开发SOEC电解槽的一个关键挑战是解决由于高温操作导致的材料降解问题。

  随着PEM技术的飞速发展,过去10年中不断开发出新的电解装置。大多数开发项目位于欧洲,也有少部分在澳大利亚、中国和美洲。电解槽的平均单位容量已从2000年的0.1兆瓦增加到2015年的1.0兆瓦,标志着小型试点项目向商业规模的转变和应用。规模经济的形成有助于降低成本并延伸行业的供应链。目前一些项目正在开发容量为10兆瓦甚至100 兆瓦及以上的电解槽。

  水电解制氢的生产成本受技术和工艺的影响,尤其是资本支出、转换效率、电力成本和年度工作时间。碱性水电解的资本支出为500-1400美元/千瓦,PEM电解为1100-1800美元/千瓦,SOEC电解槽估计范围在2800-5600美元/千瓦。电解槽成本占碱性水电解总资本支出的50%、占PEM电解系统的60%。剩余部分成本由电力、天然气和工厂建设承担。

  未来降成本有两条路径:一是技术创新 (如开发成本较低的电极和薄膜材料),二是工业上采用规模经济 (如开发容量更大的电解槽)。据美国能源署测算,当电解槽堆数量增加至20个时,碱性电解槽系统的成本可下降20%;当电解槽堆数量增加至6个时,PEM电解槽系统的成本可下降40%。

  随着电解槽运行时间的增加,资本支出对氢气成本的影响下降,而电力成本的影响上升。因此,生产低成本氢必须获得充足的低成本电力以确保电解槽能够长时间运行。可再生能源的推广产生了大量低成本的弃电,因此可以利用弃电进行水电解制氢以达到降成本的目的。但弃电的不可持续性限制了其使用,因为高载荷运行并支付额外电力的电解槽比仅使用弃电低载荷运行的电解槽成本更低。

  在使用电网电力进行水电解制氢的假设下,可清楚地观察到电力成本与运行时间之间的关系。低成本的电力一年内通常只能使用几个小时,意味着电解槽利用率低,资本支出高导致氢气成本高。虽然电力成本随着时间的增加而增加,但电解槽利用率的提高能使单位氢成本下降,能够达到3000-6000等效满载小时的最佳水平。除此之外,峰电的高价格会导致单位氢生产成本增加。

  利用可再生能源或核能发电为使用电网电力制氢提供了另一种选择。在可再生资源丰富的地区建造电解槽制氢可大大降低太阳能发电和风力发电的成本,从而降低氢气成本,即使将输送和分配成本考虑在内也是如此。这些地区存在于巴塔哥尼亚、新西兰、北非、中东、蒙古、澳大利亚的大部分地区以及中国和美国的部分地区。在太阳能光伏和风能资源都很丰富的地区,建立混合发电厂将有可能进一步降低成本。

  3.3 煤炭制氢:成本取决于煤炭的可用性和成本

  目前,中国绝大多数的煤炭制氢都是采用煤气化法,主要用于生产氨。煤气化制氢是一项成熟的技术,几十年来,化学和化肥工业一直在使用它来生产氨(尤其是在中国)。全球约有130家煤气化厂在运营,其中80%以上在中国。用煤制氢产生的二氧化碳排放量约为19吨CO/吨H,是天然气的两倍。

  资本支出要求约占煤炭制氢成本的50%。燃料占15-20%(图十三)。因此,煤炭的可用性和成本在确定可行性方面起着重要作用。

  3.4 生物质制氢:技术复杂,成本极高

  氢可以以不同的方式从生物量中产生。在生化过程中,微生物利用有机物质产生沼气(一种称为厌氧消化的过程)或酸、醇和气体的组合(发酵)。生物质热化学气化是一种将生物质转化为一氧化碳、二氧化碳、氢气和甲烷混合物的过程,其工作原理与煤炭气化非常相似。厌氧消化生产沼气是这些工艺中技术最成熟的,但只能处理污水污泥、农业、食品加工和生活垃圾以及一些能源作物。发酵可以处理一些植物中不可食用的纤维素部分。气化可能转化所有有机物,尤其是生物质的木质素成分。尽管世界上有许多生物质气化示范工厂,但该技术尚未完全发展,可能导致催化剂中毒的焦油的形成问题尚未完全解决(Ericsson,2017年)。在所有方式下,产生的气体都需要进一步处理以提取氢气。

