丁 寧,陳千惠,劉丹禾,齊文義

(中石化煉化工程(集團(tuán))股份有限公司洛陽技術(shù)研發(fā)中心,河南 洛陽 471003)

0 引 言

在我國“2030碳達(dá)峰,2060碳中和”的大背景下,降碳成為后續(xù)相當(dāng)長一段時期內(nèi)的研究熱點(diǎn),對化石燃料加征碳稅也在預(yù)期之內(nèi)。目前,由于價格低廉,化石能源仍是供能供電行業(yè)的主力燃料,但可以預(yù)見,隨著全國“碳交易”市場開啟,“碳稅”也將逐步調(diào)整[1-2]?；剂细郊映杀緦⒂兴岣?相應(yīng)地,清潔能源將逐步占領(lǐng)化石能源相當(dāng)一部分市場份額,并在未來幾十年內(nèi)逐漸取代化石燃料的主導(dǎo)地位[3-4]。

鋰電和氫能是當(dāng)下清潔儲能技術(shù)發(fā)展的兩大主要方向,但二者發(fā)展均存在技術(shù)瓶頸[5-6]。目前,鋰電在能源零售市場表現(xiàn)良好,但近年多起事故表明,在克服相關(guān)技術(shù)瓶頸前,其在大規(guī)模儲能供電領(lǐng)域的推廣應(yīng)用仍存在限制[7-9];相較而言,氫能則具備大規(guī)模供電供熱潛力,但由于灰氫生產(chǎn)受環(huán)保因素限制,綠氫成本高、產(chǎn)能小,且由于儲氫材料開發(fā)尚未有突破性進(jìn)展,儲運(yùn)及應(yīng)用過程的安全風(fēng)險(xiǎn)難以避免,短期內(nèi)亦無法直接用作主力替代能源[10-13]。VALERA-MEDINA等[5]對不同儲能方式的優(yōu)勢領(lǐng)域進(jìn)行對比,認(rèn)為化學(xué)儲能方式,如甲烷、氫氣、氨、甲醇等,在各類儲能方式中大規(guī)模長期儲能潛力更優(yōu)越。

目前主流的氫能儲運(yùn)方式包括物理儲氫方式(如壓縮氫氣、液氫等)、化學(xué)儲氫方式(如氨/氮、甲醇/CO2、甲基環(huán)己烷/甲苯、金屬氫化物等),廣義而言還可將天然氣等考慮在內(nèi)[14-15]。以壓縮或液化的物理儲氫方式進(jìn)行氫氣儲運(yùn),可有效避免氫能在各種化合物形式間轉(zhuǎn)化帶來的能量損耗,提供更高的全周期能量利用效率,金屬化合物儲氫技術(shù)的發(fā)展也為氫氣儲運(yùn)提供了新思路,但無論采取何種方式,氫在儲運(yùn)過程中仍以H2分子形式存在,氫本身的安全隱患始終無法避免[15-17]。相比之下,以化學(xué)能形式儲氫,無論是氨、甲醇、甲基環(huán)己烷、天然氣或其他方式,均有成熟的儲運(yùn)體系,各類化合物性質(zhì)相對穩(wěn)定,雖然無法完全消除毒性或爆炸性帶來的安全隱患,但相較于H2的高危特性,化學(xué)儲氫在面對各類不可控的社會生產(chǎn)因素時仍能有效降低風(fēng)險(xiǎn)預(yù)期[18-21]。不過作為代價,化學(xué)能形式儲氫需將相當(dāng)一部分能量用于化合物形式間轉(zhuǎn)化過程,化學(xué)反應(yīng)的熱力學(xué)性質(zhì)決定了其能效利用上限[22]。

1 基于灰氫的氫能利用現(xiàn)狀

1.1 灰氫制氫方式與制氫成本

從技術(shù)原理來看,制氫方式多種多樣,目前國內(nèi)的主流制氫工藝主要包括工業(yè)副產(chǎn)氫、煤氣化、天然氣制氫、甲醇制氫、水電解等5類(圖1)[23-24]。根據(jù)成本模擬結(jié)果推算,目前國內(nèi)煤氣化制氫成本最低,成本約1.08元/m3;主流堿性水電解(AWE)制氫工藝制氫成本受各地電價影響較大,成本可在2.77～4.59元/m3,為煤制氫成本的3～4倍(表1)[25]。

表1 各種灰氫制氫方式成本估算Table 1 Cost estimation of different hydrogen production methods

圖1 2020年不同技術(shù)場景的制氫成本對比Fig.1 Comparison of hydrogen production costs in different technologies in 2020

1)工業(yè)副產(chǎn)氫。焦?fàn)t煤氣制氫是典型工業(yè)副產(chǎn)氫來源,1 t焦炭可產(chǎn)生400 m3左右焦?fàn)t氣,其中55%～60%為氫氣,同時伴有20%～30%的甲烷氣,制氫潛力良好[26-27]。不過,受制于目前國內(nèi)焦炭產(chǎn)量,焦?fàn)t氣制氫技術(shù)難以大規(guī)模推廣。

2)煤制氫。受我國能源資源結(jié)構(gòu)影響,我國煤制氫技術(shù)發(fā)展已逾半個世紀(jì),并已形成多項(xiàng)世界領(lǐng)先的成熟生產(chǎn)技術(shù),在煤制油、合成氨及煤化工等領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)了煤炭清潔利用[23]。目前我國較大的煤制氫裝置,如中石化茂名煤制氫,產(chǎn)能已達(dá)20萬m3/h以上。由于采用煤作原料,煤制氫技術(shù)受碳排放政策約束較大,不過出于能源安全保障考慮,預(yù)計(jì)未來我國煤化工下游市場會有適當(dāng)調(diào)整,但調(diào)整幅度不會過大[25]。隨著鼓勵煤炭清潔高效利用的政策不斷嚴(yán)格,煤制氫或?qū)⒆鳛槊禾壳鍧嵏咝Щ玫闹饕绞?通過生產(chǎn)藍(lán)氫,持續(xù)滿足市場需求。

3)天然氣制氫。由于不同的資源稟賦,以及天然氣重整制氫工藝便于與CCUS技術(shù)耦合,國外多數(shù)國家和地區(qū),尤其是天然氣資源豐富的地區(qū),已廣泛布置天然氣制氫產(chǎn)業(yè)[28]。受資源結(jié)構(gòu)限制,我國天然氣進(jìn)口依賴度較高,且國內(nèi)消費(fèi)結(jié)構(gòu)中城市用氣占比較大,2021年占比達(dá)38%,可用來制氫的供給較緊張。

