• 内蒙古圣圆能源集团有限责任公司
    2022-07-18 16:41

    大规模发展绿氢,有戏了!

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    可再生能源制氢的最大拦路虎在于“贵”,而装机量越是快速扩大,整体制氢成本下降越快。以大基地形式规模化开发,恰恰具备这样的条件和优势。

     

    “截至2021年底,全球已建成电解水制氢项目217个,总规模为372兆瓦。全球单厂规模最大、单台产能最大的电解水制氢项目——太阳能电解水制氢综合示范项目在中国宁夏建成投产。国内企业已规划161个可再生能源制氢项目,其中12个已投产,合计制氢能力约2.31万吨/年,22个项目在建。”近日,一份名为《开启绿色氢能新时代之匙:中国2030年“可再生氢100”发展路线图》的报告,公布了绿氢产业最新发展情况。该报告由落基山研究所和中国氢能联盟联合发布。

     

    绿氢项目数量、规模加速攀升,但相比其他制氢方式,其依然难成主流。截至去年底,电解水制氢占我国氢能产量的比重仅为1.42%。用什么办法进一步扩产?报告提出一项思路:依托风光大基地建设,规模化开发应用绿氢。

     

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    装机规模越大  带动制氢成本越低

     

    “可再生能源制氢的最大拦路虎在于‘贵’,而装机量越是快速扩大,整体制氢成本下降越快。以大基地形式规模化开发,恰恰具备这样的条件和优势。”落基山研究所总监王喆表示,从现有产能分布看,西北、华北、东北及西南等地区,可再生能源产能合计占比接近65%,有潜力和空间规模化发展绿氢。“此外,大基地模式有利于整体提升开发企业、设计机构、EPC系统集成商、关键产品部件供应商等对项目风险的重视程度,有助于监管部门对相关安全规范进行有效探索。在此基础上形成经验,再持续有序放大示范规模。”

     

    以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的风光大基地建设如火如荼,截至5月,开工规模已达8500万千瓦。“第二批项目也在推进前期工作。在目前规划的262吉瓦项目中,光伏装机占比达到71%。而绿氢发展离不开绿电,以大基地为依托进行大规模开发,可以让氢源得到保障。”西安隆基氢能科技有限公司市场部负责人薛蔚茹称。

     

    薛蔚茹告诉记者,作为大型绿氢装备与方案供应商,隆基已展开相关部署。“在去年电解水制氢设备产能500兆瓦的基础上,今年底将实现1.5吉瓦产能,预计到2025年可以超过5吉瓦产能。同时,我们的碱水制氢系统已达到世界领先水平,高电流密度与高产氢量的结合,可有效降低系统投资,并适应大规模可再生能源制氢对电能质量和负荷快速响应的特点,系统负荷响应时间为毫秒级。”

     

    记者注意到,“大基地”思路也在部分可再生能源资源富集地规划落地。例如,近日发布的《鄂尔多斯市氢能产业》提出,当地新增制氢产能以零碳电解为主,其中就包括亿利库布其绿氢示范基地等重点项目。

     

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    需解决生产端 使用端平衡的问题

     

    生产端的突破口找到了,就“降成本”而言却还不够。“绿氢产业发展与可再生能源电力系统密不可分,但后者仍面临平稳问题、大规模跨区域送电问题等挑战。因此,靠近可再生能源丰富区域就地制氢、就地消纳是短期内发展绿氢的重要考量。”薛蔚茹表示。

     

    报告进一步举例,诸如化工、金属冶炼等应用场景,生产需连续运转工业流程,每年要保证8000小时以上的氢能连续供应。现阶段,单个光伏电站运行小时数大多介于1000-2000小时,陆上风电在2000-3000小时,而且波动性较大。即便考虑风光互补,也需结合电网电力制氢才能提高供应的稳定性。若采取大规模储电或储氢的方式,经济性又会大打折扣。“可再生氢初期难以完全独立满足需求,在发展大基地制氢模式的同时要兼顾先立后破。”王喆称。

     

    在北京环宇京辉京城气体科技有限公司副总经理闫东雷看来,依托风光大基地制氢的思路需同时解决产、用平衡。“氢能应用多集中在东部沿海、京津冀等城市,产自西北、西南等地的绿氢要想抵达用端,储运环节十分关键。现在尚无专门的输氢管网,液氢也不具备经济性。储运成本约占到总成本的30%,中间环节‘卡脖子’,氢能使用成本居高的难题仍未根本解决。”

     

    佛山环境与能源研究院院长赵吉诗认为,大基地模式也非“一劳永逸”,根据应用场景不同,其优劣势并存。“比如,化工是与氢能供需关联最密集的细分领域之一。西北地区分布着一批大化工项目,它们节能降碳需求迫切,为绿氢替代奠定基础,也可发挥绿氢就近消纳优势。但到了交通领域,应用终端呈点状分布,在储运瓶颈没有突破的情况下,大基地模式就不适用了,分布式制氢更为实际。”

     

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    在不同区域  形成各自适用的模式

     

     

    “2030年前,绿氢发展建议采取以区域化为主、近距离点对点为辅的格局,在不同区域、不同基地形成各自适用的发展模式”王喆进一步提出,在此期间,传统产业转型升级需求与可再生资源自然禀赋相匹配的区域,有望成为重要的绿氢发展地,装机规模相对较大,也可获取成本较低的可再生氢。可再生资源局部优势但分布不均的华北等地区,可考虑“集中式制氢+近中距离运输”模式。“一方面,推动氢能与现有能源资源耦合,提高资源利用效率,实现最小化制氢成本;另一方面,通过中距离运输,满足交通等场景下经济性要求。”

     

    薛蔚茹提出,考虑在具备可再生能源发电资源优势,同时兼具绿氢消纳能力的地区,建立国家级大型绿氢“领跑者”示范基地,鼓励推广先进的产品技术并打通产业链,实现“制储输用”一体化。

     

    “相较于光伏发电、风电项目,产业配套、市场化应用相对成熟,绿氢产业整体处于探索阶段,距离大规模产业化、商业化开发仍有较长的路要走,因此也离不开相关政策支持。”薛蔚茹建议,行业要尽早明确“绿氢”标准,以及未来发展阶段的绿氢占比,就绿氢产业进一步细化发展路径。“例如,提高绿氢在工业脱碳中的作用和价值,鼓励用可再生能源电解水制氢等。同时将绿氢管理纳入到能源管理体系,制定绿氢价格政策。”

     

    闫东雷还表示,氢能企业与可再生能源企业应联合起来,发挥各自优势,把产业链做长做全做强。“后者手握绿电资源,但制氢对安全、管理、人员等要求都比较高,前者有所专长。在保证安全的前提下,强化技术创新,驱动绿氢产业高品质发展。”

     

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