  生物量的复杂加工意味着它通常是一种比太阳能或风能电解更昂贵的低碳氢生产方法。廉价生物质的供应也限制了大规模生物质制氢的潜力。例如,满足美国市场6000万吨氢气的理论需求将需要几乎100%的生物质能,但仅需6%的风力发电量和不到1%的太阳能。然而,将生物质能产生的氢气与碳捕获和储存相结合,可能是创造所谓“负排放”的一种选择,这可能在未来发挥作用。

  4。不同生产技术选择的成本比

  短期内,化石燃料的成本优势仍将持续。在不适用CCUS的情况下,天然气制氢的成本为1-2美元/kg。除煤制氢外,燃料成本是制氢成本中最大的组成部分。因此,未来的氢成本将在很大程度上受到电力和天然气成本的影响

  不同制氢技术对二氧化碳的影响差异很大。在不使用CCUS的情况下,天然气制氢的碳排放强度大约是煤制氢的一半。水电解制氢的二氧化碳排放强度取决于输入电流的二氧化碳排放强度。

  大多数情况下,使用CCUS或可再生能源电力生产的低碳氢比未稀释的化石燃料产生的氢更昂贵。天然气制氢的成本价格一般在1.5-3美元/kg左右,而可再生能源(太阳能或风电)发电产生的氢气价格则在2.5-6美元/kg左右。天然气或可再生电力生产的低碳氢的未来竞争力主要取决于天然气价格和电价。在天然气价格较低的情况下,可再生电力必须达到1美元/ MWh以下,才能使水电解成为具有成本优势。若天然气价格提升,可再生电力的价格也将增加:当天然气价格为11美元/MBtu时,可再生电力在30-45美元/MWh时具有竞争力。

  对于不同国家,可再生电力和天然气成本对氢生产成本会产生明显的影响。若是可再生资源丰富但天然气依赖进口的国家, 用可再生能源生产氢气可能比用天然气便宜;而在天然气价格较低的国家,使用天然生产氢气可能是更便宜的选择。

  5。氢的储存:成本与许多因素有关,需要权衡考虑

  5.1短时且少量的储存

  5.1.1将氢转化为氢基燃料和易于储存、运输和使用的原料

  氢具有较低的能量密度,因此它比化石燃料更难以储存和运输。但它可以转化为氢基燃料和原料,例如可利用现有的合成甲烷、合成液体燃料和氨运输、储存和配送的基础设施,从而达到降低成本的目的。

  将氢转化为燃料和原料的方式有很多种:可以将氢和氮、氨合成碳氢化合物(如甲烷、甲醇、柴油或喷气燃料),也可以将氢和碳结合成二氧化碳。

  然而,对于以电解氢为基础的储存,将氢转化为燃料的大部分电力将会在转化过程中丢失。此时氢基产品的最大成本来自于电力(约占40-70%)。20美元/兆瓦时的电价对应60-70美元/桶的液态烃,即使不增加资本支出和运营成本、二氧化碳原料成本和其他成本,该价格已经接近化石燃料的价格。因此重点在于降低电力成本、提高转换效率。

  5.1.1.1转化成氨

  氨是氮和氢的化合物,因此燃烧时不会产生二氧化碳排放。

  它是一种在正常温度和压力下的气体,但可以在-33°C下液化,这一温度不太难达到。液氨的体积能密度比液氢高50%。氨作为制冷剂已经使用了170年,并且作为氮肥和炸药的化学原料已经有一个世纪了。工业用于储存和运输,包括远洋油轮。原则上,氨可以用作各种能源应用中的燃料(例如,用于燃煤电厂的共燃),但这些应用中没有一个在今天商业化使用。氨的毒性意味着它的处理需要小心,可能仅限于受过专业培训的操作员,这可能限制了它的技术经济潜力。

  氢可以与二氧化碳结合生成合成碳氢化合物,如甲烷或合成液体燃料,如甲醇、柴油、汽油和喷气燃料。其中一些产品具有比氢或氨更高的能量密度:合成甲烷:这可以直接从二氧化碳和氢在甲烷化过程。目前甲烷化过程的应用主要依赖于催化甲烷化(热化学)。生物甲烷化也是可能的厌氧环境中的微生物将氢和二氧化碳转化为甲烷这还处于开发的早期阶段。大部分项目为氢基到目前为止,燃料和原料的目标一直是生产合成甲烷70个示范工厂(图十八)。其中大部分位于德国和其他国家欧洲国家。