4)甲醇制氫。作為重要的石化產(chǎn)業(yè)配套技術(shù),我國甲醇制氫技術(shù)發(fā)展相對成熟[23]。不過,作為一種重要的有機(jī)化工基本原料,甲醇下游領(lǐng)域應(yīng)用廣泛,近些年仍有一定原料進(jìn)口需求。據(jù)統(tǒng)計(jì),2021年用于生產(chǎn)烯烴占比50.6%,燃料需求占比15.7%,其他需求領(lǐng)域較分散,其消費(fèi)結(jié)構(gòu)特征并不利于制氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展,若大規(guī)模開展甲醇制氫,將導(dǎo)致原材料價格抬升[29]。

5)電解水制氫。堿性電解水(AWE)制氫工藝是目前主流的電解水制氫技術(shù)[30-31]。用可再生能源發(fā)電實(shí)施水電解制氫,也是目前發(fā)展零碳排放技術(shù)及綠氫生產(chǎn)的主要技術(shù)途徑。電解水制氫技術(shù)可分為并網(wǎng)型和離網(wǎng)型2類[32]。并網(wǎng)型制氫是將發(fā)電機(jī)組接入電網(wǎng)、從電網(wǎng)取電的制氫方式,如從風(fēng)光耦合系統(tǒng)電網(wǎng)側(cè)取電,進(jìn)行電解水制氫,主要應(yīng)用于大規(guī)模風(fēng)光耦合系統(tǒng)的消納和儲能。離網(wǎng)型制氫是將發(fā)電機(jī)組產(chǎn)生的電能不經(jīng)電網(wǎng)直接提供給電解水制氫設(shè)備進(jìn)行制氫,主要應(yīng)用于分布式制氫或局部燃料電池發(fā)電供能。盡管離網(wǎng)式電解水制氫可獲得較低的電力價格,但也面臨投資成本的上升。

雖然各種制氫技術(shù)均已有不同規(guī)模的應(yīng)用,但當(dāng)下國內(nèi)制氫工藝仍以煤制氫為主。我國煤制氫技術(shù)的普及應(yīng)用,是因?yàn)槲覈悦簽橹鞯哪茉促Y源結(jié)構(gòu)及其導(dǎo)致的原料煤成本低廉,但隨著碳交易市場開放及環(huán)保政策進(jìn)一步調(diào)整,附加碳稅的煤價必然上漲,進(jìn)而導(dǎo)致煤制氫成本上浮。在政策導(dǎo)向與資本投入的并行推動下,可再生能源制氫技術(shù)發(fā)展及關(guān)鍵技術(shù)突破可預(yù)見,綠氫制氫成本的進(jìn)一步下降也值得期待[28]。雖然電解水制氫技術(shù)目前受制于高昂的電解槽成本與并網(wǎng)電價,相對于其他制氫技術(shù)并不具備成本優(yōu)勢,但隨政策調(diào)整及技術(shù)革新,未來將可能實(shí)現(xiàn)相當(dāng)大的降本空間,其制氫成本也終將能夠取得對現(xiàn)有煤制氫成本的競爭優(yōu)勢[33-34]。

1.2 各類儲氫方式現(xiàn)狀

多年來,我國能源產(chǎn)業(yè)一直圍繞多煤少油缺氣的能源資源結(jié)構(gòu)發(fā)展,受制于油氣資源匱乏,煤炭在我國能源供給領(lǐng)域長期占據(jù)主導(dǎo)地位(圖2)[35]。相應(yīng)的,煤制氫技術(shù)也是目前我國工業(yè)應(yīng)用中最常見的產(chǎn)氫方式,同時仍有其他見于工業(yè)應(yīng)用的成熟制氫技術(shù)[23,36]?？傮w而言,基于規(guī)模及成本等因素,目前的氫能儲運(yùn)技術(shù)主要基于煤制氫所得灰氫及下游工業(yè)體系進(jìn)行評估。

圖2 我國能源供給狀況(1990—2019年)Fig.2 Energy supply by source in China(1990—2019)

1.2.1 載氫化合物

現(xiàn)有工業(yè)體系中,常見可用作氫載體的化合物包括氨、甲醇及其他液態(tài)有機(jī)氫載體(如甲基環(huán)己烷)等,其中氨與甲醇的生產(chǎn)與煤緊密相關(guān),而甲基環(huán)己烷等產(chǎn)品則主要由石化下游生產(chǎn)提供(表2,圖3)[37-39]。

表2 各類儲氫方式性質(zhì)Table 2 Property of different hydrogen storage technologies

圖3 不同儲能技術(shù)對比[5]Fig.3 Comparison between different energy storage technologies[5]

“十三五”以來,國家工信部要求淘汰落后產(chǎn)能,其中淘汰氨產(chǎn)能不低于1 000萬t。近5 a來我國合成氨產(chǎn)業(yè)去產(chǎn)能效果顯著,據(jù)統(tǒng)計(jì),2020年全國合成氨產(chǎn)能6 354萬t,下游多數(shù)用于化肥制造。應(yīng)當(dāng)指出,我國擁有良好的合成氨產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ),一旦市場供需情況出現(xiàn)變化,合成氨產(chǎn)能具備短時間內(nèi)攀升的能力。

不同于氨,近年來我國甲醇工業(yè)產(chǎn)能不斷攀升,2021年產(chǎn)能規(guī)模達(dá)到9 738.5萬t。甲醇需求領(lǐng)域較廣,目前超過半數(shù)甲醇產(chǎn)品用于下游烯烴生產(chǎn),其余分別用于燃料以及甲醛、醋酸、二甲醚等化工產(chǎn)品生產(chǎn)[40]。

甲苯與前二者不同,目前下游應(yīng)用領(lǐng)域有限,大量甲苯在企業(yè)內(nèi)直接轉(zhuǎn)化為二甲苯產(chǎn)品,進(jìn)一步用于化纖生產(chǎn)[41]。2020年我國甲苯產(chǎn)能達(dá)到歷史最高值851.79萬t,但絕大部分由各生產(chǎn)企業(yè)自用或外銷,目前可用于甲基環(huán)己烷儲氫的比例不高。

過去一段時間,隨國內(nèi)煤價下跌,氨與甲醇的生產(chǎn)成本及售價均有所回落,而甲基環(huán)己烷/甲苯價格則由于國際原油價格走高而上漲(表3)。

表3 煤、氨、甲醇及甲苯價格Table 3 Prices of coal, ammonia, methanol and toluene

目前氨、甲醇、甲苯等大宗商品大多仍采用化石原料加工合成,其價格仍受原料成本限制,不過隨制氫技術(shù)發(fā)展及政策調(diào)整,預(yù)計(jì)未來價格將獲得較大下調(diào)空間。

