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数据来源:《全球氢能产业发展白皮书》
不止国内,公开资料显示,全球氢产量约为1.2亿吨/年:灰氢占比97%(化石燃料生产),蓝氯占比约2%;绿氢不到1%。根据IEA 评估,到2070年,全球每年的需求量大约5亿吨,可再生电产生的氢将占供应氢能的约60%,未来50年可再生能源电转氢将提升250倍,发展潜力力巨大。
2023年9月,中国科学院院士欧阳明高也曾在公开场合表示,预计到2030年,中国可能会催生100GW级别的绿氢电解制备市场。
当前,绿氢规模化发展最大的瓶颈在于制备成本太高。根据行业数据显示,当前煤制氢成本约为9元/kg,天然气制氢成本约为15元/kg,工业副产氢约为10-16元/kg,而电解水制氢的依据谷电价格和工商业用电的价格不同,成本约在23-50元/kg不等。
《全球氢能产业发展白皮书》预测,对于我国而言,当可再生能源电价降至 0.16 元/kWh时,碱性电解水制氢和 PEM 电解水制氢成本与蓝氢(化石能源制氢+CCUS技术)的成本相当;当可再生能源电价降至 0.13 元/kWh时,碱性电解水制氢和 PEM 电解水制氢成本与现阶段的灰氢(化石能源制氢)成本相当。
换句话说,低度电成本的绿电将是绿氢大规模发展的源头推动力。
项目与应用
其实,我国在可再生能源制氢上,已经进行了大量的探索。
早在2020年底,国内首个风电制氢工业应用项目——位于张家口的沽源东辛营的风电制氢项目进入产前调试阶段。该项目包括200MW风力发电场、10MW电解水制氢系统以及氢气综合利用系统3个部分。项目制取氢气一部分用于工业生产,另一部分将在氢能源动力汽车产业具备发展条件时,用于建设配套加氢站网络,支持河北省清洁能源动力汽车发展。
上述项目的经济账为:假设风场满发,1小时产生1000万千瓦时的电,按5千瓦时电能产生1立方米氢气计算,可以生产200万立方米氢气,相当于24000吨优质煤炭热值的能量。项目建成后,可形成年制氢1752万标准立方米的生产能力,预计年实现销售收入2.6亿元,利税0.8亿元。为当地探索风电本地消纳新途径提供了经验。
2023年,中能建氢能源有限公司松原氢能产业园(绿色氢氨醇一体化)项目开工,该项目是全球最大风光储氢项目。主要建设新能源电源、年产60万吨绿色合成氨/醇生产线、年产50台套1000 m³/h碱性电解水装备生产线和4座综合加能站等,基本涵盖制氢、加氢、氢基化工、氢能装备全产业链条。
而据北极星风力发电网不完全统计,2023年,内蒙古、河北、新疆、甘肃、山西、黑龙江、吉林、辽宁、湖北等9个省份签约了约35个风电制氢项目。这些项目的意义在于,以风电为代表的可再生能源电力,将不仅仅局限于“电力消纳”,而是将“绿电消费”、“工业脱碳”提到了更高层面的考量。
*以上项目信息选自北极星风力发电网编撰的《2023年中国风电行业深度报告》,扫码咨询报告详情。
我们知道,氢既可以用作燃料,也是重要的工业原材料,具有原料和能量载体的双重角色。通过以电转氢为核心的硬件系统,将可再生能源发电转化为氢,后续与化工流程相结合,生成绿色大宗化工产品绿氢、绿氨、绿色甲醇、绿色甲烷、绿色合成燃料等,助力钢铁、化工、航空、海运等各行业脱碳,成为未来工业绿色发展的重要支撑。
根据我国2022年3月出台的《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》,2025年,我国可再生能源制氢量目标为10-20万吨/年,成为新增氢能消费的重要组成部分。
随着政策的推进,绿氢产业快速发展的契机已出现。2月26日,内蒙古发布《关于加快推进氢能产业发展的通知》,明确允许非化工园区建设太阳能、风能等可再生能源电解水制氢项目和制氢加氢站,且无需取得危险化学品安全生产需求。
在内蒙古之前,吉林、河北、山东、广东等省份就已对非化工园区制氢提出试行办法,允许在化工园区外建设绿氢生产项目和制氢加氢一体站。
可以说,政策春风进一步助推了绿氢成本的下降,也加速了“可再生能源+绿氢”——下一个能源时代的大幕拉开。
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