  5.1.1.2 合成碳氢化合物

  1)合成甲烷

  这可以在甲烷化过程中由二氧化碳和氢气直接生成。目前甲烷化工艺的应用主要依赖于催化(热化学)甲烷化。生物甲烷化也是可能的,在厌氧环境中微生物将氢和二氧化碳转化为甲烷,但这是一个早期的发展阶段。到目前为止,大多数氢基燃料和原料项目的目标是生产合成甲烷,有近70个示范工厂(图十九)。其中大部分位于德国和其他欧洲国家。

  2)合成柴油或煤油

  合成柴油或煤油的生产需要氢和一氧化碳作为输入。由于一氧化碳通常不容易获得,因此可以使用二氧化碳代替。这种二氧化碳首先转化为一氧化碳,产生的一氧化碳和氢气的合成气随后被转化(通过费托(FT)]的合成燃料和原料液13个,与进一步的升级和合成,柴油或煤油。FT合成是非常慢和需要costly投资。

  3)合成甲醇

  甲醇是最简单的:酒精。它有一个平等的兆焦耳能量的内容以19.9公斤(LHV)和高能量密度超过80%的液体氢。作为一个可移动的液体,它是很容易,像其他普通石油燃料。它是在普通液体石油燃料是有毒的,但不同的mutagenic致癌或他们不是。水和甲醇是一种可生物降解,生产合成气和它是完全从商业。在今天的全球40%的能源是用于甲醇生产甲醇的用途,但也可以被用来作为构建块synthesising for a范围的化学品,如生物塑料的生产。

  4)合成烃

  氢合成烃的生产使用二氧化碳作为输入,可以通过各种方法得到。例如,在德国的Werlte,自2013年以来,电解槽容量为6兆瓦的工厂每小时生产300立方米的合成甲烷,其中二氧化碳由沼气工厂提供。自2012年以来,冰岛已建立了一个甲醇生产用合成液体工厂,电解槽容量为6兆瓦,甲醇产量为每年4000吨。从地热发电厂收集所需的二氧化碳。

  生产氨和合成烃的主要成本构成是资本支出和氢气成本,以及生产氢气时的电力成本通过电解,对于合成烃,二氧化碳原料成本。资本成本约占合成氨和合成氨总生产成本30-40%。碳氢化合物,如果氢是由电产生的。资本支出成本主要由电解槽的成本,而合成工艺和其他设备组件有一个较小的影响。学习效果可能会将不同类型的资本支出成本大约减半。长期的生产路径,从而降低生产成本。当比较不同电力线的生产成本时,成本氨的含量低于合成烃(图十九)。

  5.1.2 利用特殊材料的储罐储存,安全性是关键

  储存压缩或液化氢的罐具有较高的排放率和效率约99%,使其适用于小规模应用,其中本地燃料库存或原料需要随时可用。压缩氢(在700巴压力下)只有汽油能量密度的15%,所以在汽车加油站储存等量的能量几乎需要七倍的空间。氨具有更高的能量密度,因此可以减少对这样的大型坦克,但这些优势必须与能量损失相权衡,当最终使用时,用于转换和再转换的设备需要纯氢(见下文)。当涉及到车辆而不是加油站时,压缩氢罐具有更高的比锂离子电池更高的能量密度,因此在汽车或卡车上的行驶范围比现在大。可与电动车辆一起使用。

  研究正在继续,目的是找到减小坦克尺寸的方法,这将在人口稠密的地区特别有用。这包括查看能够承受800巴压力的地下储罐,从而使氢。固态材料如金属和化学氢化物中的储氢一个早期的发展阶段,但可能使氢密度更大在大气压下储存。

  5.2 长时且大量的储存

  5.2.1 盐穴成本相对较低、污染最小

  自20世纪70年代和80年代以来,英国和美国的化学部门已将盐穴用于储氢。盐穴的成本通常低于0.6美元/kgH,效率约为98%,且对储存的氢气污染的风险较低(H1,2018;B_nger等人,2014;Lord、Kobos和Borns,2014年)。他们的高压使高排放率,使他们对工业和电力部门的应用有吸引力

  5.2.2 油气藏成本相对盐穴高、污染小

  耗尽的油气藏通常比盐穴大,但它们也更具渗透性,并且含有污染物,这些污染物必须在氢可用于燃料电池之前清除。

  5.2.3 含水层成本和可行性有待证明

  含水层是三种地质储存方案中最不成熟的一种,有多种证据表明它们的适宜性(尽管它们以前被用于储存含50-60%氢气的城镇天然气)。与油气藏一样,天然屏障将绝大多数氢深埋在地下。然而,与微生物、流体和岩石的反应会导致氢的损失。因为他们以前没有由于使用纯氢进行商业用途调查,许多含水层也会产生勘探和开发成本。