1.2.2 高壓氫氣、液氫與管道輸氫

高壓氣態(tài)儲氫技術(shù)是目前使用較為廣泛的氫氣儲存技術(shù),將氫氣壓縮并注入儲氣瓶中、以高密度氣態(tài)形式存儲[42-43]。但該方式儲氫量低、儲氫容量比小,且對儲存容器的要求極高,易發(fā)生泄漏、爆炸等安全問題[44]。目前多數(shù)儲氫容器設(shè)計(jì)采用碳纖維纏繞鋼制或鋁制內(nèi)膽,以保障容器機(jī)械強(qiáng)度,但短期內(nèi)恐難形成成本可控的規(guī)模化生產(chǎn)技術(shù)。同時,雖然市場調(diào)控給予清潔動力汽車極大的發(fā)展空間,但從需求側(cè)來看,氫燃料電池汽車市場仍然冷清,一定程度上降低了相關(guān)技術(shù)研發(fā)的積極性。

液氫技術(shù)則是更有競爭力的氫氣儲存技術(shù)[16,45]。液氫產(chǎn)業(yè)鏈分為氫液化、液氫儲運(yùn)和液氫加注3個環(huán)節(jié),不過各環(huán)節(jié)的關(guān)鍵技術(shù)裝備尚未實(shí)現(xiàn)量產(chǎn)[46]。目前,氫液化主要采用氦膨脹制冷循環(huán)或氫膨脹制冷循環(huán),由于氫膨脹制冷循環(huán)的單位能耗更低,大于5 t/d規(guī)模的氫液化裝置更建議采用氫膨脹循環(huán)制冷工藝[47]。然而,目前僅有美國空氣產(chǎn)品公司、德國林德集團(tuán)和法國液化空氣集團(tuán)掌握氫膨脹循環(huán)液化技術(shù),我國液氫技術(shù)目前仍主要用于航天領(lǐng)域,中科富海等一批企業(yè)的成長及1.5 t/d液化裝置的生產(chǎn),為我國液氫裝置的商業(yè)化打下良好基礎(chǔ)(圖4、5)[48-49]。此外,其他關(guān)鍵技術(shù)裝備如正仲氫轉(zhuǎn)換器及催化劑、氫氣透平膨脹機(jī)、低漏率換熱器及液氫加注裝備也尚未實(shí)現(xiàn)國產(chǎn)化制造,這也將是未來行業(yè)內(nèi)需要攻克的難點(diǎn)[50-52]。

圖4 林德公司Ingolstadt與Leuna氫液化流程Fig.4 Process of Linde Ingolstadt and Leuna hydrogen liquefier

我國管道輸氫技術(shù)整體發(fā)展較快,目前已基本掌握天然氣管道摻氫輸送技術(shù),但在純氫輸送領(lǐng)域尚待技術(shù)攻關(guān)。由于天然氣中本就含25%的氫元素,采用天然氣管道進(jìn)行摻氫輸送,可在終端直接聯(lián)合天然氣重整的方式制氫。理論上天然氣摻氫比例可控制在2%～20%,但受制于氫氣對現(xiàn)有天然氣管道材料的腐蝕性,實(shí)際工程中摻氫比例通常低于5%[53-54]。雖然國際上已普遍認(rèn)可100 km以上距離管道輸氫相對于長管拖車運(yùn)輸方式的成本優(yōu)勢,但低成本、高強(qiáng)度抗氫脆材料開發(fā)、高性能氫能管道設(shè)計(jì)制造技術(shù)及相關(guān)設(shè)備的氫氣適應(yīng)性研究等關(guān)鍵技術(shù)仍然限制了管道輸氫的發(fā)展[55-56]。

2 基于綠氫的氫能利用前景

2.1 綠氫技術(shù)現(xiàn)狀

2.1.1 我國綠氫開發(fā)背景

國家六部委聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于“十四五”推動石化化工行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的指導(dǎo)意見》(以下簡稱《意見》)明確提出,增強(qiáng)創(chuàng)新發(fā)展動力,加快突破綠氫規(guī)?；瘧?yīng)用等關(guān)鍵技術(shù)。根據(jù)生產(chǎn)實(shí)際采用不同的Power-to-X策略,也有助提高電能到電能、燃?xì)?、燃料、化學(xué)品形式的轉(zhuǎn)換,進(jìn)而促進(jìn)能源供應(yīng)端融合,提升能源使用效率(圖6)[57]。

圖6 基于綠氫的Power-to-X模式[57]Fig.6 Power-to-X strategy based on green hydrogen[57]

近年來,我國光伏、風(fēng)力和水電發(fā)電裝機(jī)容量及并網(wǎng)持續(xù)攀升,2021年光伏累計(jì)裝機(jī)容量達(dá)到3.06億kW,風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)容量達(dá)到3.00億kW,水電累計(jì)裝機(jī)容量達(dá)到3.91億kW,可再生能源裝機(jī)總規(guī)模突破10億kW,水電、風(fēng)電和光伏發(fā)電量分別占社會總用電量的16.1%、7.9%和3.9%,一次能源轉(zhuǎn)化量不斷上升。目前,我國裝機(jī)地區(qū)集中于“三北”地區(qū)(西北、東北、華北),電能需要依賴電網(wǎng)輸送至需求較大的東部沿海省份,但由于光伏、風(fēng)電本身存在不能連續(xù)穩(wěn)定供電的特征,以及電力系統(tǒng)調(diào)峰能力有限、需求側(cè)管理成效不明顯等原因,造成過度發(fā)電無法消納,導(dǎo)致我國面臨的“棄風(fēng)棄光”問題日益突出,個別省份棄光率甚至高達(dá)近20%。將多余的電能就地轉(zhuǎn)化儲存,可有效緩解“棄風(fēng)棄光”的社會問題[58]。

2.1.2 綠氫產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

當(dāng)前,綠氫生產(chǎn)與綠氫-化工耦合,在國內(nèi)外都已出現(xiàn)一些示范項(xiàng)目。例如,寶豐能源寧東基地“綠氫化工示范項(xiàng)目”、寧夏電投太陽山“中國氨氫谷”項(xiàng)目、國能投煙臺龍?jiān)慈济哄仩t混氨燃燒技術(shù)工業(yè)應(yīng)用項(xiàng)目、合成氨巨頭Yara在澳大利亞Pilbara的綠色化肥工廠、蒂森克虜伯與空氣產(chǎn)品公司在沙特未來城Neom聯(lián)手打造的“綠色化工項(xiàng)目”等。

值得一提的是,煙臺龍?jiān)醇夹g(shù)有限公司成功以35%摻燒比例在40 MWth燃煤鍋爐上實(shí)現(xiàn)了混氨燃燒工業(yè)應(yīng)用,開發(fā)了可靈活調(diào)節(jié)的混氨低氮煤粉燃燒器,并配備多變量可調(diào)的氨供應(yīng)系統(tǒng),完成了對氨煤混燃技術(shù)的整體性研究,為更高等級燃煤鍋爐混氨燃燒系統(tǒng)的工業(yè)應(yīng)用提供了基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和技術(shù)方案[59-60]。該技術(shù)的成功研發(fā)或?qū)⒏淖儌鹘y(tǒng)高碳排放的燃煤發(fā)電方式,逐步實(shí)現(xiàn)基于氫能的清潔燃料替代,大幅縮減燃煤機(jī)組碳排放,也意味著我國已在氫氨能源等重點(diǎn)領(lǐng)域迎頭趕上了國際先進(jìn)水平[61]。

2.2 基于綠氫的氫能經(jīng)濟(jì)性分析

2.2.1 綠氫制氫成本

氫能利用的全生命周期成本包括氫的生產(chǎn)、儲運(yùn)和利用3部分。以應(yīng)用于交通運(yùn)輸業(yè)為例,需經(jīng)生產(chǎn)、轉(zhuǎn)化、運(yùn)輸、再生、精制、壓縮、加注等環(huán)節(jié);若用于能量傳輸,則可省去再生之后的環(huán)節(jié),直接以液氫、氨等存儲形式使用,以降低全生命周期成本[62-63]。

目前,電解水制氫技術(shù)是公認(rèn)可行的清潔能源制氫方式,由可再生能源生產(chǎn)綠電,進(jìn)而采用電解水的方式生產(chǎn)綠氫[64]。相關(guān)技術(shù)按成熟度不同可分為堿水電解法(AWE)、質(zhì)子交換膜電解法(PEM)、固體氧化物電解法(SOEC)以及陰離子交換膜電解法(AEM)等[30]。郭秀盈等[57]對NEL、McPhy和GINER等企業(yè)電解制氫成本進(jìn)行了測算,不同電力成本和產(chǎn)能因數(shù)下的電解制氫成本如圖7所示,分析了不同生產(chǎn)規(guī)模、操作壓力及電價等因素對制氫成本的影響,論證了堿性電解系統(tǒng)在40 MW規(guī)模下固定成本比1 MW下降約40%,PEM系統(tǒng)下降高達(dá)60%[57]。未來幾年,隨著綠氫生產(chǎn)規(guī)模的不斷擴(kuò)大,預(yù)計(jì)技術(shù)成熟的堿水電解法將率先承擔(dān)主力制氫技術(shù),但隨著相關(guān)技術(shù)成熟度不斷提高及相關(guān)核心技術(shù)裝備研制投用,效率更高、壽命更長、成本更低的制氫技術(shù)將不斷投入實(shí)際生產(chǎn)。

圖7 不同電力成本和產(chǎn)能因數(shù)下的電解制氫成本[57]Fig.7 Hydrogen production cost of electrolysis systems as a function of power cost and capacity factor[57]

綠氫成本與綠電成本密切相關(guān),基于牛津大學(xué)CESARO等[65]推算,綠電成本在接下來一段時期必然有所下降,基于不同文獻(xiàn)提出的成本測算基準(zhǔn)及對新型光伏材料應(yīng)用推廣周期的估算,得到不同預(yù)期下的光伏發(fā)電成本(表4)。到2040年,光伏發(fā)電成本預(yù)期預(yù)計(jì)不高于20 $/MWh,約0.134元/kWh,即便以目前的綠氫生產(chǎn)技術(shù)水平為依據(jù),其制氫成本應(yīng)不高于0.9元/m3。按現(xiàn)有煤制氫最低成本1.08元/m3計(jì),最晚2028年綠氫成本將低于目前灰氫成本。碳交易政策將推動這一進(jìn)程。

表4 大規(guī)模光伏發(fā)電成本預(yù)期[65]Table 4 LOCE expectation by large scale solar photovoltaic generation[65]

電解槽技術(shù)的發(fā)展將對降低綠氫制備成本大有裨益[66-67]。現(xiàn)有電解槽的電解效率不高于75%,實(shí)際應(yīng)用中普遍只能保持在50%～60%,甚至更低。效率更高的電解槽無疑能有效降低制氫成本,因而革命性的電解槽技術(shù)開發(fā)也成為重要研究對象[68]。伍倫貢大學(xué)(UOW)的研究團(tuán)隊(duì)開發(fā)的毛細(xì)管供料電解槽技術(shù),能實(shí)現(xiàn)約98%的電解效率,并能實(shí)現(xiàn)高達(dá)95%的整體效率,其制氫成本較現(xiàn)有成本降低20%以上[69]。此外,電解槽的壽命也是制氫成本的一項(xiàng)敏感因素,由于目前電解槽成本普遍較高,電解槽穩(wěn)定運(yùn)行壽命越長則固定資產(chǎn)折舊越低,也越利于綠氫制備成本的進(jìn)一步控制[64]。

附加碳稅無疑是綠氫相對于灰氫的重要優(yōu)勢[70-71]。中石化經(jīng)研院的團(tuán)隊(duì)根據(jù)國內(nèi)氫能發(fā)展情況,測算了2030年,不同碳價下的煤制氫、天然氣制氫與藍(lán)氫、綠氫的價格(圖8)[72]。據(jù)預(yù)計(jì),電解水制氫的用電成本占比將超過80%,隨著綠電成本進(jìn)一步優(yōu)化,到2030年時,綠電成本將不高于0.2元/kWh,此時,綠氫成本將達(dá)到16元/kg,當(dāng)CO2價格高于0.5元/kg時,綠氫成本優(yōu)勢更顯著。

圖8 不同碳價下的灰氫、藍(lán)氫、綠氫成本對比[72]Fig.8 Cost comparison of gray hydrogen, blue hydrogen and green hydrogen under different carbon price[72]

此外,控制綠氫全生命周期成本的另一難題在于對氫氣儲運(yùn)成本的削減[73]。美國能源部太平洋西北國家實(shí)驗(yàn)室(PNNL)相關(guān)研究給出的評估數(shù)據(jù)表明,儲氫的實(shí)際成本可能超乎想象,采用高壓氣態(tài)儲氫時,儲氫成本折合人民幣約高達(dá)4 550元/kg,遠(yuǎn)高于其運(yùn)輸價格,且單位儲氫成本并不會隨規(guī)模擴(kuò)大而明顯下降(表5)[74]。不過,研究者也給出了相關(guān)解決方案,即提高周轉(zhuǎn)率以降低規(guī)模,從而控制儲氫總成本,實(shí)際可行的方案可能仍需將氫就地液化,或轉(zhuǎn)化為其他形式的化學(xué)品進(jìn)行儲存[75]。