  在枯竭的储层和含水层中储存氢的可行性和成本仍有待证明。如果他们能够克服这些挑战并使自己成为可行的,这两种方案都将是按照季节性氢储存所需的规模提供储存的选择,尤其是在没有进入盐穴的地方。

  6。氢的运输和分配:成本与许多因素有关,需要权衡考虑

  今天氢通常以压缩气体或液体的形式储存和输送。绝大多数是现场生产和消费(约85%),还是通过卡车或管道运输(约15%)。未来,这些选择之间的平衡可能会发生变化,出现新的选择可能会出现替代品。不同选择的竞争力将取决于氢的运输距离、规模和最终用途。长途运输将使氢从低成本生产地区出口到高成本地区成为可能(图二十)。对于依赖能源进口的国家来说,这也可以提高能源的多样性加强能源安全。

  6.1长距离运输——低温液态氢

  这种方法目前是研发的重点,它相比于高温气态储运最大的一个优势就是其体积比容量大。但是受限于法规、成本及技术,该技术目前在我们国家只能应用于航天火箭发射,未来低温液态储运氢气的技术将有希望广泛应用于加氢站和车载系统之中

  6.1.1 管道运输

  今天世界上有近5000公里的氢气管道,相比之下约300万公里的天然气输送管道。这些现有的氢气管道由工业氢气生产商经营,主要用于将氢气输送至化工产品,以及炼油厂设施。管道运营成本低,使用寿命在40至80年之间。他的两个主要缺点是所需的高资本成本和获得通行权的必要性。这意味着如果是新的,未来氢需求的确定性和政府的支持是至关重要的。

  6.1.2 船舶运输

  目前还没有运输纯氢的船只。这类船舶将广泛与液化天然气船类似,在运输之前需要液化氢气。当船舶和液化过程都需要大量的成本,许多项目正在积极寻找合适的船只。预期这些船将由氢气提供动力,在旅途中会蒸发掉(大约0.2%的货物可能每天消耗量,与液化天然气运输船消耗的天然气量相似)。除非高价值液体可以在同一个容器中以相反的方向运输,船舶将需要空的返回。

  6.1.3 管道和船舶成本对比

  对于管道,考虑到所有资本和运营成本,IEA估计将氢气作为天然气运输约1500公里的成本约为1美元/千克氢气(图二十一)。将氢转化为氨的成本约为1美元/千克氢气(在不同地区之间有些变化)。随着输送距离的增加,输送氢气的成本也随之增加。

  对于船舶,氢气必须在运输前液化或转化。这需要氢、低碳化合物或氨的运输和储存成本增加额外成本。

  6.2 较长距离运输——高温气态氢

  这是目前技术最成熟,也是运用最广泛的一种方法。它采用高压将氢气压缩到一个耐高压的容器里,目前所使用的容器是钢瓶,存在泄露爆炸隐患,安全性能较差。未来,高压气态储氢还需向轻量化、高压化、低成本、质量稳定的方向发展

  6.3 短距离运输——液态有机氢载体

  有机液体储氢技术储氢容量高,关键在于可以利用传统的石油基础设施进行运输、加注。可以建立像加油站那样的加氢网络。因此,该技术相比于其它技术而言,具有独一无二的安全性和运输便利性。该技术尚有较多的技术难题,但随着技术的进步,从长期来看,该技术极具应用前景。

  6.3.1卡车

  今天,氢的分配主要依靠压缩气体拖车来减少距离。

  6.3.2管道

  天然气配气管道在各地区分布广泛。新的专用氢气分配管道将代表更大的资本成本,尤其是为建筑物供热所需的规模。

  6.3.3 卡车和管道的成本比较

  虽然今天载运氢气的卡车会分配大部分的氢气,但这是一个相对高成本选项(图二十二)。随着分布距离的增加,管道与卡车的成本竞争日益激烈。分配的一个关键考虑因素是多少最终用户需要氢气。如果需要大体积,则可以使用较大的管道,从而降低了交货成本。

  成本也很大程度上取决于氢的最终用途。再转化的成本取决于所需氢气的纯度。国际能源署估计,用卡车在500公里的距离内分配低碳碳氢化合物的成本将是0.8美元/kgH以及最终使用点氢气的提取和净化成本2.1美元/kgH。因此,本地分销的总成本为2.9美元/kgH。对于氨,等效成本为1.5美元/kgH;但是,如果氨可以供最终客户使用,无需再转化为氢气,成本为分销将大幅下降,为0.4美元/kgH。