2.2.2 不同技術(shù)能效對比

阿卜杜拉國王科技大學(xué)(KAUST)的研究團(tuán)隊(duì)通過調(diào)研不同類型儲氫技術(shù)的生產(chǎn)、運(yùn)輸、使用狀況,選擇氨儲氫和液氫儲運(yùn)的方式進(jìn)行了全生命周期能效分析(表6)[76]。無論采用哪種儲氫方式,合成環(huán)節(jié)都會消耗約一半能量,但相對而言,氨的合成與分解總能耗仍低于氫氣液化能耗,同時,液氫的儲運(yùn)環(huán)節(jié)同樣需要大量能耗,相比之下,氨的儲運(yùn)只需附加較低壓力,在運(yùn)輸環(huán)節(jié)上能耗遠(yuǎn)低于液氫儲運(yùn)。即便如此,在用于加氫站的場景下,氨載氫仍需經(jīng)合成、運(yùn)輸、分解、壓縮、加注的復(fù)雜環(huán)節(jié),每噸氨合成消耗>30 GJ,傳遞到需求側(cè)只余下10 GJ(圖9)[76]。

表6 不同儲能方式的能量效率對比[76]Table 6 Energy efficiency comparison of different energy storage technologies[76]

基于燃料生產(chǎn)效率和運(yùn)輸效率分析,NH3作為一種合理的儲氫或儲能介質(zhì)具有可行性,雖然用于交通運(yùn)輸行業(yè)時,其全生命周期能效優(yōu)勢并不顯著,但其具備作為能源存儲選擇的巨大潛力[44]。數(shù)據(jù)測算基于現(xiàn)有技術(shù)水平,預(yù)估較保守,各環(huán)節(jié)的技術(shù)進(jìn)步均可能引起能效的進(jìn)一步提升。且氨與甲醇或其他有機(jī)氫載體不同的是,除用作分解制氫外,氨可直接用于氧化或燃燒供能,省去分解制氫的步驟,從而進(jìn)一步提高能效,并且降低全生命周期成本[21,77]。

2.2.3 基于綠氫的氫能儲運(yùn)技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

1)液氫。液氫的運(yùn)營成本主要取決于液化設(shè)備、充裝設(shè)備、液氫槽車、加氫站增壓設(shè)備等設(shè)備折舊及能耗,但液氫的規(guī)?；队脤⒑艽蟪潭冉档瓦@2部分成本占比[45,78]。在氫產(chǎn)地到加氫站的場景下,根據(jù)現(xiàn)有氫能企業(yè)投資運(yùn)行情況進(jìn)行粗略測算,以工業(yè)電價0.8元、可再生電價0.3元計(jì),得到5 t/d級別液氫項(xiàng)目單位質(zhì)量液氫全生命周期成本約45元/kg(以H2計(jì)),而可再生電價下成本降低約25%,為33.4元/kg(以H2計(jì))(表7)[79]。

表7 5 t/d液氫項(xiàng)目成本分析[79]Table 7 Cost of 5 t/d hydrogen liquefier[79]

基于加氫站數(shù)量與規(guī)模,丁镠等[80]進(jìn)一步測算了長管拖車、液氫槽車與固體罐車運(yùn)輸?shù)脑O(shè)備投資情況,進(jìn)而考慮人工費(fèi)用、能耗費(fèi)用、制/卸氫單位氫氣壓縮成本及折舊成本后,測算了3種情況下的儲運(yùn)成本(圖10)。相比之下,高壓氣態(tài)儲氫與液氫運(yùn)輸在不同運(yùn)輸距離下各有優(yōu)劣,而固體儲氫材料整體成本較高。

圖10 不同儲運(yùn)技術(shù)在500 kg/d的氫儲運(yùn)成本[80]Fig.10 500 kg/d hydrogen storage and transport cost of different technologies[80]

在液氫產(chǎn)業(yè)中,主要成本來自設(shè)備折舊和能耗,因此,是否能夠?qū)崿F(xiàn)液氫核心設(shè)備量產(chǎn)、以更先進(jìn)的設(shè)備降低能耗、有效采用不同地區(qū)的電價差異及擴(kuò)大生產(chǎn)規(guī)模,將成為決定液氫技術(shù)成本能否下降的關(guān)鍵因素[56]。

2)甲醇。耦合綠氫的甲醇生產(chǎn)路線主要有兩類,一類是將綠氫直接用于現(xiàn)有煤化工合成工藝,另一類是綠氫與CO2直接反應(yīng)制甲醇,即“液態(tài)陽光”路線[81-82]。

煤化工合成工藝。目前的甲醇生產(chǎn)主要由氫氣和一氧化碳合成,氫碳合成比例為2∶1左右。合成甲醇工藝首先由煤炭在氧氣和水蒸氣的作用下氣化形成粗合成氣,粗合成氣主要包含H2、CO和少量CO2。由于煤氣化產(chǎn)生的氣體中氫碳比接近0.5∶1.0,為達(dá)到2∶1的氫碳合成比例,需通過水煤氣變化反應(yīng)減少CO含量,增加H2含量。在變換反應(yīng)的過程中,每消耗單位體積CO生成單位體積H2,便會伴生單位體積CO2。由于粗合成氣需要大量氫氣調(diào)節(jié)氫碳比,因此會生產(chǎn)大量二氧化碳,這也是傳統(tǒng)煤制甲醇行業(yè)碳排放最主要的來源[23]。

病毒載量檢測頻率：如條件允許，建議未治療的無癥狀HIV感染者每年檢測1次、HAART初始治療或調(diào)整治療方案前、初治或調(diào)整治療方案初期每4～8周檢測1次，以便盡早發(fā)現(xiàn)病毒學(xué)失敗。HAART后患者病毒載量低于檢測下限后，每3～4個月檢測1次，對于依從性好、病毒持續(xù)抑制達(dá)2～3年以上、臨床和免疫學(xué)狀態(tài)平穩(wěn)的患者可每6個月檢測1次，但如出現(xiàn)HIV相關(guān)臨床癥狀或使用糖皮質(zhì)激素或抗腫瘤化療藥物則建議每3個月檢測1次HIV載量。

因此,將綠氫直接與傳統(tǒng)煤制甲醇法耦合,直接向粗合成氣中注入綠氫,可有效降低甲醇合成工藝對變換反應(yīng)的依賴。綠氫加入越多,變換反應(yīng)進(jìn)行程度越少,合成氣中CO和H2保留越多,產(chǎn)生的碳排放也越少,進(jìn)而煤炭中C元素利用率進(jìn)一步提高,原料煤需求隨之下降[29,40]。該技術(shù)可在不改變現(xiàn)有甲醇工業(yè)基本工藝的基礎(chǔ)上,逐漸實(shí)現(xiàn)傳統(tǒng)甲醇合成工廠向綠色甲醇工廠的轉(zhuǎn)變,在兼顧社會與環(huán)境效益的同時,有效降低產(chǎn)業(yè)升級成本。

同時也應(yīng)當(dāng)指出,一旦碳交易政策在全國范圍內(nèi)投入實(shí)施,綠色甲醇成本可能會相應(yīng)降低。據(jù)預(yù)估,綠氫成本降至0.7元/m3,也即相應(yīng)電價約0.1元/kWh時,維持甲醇生產(chǎn)成本不變所需碳交易補(bǔ)償價格約為93.38元/t,已接近目前我國碳交易前期市場價格(50～55元/t);一旦綠氫成本能夠控制在0.55元/m3以下,綠色甲醇將取得對傳統(tǒng)煤制甲醇的成本優(yōu)勢(表8)[83]。

表8 碳交易價格與綠氫制氫成本關(guān)聯(lián)[83]Table 8 Cost relevance of green hydrogen production and carbon price[83]

此外,煤價也是影響二者經(jīng)濟(jì)性的重要因素。表8數(shù)據(jù)為煤價穩(wěn)定在500元/t左右時的測算數(shù)據(jù),據(jù)估算,當(dāng)煤炭價格達(dá)到1 800元/t時,綠氫成本只需降至1.53元/m3即可使綠色甲醇和傳統(tǒng)甲醇的成本持平。

“液態(tài)陽光”路線。綠氫與CO2直接合成甲醇的最大優(yōu)勢在于:甲醇的碳元素可來自于工業(yè)煙氣中捕捉的二氧化碳,使用綠氫與捕集的二氧化碳直接合成甲醇,不僅避免了煤炭等化石原料的消耗,還可以實(shí)現(xiàn)凈零碳排放,具有顯著的社會環(huán)境效益[84]。不過,從工藝角度來講,該路線也存在缺點(diǎn),即與傳統(tǒng)甲醇生產(chǎn)技術(shù)路線相比,使用H2直接與CO2合成,除得到甲醇產(chǎn)物外,還會生成更多的H2O。且不考慮附加的醇水分離成本,就反應(yīng)本身而言需更多綠氫,以使氫碳物質(zhì)的量比達(dá)到反應(yīng)計(jì)量要求的3∶1,由于綠氫價格相對高昂,較低的H元素轉(zhuǎn)化率使該技術(shù)路線的經(jīng)濟(jì)成本更高[29]。

該路線下,對甲醇生產(chǎn)成本的評估應(yīng)綜合考慮綠氫成本導(dǎo)致的成本上升與產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)效益導(dǎo)致的成本下降,相關(guān)經(jīng)濟(jì)效益主要包括原料煤減少或棄用,副產(chǎn)氧氣的經(jīng)濟(jì)效益與減碳帶來的碳交易收益。除綠氫成本外,應(yīng)重視該技術(shù)路線帶來的產(chǎn)業(yè)技術(shù)升級成本或產(chǎn)業(yè)革命帶來的設(shè)備投資費(fèi)用,新的固定資產(chǎn)投資費(fèi)用也將成為短期內(nèi)技術(shù)推廣的限制。

假設(shè)原料成本占總成本比例約75%,碳捕集成本約400元/t時對該路線生產(chǎn)綠色甲醇成本進(jìn)行估算,得知即便在低電價下,綠色甲醇成本仍和傳統(tǒng)甲醇成本(1 500～1 800元/t)有較大差距(表9)[85]。

表9 不同電價下綠色甲醇生產(chǎn)成本[85]Table 9 Green methanol production cost under different electricity price[85]

目前H2與CO2直接合成甲醇的路線暫時不具備經(jīng)濟(jì)性,更大的氫消耗導(dǎo)致即使在0.1元/kWh的電價下,綠色甲醇成本也將達(dá)到3 000元/t,這與目前傳統(tǒng)甲醇成本相比還有較大差距,因而該技術(shù)一定時期內(nèi)將仍停留在研發(fā)及示范階段。

3)氨。目前,用作合成氨原料的H2幾乎全部來自化石原料生產(chǎn)的灰氫,對于合成氨工業(yè)而言,使用低碳綠氫替代高碳灰氫,將是降低碳排放的最有效途徑。與甲醇工業(yè)不同的是,直接使用清潔能源電解水獲得H2與空分得到的N2進(jìn)行氨合成,反應(yīng)不涉及碳元素,使合成氨行業(yè)綠色轉(zhuǎn)型進(jìn)程中徹底舍棄煤炭成為可能[86-87]。按目前國內(nèi)合成氨產(chǎn)量計(jì)算,若國內(nèi)合成氨全部采用綠氫生產(chǎn),每年碳排放量可減少1億t以上,同時每年煤炭消耗減少量可接近 5 000 萬t,具有顯著的社會效益[86]。

表10 不同電價下綠氨生產(chǎn)成本[85]Table 10 Green ammonia production cost under different electricity price[85]

可以預(yù)期,隨著清潔可再生電力裝機(jī)容量逐步增長,電解水技術(shù)及裝置不斷升級完善,以綠氫為主導(dǎo)的綠色合成氨技術(shù)將逐漸具備經(jīng)濟(jì)競爭力,綠氨合成產(chǎn)業(yè)將逐漸取代傳統(tǒng)煤基合成氨產(chǎn)業(yè),在完成行業(yè)綠色轉(zhuǎn)型的同時,也會為能源市場帶來更多可能性[86]。

牛津大學(xué)CESARO等[65]分析表明,隨著降碳政策的進(jìn)一步推行,綠氨生產(chǎn)未來將具備對灰氨生產(chǎn)的成本優(yōu)勢(圖11)。基于不同文獻(xiàn)的預(yù)測與評估標(biāo)準(zhǔn),推算綠氨平準(zhǔn)化成本降至灰氨成本區(qū)間(200～600 $/t)的時間有所差異,但隨著煤炭/天然氣價格升高,作者對合成氨行業(yè)在2035年之前完成大規(guī)模改造持樂觀態(tài)度。

圖11 基于不同售價下綠氨合成成本預(yù)測(2020—2040年)[65]Fig.11 Green ammonia production cost forecasted 2020 to 2040 with historical fossil fuel based on different ammonia price [65]

由于目前尚不存在國際氫能載體供應(yīng)鏈,僅能根據(jù)相關(guān)技術(shù)及同類技術(shù)的發(fā)展規(guī)律對其全生命周期成本進(jìn)行評估。

HANK等[88]給出了關(guān)于液氫、液氨、甲醇、液化天然氣及有機(jī)液態(tài)氫載體等儲氫方式的成本評估,對比了灰氫與綠氫狀況下的各類儲氫方式成本(圖12)。由于歐洲目前主流制氫技術(shù)與國內(nèi)存在差異,其制氫成本也略有不同,整體而言,綠氨的單位低位熱值平準(zhǔn)化成本存在較明顯的優(yōu)勢。