  交付氢气的总成本将根据进出口国、输配电距离、方法运输和最终用途需求。尽管大部分成本存在许多不确定性成分,IEA分析表明,对于内陆输配,氢气对于低于3500公里的距离来说是更便宜的选择(图二十三)。超过这个距离,氨管道将是更便宜的选择。比较使用管道和对于以下距离,通过管道输送和分配氢气的船舶成本更低。大约1500公里。在这一距离之上,lohc和氨气通过船舶运输,这是广泛的类似于他们的全部成本,成为更便宜的交货方式。运输和使用但是,氨水或一些氯离子可能会引起潜在的安全性和公众的接受。在某些情况下可能限制其应用的问题。

  7。氢的当前和潜在工业用途:重点关注氢能源汽车

  目前大多数氢被用于三个工业部门:炼油、化工、钢铁和天然气钢铁。为满足这些部门的需要而生产的氢已经达到了商业规模几乎完全来自天然气、煤炭和石油,以及相关的环境影响。然而,这些技术是可用的,以避免这种化石燃料使用的排放生产和供应低碳氢。在某些情况下,这些替代方案已经存在部署在政策和经济支持的地方。图二十五提供了关于目前和将来氢的工业用途及他们未来发展的潜力表。

  7.1 炼油中的氢:解决排放问题是关键

  天然气价格的差异很大程度上反映了制氢成本的差别。我们生产成本是世界上最低的,欧洲的成本要高得多。在美国,氢的成本约为1.1美元/kgH或0.7美元/kgH一桶精制石油。对于炼油厂来说,这似乎是一个相对较小的成本组成部分

  引入CCUS可以较大程度上解决排放问题。尽管CCUS的技术成本不断下降,但规模较大炼油厂制氢装置采用CCUS需要政策的帮助。特别是考虑到炼油行业利润率较低、竞争激烈的特点行业。引入CCUS将增加约0.25-0.5美元/桶的增量成本,这高于目前的碳价格水平(零到0.1美元/桶)。这意味着炼油商很可能倾向于支付二氧化碳的价格,而不是直接致力于捕获和开采储存二氧化碳。更高的碳价格,或同等的政策激励,将改变这一局面。例如,如果碳价高于50美元/tCO,就可以用CCUS生产天然气在大多数地区具有经济吸引力,并可能引发更广泛的CCUS at部署SMR工具(图二十七)。

  7.2 化学工业中的氢:主要用于合成氨和甲醇

  氢是几乎所有工业化学品分子结构的一部分,但只有一部分初级化学品需要大量的专用氢气生产来作为原料,特别是氨和甲醇(图二十八)。

  初级化工生产对氢的需求将从目前的44吨/年增加随着对氨和甲醇需求的增长,到2030年将达到57公吨/年(图二十九)。

  7.3 钢铁生产中的氢:是目前氢的第四大需求来源,到2030年需求预计增长6%

  直接还原铁(DRI)是一种从铁矿石生产钢的方法。该工艺是当今第四大单一氢需求来源(4mtH/年,或纯氢和混合氢总量的3%左右),经过炼油、氨和甲醇。根据目前的趋势,到2030年,全球钢铁需求将增长6%左右,发展中国家对基础设施和人口增长的需求将弥补其他地区的下降。

  与化工部门一样,钢铁部门生产大量的氢气,作为副产品(例如,焦炉气)与其他气体混合,其中一部分在该部门内消耗,另一部分分配到其他地方使用。实际上,所有这些氢都是由煤和其他化石燃料产生的。为了减少排放,正在努力测试以氢为主要还原剂的钢铁生产(与化石燃料产生的一氧化碳不同),预计将在20世纪30年代进行第一次商业规模的设计。同时,低碳氢可以与现有的低碳氢混合。目前以天然气和煤为基础的工艺,以降低其总二氧化碳浓度。

  7.4 高温用氢:目前几乎没有专门的氢用于这一应用

  工业高温热是未来氢需求增长的一个潜在来源,但目前几乎没有专门的氢用于这一应用。

  7.5 交通:技术问题仍待突破,成本太高导致难以普及

  氢和这些氢基燃料在不同运输方式下的适宜性是图三十一列出了它们的一些主要优点和缺点。

  7.5.1 燃料电池和内燃机

  氢燃料电池车是使氢或含氢物质与空气中的氧在燃料电池中反应产生电力推动电动机,由电动机推动车辆。这种氢能源汽车目前无法大规模投入市场的主要原因在于其造价过高、以及技术上仍待突破。