圖12 P-to-X各產(chǎn)物單位低位熱值平準(zhǔn)化成本[88]Fig.12 Production cost of P-to-X products based on energy content(LHV)[88]

ISHIMOTO團(tuán)隊(duì)[89]報(bào)道了基于日本國內(nèi)氫能發(fā)展情況評估了液氫(LH2)與氨儲氫(NH3)的全生命周期成本對比(圖13)。分析范圍從海外氫能載體制造,即LH2鏈液化、NH3鏈氮化合,到將氫從載體中分離、純化、加壓并通過管道輸送給客戶。相較而言,液氫技術(shù)的成本主要表現(xiàn)在裝卸、運(yùn)輸與加注過程,氨的大部分成本則表現(xiàn)在生產(chǎn)成本,若不計(jì)氨再裂解制氫與氫氣精制、加注等成本,將氨直接用作燃料,氨儲氫將持續(xù)保有成本優(yōu)勢。

圖13 氨儲氫和液氫技術(shù)全生命周期成本對比[89]Fig.13 Life cycle cost comparison of ammonia and liquid hydrogen as carrier[89]

以上分析主要基于日本的能源形勢,我國情況差別較大。日本的氫、氨、甲醇及甲苯等產(chǎn)品國內(nèi)產(chǎn)能不足,需大量依賴進(jìn)口,故其原料成本依賴國際商品價格,但我國氫、氨、甲醇及甲苯產(chǎn)能足以滿足相關(guān)需求,因此原料成本部分與本文分析可能存在較大差異,其中合成氨工業(yè)有望在相當(dāng)長一段時期內(nèi)保持成本優(yōu)勢,為儲氫提供足量保障。此外,氨與甲醇或其他有機(jī)氫載體區(qū)別在于,除用作分解制氫外,氨可以直接燃燒用于供能且不存在碳排放問題,由于省去分解制氫的步驟,能夠進(jìn)一步提高其能量利用效率,從而降低全生命周期成本,這為綠氨應(yīng)用提供了更多可能[21,90]。

4)其他有機(jī)氫載體。德國Forschungszentrum Juelich的團(tuán)隊(duì)根據(jù)德國氫能計(jì)劃實(shí)施的預(yù)估狀況,對高壓氣態(tài)儲氫(CGH2)、液氫(LH2)和液態(tài)有機(jī)氫載體(LOHC)的全生命周期成本情況,尤其是運(yùn)輸領(lǐng)域的成本情況進(jìn)行了評估,該分析中部分假設(shè)可能與我國政策、國情及相關(guān)氫能發(fā)展情況有較大差異,但不影響其參考價值[91]。評估場景包括氫氣生產(chǎn)、以罐車形式運(yùn)往加氫站、在特定場合分解制氫或在加氫站直接灌注。

據(jù)推算,在不同運(yùn)輸距離下,高壓氣態(tài)儲氫單位質(zhì)量氫成本增長最快,而液氫和液態(tài)有機(jī)氫載體成本增長速度相近,且在超過50 km運(yùn)輸距離上,液氫輸送成本相對最低(圖14(a))。但考慮到全生命周期內(nèi),高壓氣態(tài)儲氫技術(shù)在氫氣壓縮及加注過程中的附加成本較低,在較短運(yùn)輸距離內(nèi)具備一定成本優(yōu)勢,但運(yùn)輸距離達(dá)到100 km以上時,液氫運(yùn)輸?shù)某杀救匀桓哂懈偁幜?圖14(b))。

圖14 高壓液態(tài)儲氫、液氫和液態(tài)有機(jī)氫載體從產(chǎn)地到加氫站的對比[91]Fig.14 Hydrogen transport costs and supply chain costs of CGH2, LH2 and LOHC as a function of the distance between the production site and the fueling station[91]

基于德國目前的路網(wǎng)情況,給出德國產(chǎn)氫地到加氫站的加權(quán)平均距離為427 km,并得到CGH2、LH2和LOHC三者的單位質(zhì)量氫運(yùn)輸成本分別為2.69、0.73及0.99/kg。進(jìn)一步估算成本作±20%敏感度分析,可知提高罐車容量能有效降低運(yùn)輸成本,運(yùn)輸速度(時間)和裝卸時間等因素對成本的影響也相對顯著(圖15)[91]。即便優(yōu)化運(yùn)輸系統(tǒng)以實(shí)現(xiàn)運(yùn)輸成本優(yōu)化,液氫儲運(yùn)在三者中的成本優(yōu)勢最大。此外,由于到達(dá)氫能社會(2050年)時,氫能罐車的數(shù)量甚至可能達(dá)到目前現(xiàn)有同等運(yùn)力罐車數(shù)目的2倍多,這也為成本分析增加了不確定性。

我國類似研究給出了基于我國路網(wǎng)情況的測算(圖16)[92]。在運(yùn)輸距離小于50 km時,管道輸氫成本更低,但隨著運(yùn)輸距離延長,更多增壓站的設(shè)置會帶來更高的成本壓力。高壓管束車的方式整體成本更高,但其技術(shù)成熟、操作靈活,在近距離小規(guī)模的運(yùn)輸過程中也存在一定優(yōu)勢。不過,總體來說,300 km運(yùn)輸距離內(nèi),LOHC和LH2的運(yùn)輸成本低于管道輸氫與高壓管束車輸氫,基本能夠控制在5元/kg H2,且隨著運(yùn)輸距離進(jìn)一步增長,LOHC的成本優(yōu)勢會更加顯著。

圖16 我國不同氫氣儲運(yùn)方式成本測算[92]Fig.16 Cost estimation of different hydrogen storage and transport technologies in China[92]

3 用于規(guī)?；╇姷木G氨途徑

在工業(yè)生產(chǎn)中,企業(yè)不可避免需要具備一部分離網(wǎng)發(fā)電能力,以應(yīng)對并網(wǎng)電力調(diào)配對連續(xù)生產(chǎn)帶來的沖擊。目前,國內(nèi)大部分生產(chǎn)企業(yè)熱電部門主要以燃煤為主,也有部分電廠以天然氣為原料。隨著可預(yù)期的技術(shù)發(fā)展與碳交易市場拓展,可再生能源發(fā)電將能夠逐步形成對化石能源發(fā)電的市場沖擊,而具體情況仍需參考不同地區(qū)的實(shí)際能源市場情況[93]。

在多種可再生能源儲能形式中,液氨儲能是為數(shù)不多的能夠滿足轉(zhuǎn)化與儲運(yùn)便捷、能量傳遞效率高、無額外碳排、周期性規(guī)?；瘍Υ?并且與現(xiàn)有裝置系統(tǒng)適配性較好的選項(xiàng)[65]。將在電價低廉地區(qū)制備的綠氨運(yùn)往生產(chǎn)企業(yè),以純氨燃燒或化石燃料摻氨混燒的方式進(jìn)行火力發(fā)電,以保持企業(yè)電力穩(wěn)定供應(yīng)。實(shí)際上,目前世界范圍內(nèi)已有相當(dāng)數(shù)量企業(yè)與研究機(jī)構(gòu)開展了綠氨發(fā)電相關(guān)技術(shù)的研發(fā)示范[94-96]。

據(jù)牛津大學(xué)的研究團(tuán)隊(duì)以歐洲能源消耗與清潔能源發(fā)展情況對綠氨發(fā)電前景的評估,2030年綠氨平準(zhǔn)化成本(LCOA)可達(dá)310～500 $/t,合人民幣2 000～3 300元/t,到2040年時,LCOA預(yù)計(jì)不高于400 $/t(2 700元/t),如果考慮電解槽技術(shù)的發(fā)展革新,屆時LCOA將低于300 $/t(2 000元/t)[65]。按2040年LCOA的較弱預(yù)期380 $/t作進(jìn)一步推算,綠氨發(fā)電的平準(zhǔn)化度電成本(LCOE)將低至167 $/MWh,在相同計(jì)算框架下,其成本相對于其他發(fā)電方式也具備良好競爭力(圖17)。若能實(shí)現(xiàn)更低的綠氨合成成本,綠氨作為燃料發(fā)電的市場前景將更為廣闊。

西安熱工院的研究團(tuán)隊(duì)對H2、NH3、CH3OH、CH3OCH3等氫基衍生燃料在不同鍋爐燃燒工況下的參數(shù)指標(biāo)做了鍋爐熱力校核計(jì)算[97]。其中,直接采用H2摻混會對原有送風(fēng)系統(tǒng)提出較高的改動需求,由于H2和CH3OCH3自身熱值較高,耦合后鍋爐效率會得到一定提高,而熱值較低的NH3和CH3OH耦合后的鍋爐效率則會略有下降,同時由于燃燒產(chǎn)物性質(zhì)差異,導(dǎo)致排煙損失較高,進(jìn)一步增大了鍋爐效率損失(圖18、19)[97-98]。不過綜合考慮燃料耦合下的減排量,摻混NH3降低碳排放仍是更理想的途徑(圖20)。

圖18 理論空氣量和氫基衍生燃料耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)系[97]Fig.18 Relationship between theoretical air volume and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel[97]

圖20 CO2減排量和氫基衍生燃料耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)系[97]Fig.20 Relationship between CO2 emission reduction and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel[97]

污染物排放控制對氨燃燒技術(shù)十分重要。摻氨燃燒技術(shù)利于促進(jìn)煙氣脫硫效果,但由于其自身是二次有機(jī)氣溶膠、PM2.5等物質(zhì)的重要前驅(qū)體,未燃盡氨污染物的控制應(yīng)引起重視[97]。研究證實(shí)雖然摻氨燃燒系統(tǒng)內(nèi)燃料型NOx污染物增多,一定參數(shù)條件下,NOx和NH3能夠得到同步控制[60-61,94-95,98]。

但在更高的摻氨比例下,需進(jìn)一步開發(fā)更高效的燃燒技術(shù)和污染控制技術(shù),相關(guān)產(chǎn)業(yè)的進(jìn)一步發(fā)展也將為新能源經(jīng)濟(jì)帶來新的增長。

隨著綠氨用于交通運(yùn)輸或工業(yè)生產(chǎn)的儲氫與儲能載體或脫碳化肥生產(chǎn)的潛力增大,綠氨技術(shù)受到越來越多的關(guān)注[5,99-100]。對比可預(yù)測的其他清潔能源技術(shù)發(fā)展趨勢,我國綠氨的成本與產(chǎn)能優(yōu)勢更加顯著;相比于碳捕集利用封存技術(shù)(CCUS)等其他方式,綠氨發(fā)電更具有可預(yù)測的成本優(yōu)勢[101]。未來,在完善的碳交易體系下,借助廉價電力與綠氫生產(chǎn),綠氨具備相當(dāng)?shù)目赡苄詫⒊蔀槲覈?guī)?；l(fā)電的最優(yōu)選項(xiàng)[102]。

4 結(jié) 語

不同研究報(bào)道的場景設(shè)置、模型搭建、參數(shù)選取以及對技術(shù)升級、政策波動等因素的預(yù)判均不同,研究數(shù)據(jù)間難免存在出入,但些許偏差并不會過度影響評估結(jié)果的置信度,筆者提及的不同儲運(yùn)技術(shù)在綠氫環(huán)境下的全生命周期成本對比具備重要的參考價值。高壓氣態(tài)儲氫方式和管道運(yùn)輸技總體成本較高,但用于小規(guī)模、短距離儲運(yùn)過程,一定時期內(nèi)仍會展現(xiàn)技術(shù)優(yōu)勢。甲醇及其他有機(jī)液態(tài)氫載體技術(shù),雖然其運(yùn)輸成本具備一定吸引力,但生產(chǎn)過程預(yù)計(jì)難以擺脫對化石資源的依賴,生產(chǎn)成本下調(diào)空間有限。相較而言,氨儲氫技術(shù)在我國具備良好的產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ),短期內(nèi)即可實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量攀升,且儲運(yùn)環(huán)節(jié)成熟可靠,在各類化學(xué)能儲氫技術(shù)中更貼近我國實(shí)際工業(yè)生產(chǎn)情況,或?qū)⒊蔀楦懈偁幜Φ幕瘜W(xué)儲氫技術(shù)。而液氫儲運(yùn)技術(shù)距離成熟推廣雖為時尚早,但測算結(jié)果表明其極有可能成為更為經(jīng)濟(jì)可行的物理儲氫方式?？傮w而言,氨儲氫及液氫技術(shù)更有可能成為未來我國的主流儲氫技術(shù),氫氨儲能技術(shù)在未來能源結(jié)構(gòu)變革,尤其是大規(guī)模供熱供電領(lǐng)域,將起到舉足輕重的作用。技術(shù)進(jìn)步、政策影響等因素對成本的影響無疑會影響儲氫技術(shù)競爭結(jié)果走向,但一些不可控的社會因素同樣會影響最終的技術(shù)競爭結(jié)果。技術(shù)成本雖然是影響最終市場及資本走向的重要因素,但并非唯一決定因素,在未來不同時期內(nèi),可能會有不同的儲氫技術(shù)交替成為氫能主力儲運(yùn)方式,但最終的技術(shù)競爭結(jié)果仍需根據(jù)市場實(shí)際狀況進(jìn)行評判。