  氢内燃机汽车是以内燃机燃烧氢气(通常透过分解甲烷或电解水取得)产生动力推动汽车。氢内燃机目前无法大规模投入市场的主要原因在于其油缸内的氢气很快耗尽,只能行驶数英里便没能量。尽管宝马的氢内燃车有更多的力量,比氢燃料电池车更快,它以三百公里每小时创下了氢汽车的最高速记录。但不管技术如何突破,氢内燃机未来的发展由于技术特点受限,氢燃料电池成为比较可行的路线。

  7.5.2 加氢站建设

  氢燃料补给基础设施的安装虽然相对有限,但已选定过去几年的增长势头。2018年,道路运输车辆加氢站,包括公共加油点和私人加油点,全球共达到381个(图三十二)。日本(100)、德国(69)和美国(63),这三个国家拥有最多数量的公开氢燃料补给站。然而,与电动汽车相比,数字仍然很小:在世

  界上,有将近144000个公共快速充电器。

  目前由于我国从事核心设备研发的企业较少,加氢核心设备依赖国外进口,导致建设成本很高,这是加氢站难以普及的最重要原因之一。另外还有土地价格过高因素。截止至2018年7月,我国建成以及在建的加氢站共有41座。虽然公开资料显示,未来5年,全球主要国家将加快加氢站建设,到2020年,全球加氢站保有量将超过435座,2025年有望超过1000座,但是是否能够完成目标值得怀疑。我国的加氢站基础建设属于我们国家氢能源汽车发展的最薄弱的一个环节。

  7.5.3 海事部门

  石油产品目前在航运业占主导地位,因此,在航运中使用氢基燃料非常有限。然而,比利时有一个项目用于在海上内燃机中与柴油共同燃烧氢,还有20多个项目用于高达300千瓦的燃料电池,主要用于辅助动力装置(DNV GL,2017年)。在加利福尼亚(ggzem,2018年)、爱尔兰、挪威(airclim,2018年)和一些欧洲范围的运营中,计划使用燃料电池的项目,通常与电池结合使用。

  如今,船舶不使用氨气作为燃料,但船上交易的氨气当量约为3.5 MtH/年。一些研究和示范项目正在考虑将氨作为船舶燃料的燃烧(Brown,2018年)。现有发动机中氨的满意燃烧通常需要点火促进剂(以克服其较低的点火能量)和发动机改装。

  根据目前的趋势,到2050年,国际航运量预计将增加两倍以上。在缺乏气候变化缓解政策的情况下,这可能会导致该行业对石油产品的需求增加50%,达到约600万桶/天。采取行动减少与石油使用相关的排放量,可能会开辟使用氢基燃料的途径。国际海事组织(IMO)已制定了减少硫和温室气体排放的战略。

  7.5.4 钢轨

  铁路已经是最电气化的运输方式。尽管大多数国家电气化铁路的比例仍在扩大,但由于利用率高的线路是第一条实现电气化的线路(IEA,2019B),铁路网络的进一步电气化可能会抵消投资回报的减少。例如,在法国和德国,电气化铁路现在承载了80%的交通量,尽管铁路网中不到一半已经实现了电气化(欧盟委员会,2016年)。除了双模式柴油机-电力选择外,一些技术在非电气化轨道上提供零尾气排放,而且在未来几十年,该行业似乎将朝着这些方向发展。其中最具创新性的是电池电动列车和氢燃料电池列车。带有较小电池的电池电动列车也可用于部分电气化线路,通过遗漏最难通电的轨道部分(如桥梁或隧道),可以大幅降低电气化成本。

  7.5.5 航空

  2017年,航空业占全球能源相关二氧化碳排放量的近2.8%,在当前趋势下,到本世纪中叶,航空客运量预计将翻一番,达到近1600亿公里/年。提高效率应降低能源消耗,减缓能源需求的增长,但最终需要替代燃料,以避免该部门的排放增加。先进的生物燃料和氢基燃料是主要的选择。

  虽然已经有可行性研究和示范项目测试了小型飞机使用氢气的范围(DLR,2016年;Schilo,2009年;Airbus,2000年),但使用纯氢气作为航空燃料需要进一步的研究和开发。氢气的低能量密度和对低温的需求C储存将需要改变飞机设计,以及机场的新加油和储存基础设施。更多的项目(2018年共130个)正在开发中,用于直接使用电力,而不是纯氢,主要用于城市出租车(汤姆森,2018年)。然而,直接电气化也面临挑战,特别是与电池重量和成本有关。

  7.6 建筑行业未来各种能源和技术很可能共存

  用低碳替代品替代供热,通过降低供热需求改善建筑是一项挑战。建筑物的能源使用决策是复杂的取决于建筑类型、位置、所有权、客户偏好、设备成本、能源价格和整体便利性,以及其他因素。这几个变量意味着在未来,各种能源和技术很可能共存,从天然气锅炉以电热泵、区域供热和太阳能供热为主。氢的促进能源转变的潜力(例如通过混合或甲烷生产)以及长期的脱碳热策略(例如从纯氢生产)。在此过程中,它可以利用现有的建筑和能源网络提供灵活性和连续性的基础设施。

  7.7 氢可能成为一种长期存储电力的选择

  今天,氢在电力行业中的作用微乎其微:它不到发电量的0.2%。这主要与钢铁工业、石油化工厂和炼油厂的气体使用有关。但这在未来有可能发生改变。氨的共燃可以降低现有常规燃煤发电厂的碳强度,而氢燃气轮机和联合循环燃气轮机可能是电力系统中灵活性的来源,同时可变可再生能源的份额也在增加。以压缩气体、氨或合成甲烷的形式,氢也可能成为一种长期储存选择,以平衡电力需求或可再生能源发电的季节性变化。

  8。氢气运用于燃料电池的成本竞争力:大规模生产可有效降低成本

  8.1 燃料电池成本和降低成本的潜力

  在过去十年中,燃料电池已经大幅降低了成本(Yumiya,2015年),但是成本仍然很高,产量仍然很低。

  未来,通过研究驱动的技术进步,成本可能会进一步降低。它可能会增加催化剂活性,从而降低铂含量,即燃料电池的昂贵部件。也有可能开发出不含铂的催化剂。还需要研究优化燃料电池部件的设计和集成。在膜电极组件中,降低双极板的成本预计将在未来成本中占越来越大的份额)和工厂的平衡部件(如压缩机和加湿器)。

  未来还可以通过规模经济来降低成本:增加在单个制造厂中制造的单元降低了每个组件的特定成本。大约一半的系统成本在双极板、膜、催化剂和气体扩散中。通过增加工厂,这些部件的综合成本可以降低65%。规模从每年1000到100000台,使系统成本降至50美元/千瓦。将规模进一步扩大到每年50万台,可能会降低成本只增加了10%,降低到45美元/千瓦(威尔逊、克莱恩和帕帕乔治奥普洛斯,2017年)。然而,这些成本降低估计必须与同时提高燃料电池的性能和耐久性。更高的耐久性要求可以转化为更高的燃料电池成本,并限制通过规模经济。最近美国能源部(DOE)的数据考虑了这些因素权衡并提供75美元/千瓦的初步耐久性调整成本目标(美国能源部,2019年)。然而,汽车制造商正在努力提高耐久性,例如通过制造燃料单元操作映射以减轻性能下降。制造业的规模经济可以很快实现。全球卡车销售情况2017年约160万辆中型车和180万辆重型车。中等负荷卡车需要的动力大约是汽车的两倍,而重型卡车则需要四辆左右。然而,这些要求可以通过在燃料电池堆旁边安装燃料电池堆来满足。最具成本效益的做法可能是装备一种中型燃料。两个燃料电池堆的电池电动卡车和四个燃料电池堆的重型卡车。达到5%全球卡车市场份额将需要五个燃料电池系统工厂生产10万辆(叠)一年。中国每年需要10家工厂生产10万台,以满足目前国内中重型卡车年销售额的四分之一。乘用车行业的市场规模远大于卡车,2017年全年新车销量约8500万辆,轻型商用卡车销量1000万辆。这些轻型车辆需要一个由单个燃料电池组组成的系统,每辆车的峰值功率为80-100千瓦。达到全球汽车市场5%的市场份额需要40个燃料电池制造厂,每年平均产量为10万辆

  8.2 储罐成本和降低成本的潜力

  船上存储罐的成本由昂贵的复合材料决定,预计会以比燃料电池慢的速度下降。车载氢储存要求汽车和卡车在350-700巴的压力下进行压缩,这相当于6-15%的氢能含量。目前车载储存系统(包括配件、阀门和调节器)的成本估计为23美元/kWh的可用电量。以每年10000个单位的规模储存氢气,以每年500000个单位的规模减少至14-18美元/kWh(Vijayagopal、Kim和Rousseau,2017年)。美国能源部的最终目标是8美元/kWh。对于一辆600公里的汽车来说,这意味着现在的成本约为3400美元,而对于一辆225千瓦时的油箱来说,长期成本约为1800美元。对于700公里的重型卡车而言,这意味着如今的成本为27 700美元,而对于1800千瓦时的油箱,成本可能会降至16700美元,而传统柴油卡车拖拉机的全部成本则为10万美元至15万美元

  8.3 加油基础设施成本和降低成本的潜力

  燃料补给基础设施的推广是燃料电池汽车的一个关键要求。加氢站有很强的规模经济,将容量从50至500 kgH/天可能会降低特定成本(即每千克加氢)75%。高达1000 kgH/天的大型发电站正在建设中。

  9。推动关键价值链发展的相关政策

  实际上,过去对氢能的热情在最近的历史中已经出现了几次浪潮,但是没有一次能完全转化为不断上升的可持续投资,基本上都是因为氢的扩大很大程度上依赖于石油和天然气的高企和不断上涨的价格,并在很大程度上集中于单一的最终用途部门:运输。但是这一次不一样,最重要的一个原因是:今天支持氢气的声音联盟包括可再生能源电力供应商、工业天然气生产商、电力和天然气公用事业公司、汽车制造商、石油和天然气公司、主要工程公司以及世界上大多数最大经济体的政府。它还包括那些使用或可能使用氢气作为工业生产原料的人,而不仅仅是能源,氢气现在可能拥有其未来所需的跨部门承诺支持。而且有政策直接支持氢技术投资的国家的数量正在增加,以及它们所瞄准的部门的数量。

  有直接支持氢能投资政策的国家数量随着目标行业数量的增加,技术也在增长(图三十五)。那些特定于行业的领域涉及六个主要领域,交通是目前最大的。二十国集团和欧盟,11个国家制定了此类政策,9个国家制定了氢能路线图。仅在过去的一年里,许多政府就制造了与氢有关的著名产品。在过去的几年里,全球氢能支出国家政府的研究、开发和示范(研发)有所上升,尽管仍低于2008年的峰值(图三十六)。

  9.1 四个近期机会

  国际能源署的报告中着重强调了政府在氢能源产业发展中的重要作用。它认为政府应该抓住以下四个机会:

  9.1.1 使工业集群成为扩大清洁氢使用的神经中枢

  鼓励集中在世界各地的沿海工业区的使用氢气炼化和化工生产的工厂(如欧洲的北海、北美的墨西哥湾沿岸以及中国东南地区)转向清洁的氢气生产将降低生产总成本。这些大量的氢气供应来源也可以为船舶和卡车提供燃料,为港口提供服务,也可为附近的其他工业设施(如钢铁厂)供电。

  9.1.2 利用现有天然气基础设施(如数万里的天然气管道)促进低碳氢供应,并使其成为最可靠的需求来源

  引入清洁氢气以取代仅占各国5%的天然气供应总量,将极大地增加对氢气的需求,并降低成本。

  9.1.3 通过车队、货运和运输走廊扩大氢气运输

  为高里程汽车、卡车和公共汽车提供动力,在热门路线上运送乘客和货物,可以使燃料电池汽车更具竞争力。现有的2030年政府目标要求公路上有250万辆燃料电池汽车和4000个加油站。这样的扩大规模可以将燃料电池成本降低75%。

  9.1.4 启动氢气贸易的第一条国际运输路线

  国际合作对于加速全球氢能广泛应用和清洁化发展至关重要。如果各国政府努力以协调的方式扩大氢气应用,将有助于刺激对工厂和基础设施的投资,从而降低成本,实现知识和最佳实践的共享。可以利用全球液化天然气市场成功增长的经验教训。如果要对全球能源系统产生影响,国际氢贸易需要尽快启动。氢贸易将受益于共同的国际标准。作为涵盖所有燃料和所有技术的全球能源组织,国际能源署将继续提供严格的分析和政策建议,以支持国际合作,并有效跟踪未来几年的进展。

  这篇报告是国际能源署发布的第一篇系统性的关于氢能的报告,对于氢能未来的发展具有重要的意义。氢能发展的核心在于技术的突破以提升性能、大量的固定资产投资以增加使用的便捷性、产业链的规模化发展以降低成本,而这些都需要政府、企业以及资本的深度参与,甚至是国家与国家的合作,国际能源署可以在其中发挥重要的作用。

  风险提示

  政策推进不及预期,技术突破不及预期

 

(文章来源:广证恒生)

(责任编辑:DF381)

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