可再生能源制氢一体化项目碳减排研究

黄 劲

中国石化集团新星石油有限责任公司 北京 100083

引言

氢能来源广泛,制氢方式多样,包括煤制氢、天然气制氢、副产氢、电解制氢等[1]。可再生能源制氢是指氢能产业链以光伏、风电、水电等可再生能源发电或核电为起点所发电力电解水制氢,所制氢气被称为可再生氢或“绿氢”,可实现氢能从生产端到消费端的全生命周期零排放,是未来制氢的发展方向。2022年3月,国家能源局发布《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》,可再生能源制氢成为了企业布局热点。同时国家也出台了各类电力政策支持新能源发展,其中“源网荷储”是以“电源、电网、负荷、储能”为整体规划的新型电力运行模式,与可再生能源制氢一体化项目(简称“绿电制氢项目”,下同)十分契合。

可再生氢是石油、炼化等行业实现深度脱碳的重要途径,目前相比传统化石能源制氢成本偏高,但具有重要的碳减排意义。同时,现有的碳交易市场中,碳排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量(CCER)抵销碳排放配额的清缴。因此,研究可再生能源制氢碳减排并建立相应的CCER方法学,能够带来较可观的收益,促进和支持可再生能源制氢发展。

对于可再生能源制氢的碳减排及其方法学的研究,现阶段基本还没有。研究者们重点对于各类制氢方式的碳足迹/碳排放进行研究,如田涛等[2]以实际运行的工业装置数据为基础,核算了多个制氢过程碳足迹,得到煤制氢、天然气制氢等碳足迹结论;沈威等[3]分析了化石能源和电解水制氢的成本,根据不同制氢方法得出相应碳排放强度;李庆勋等[4]研究了不同制氢过程经济性和几类煤制化工品的碳排放强度;张彩丽[5]研究了煤制氢与天然气制氢成本分析并提出了发展优化建议等。上述研究主要是针对传统制氢过程的碳足迹,研究者们对于可再生能源制氢的碳减排及其方法学研究较少。本文根据可再生能源制氢流程,考虑到可再生能源制氢既与电力行业结合紧密,又是替代传统能源制氢的重要方式,对于绿电制氢项目,从不同角度研究了可再生能源制氢项目的碳减排。

1 绿电制氢项目概况

典型绿电制氢项目由风电/光伏发电工程、输变电工程、制氢、储输氢等组成。项目一般与公共电网连接,需外购少量电力,确保控制等辅助设备用电保持基本稳定。绿电制氢项目可整体分为电力生产供应、氢的制备储存两大部分,电力是项目主要消耗能源和中间产品,氢气为项目最终产品。

以简化的绿电制氢项目为示例(如图1)进行分析,假定研究对象为:华北地区某项目,制氢规模2万吨/年,可再生能源发电规模500MW(包括光伏和风电),升压站送出电量EB为10.2亿k Wh/年(忽略各年发电量衰减,下同),输电量ES为9.8亿k Wh/年,外购电力EW为1.2亿k Wh,制氢厂总耗电量EZ为11亿k Wh。

图1 绿电制氢项目构成

2 碳减排分析

考虑到电和氢均具有能源属性,本文研究以电和氢作为对象时的碳排放量核算。

2.1 情景1:可再生能源发电上网制氢

项目可再生能源所发电力并入公共电网后再通过电网下电(如图2)时,发电部分可以直接应用《CM-001-V02可再生能源并网发电方法学(第二版)》进行计算,碳减排量计算方式为:

图2 特定情景下的减排项目边界

其中:

ER为项目减排量。

BE为项目基准线排放量。

EG为项目净上网电量。此处为Eb。

EF为利用“电力系统排放因子计算工具”所计算的并网发电的组合边际CO2排放因子(tCO2/MWh)。本项目位于华北地区,按照《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子》及《CM-001-V02可再生能源并网发电方法学(第二版)》计算方法,项目的组合边际排放因子EFCM=0.8269(tCO2/MWh)。

PE为项目排放量。风力、光伏发电项目排放量为0。

计算得该情景下,项目减排量为

ER1=843438(tCO2)

如图2所示,该情景下,可再生能源发电与制氢实质上是分开的,而且未考虑制氢工厂的碳排放(制氢工厂所用电均从公网接入,若无特殊电力政策,所有用电均将视为网电)。源网荷储一体化通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源,以先进技术突破和体制机制创新为支撑,能够实现源网荷储高度融合的新型电力系统[6],在此框架下形成的绿电制氢项目可以作为一个完全的整体项目,下文分析绿电制氢“源网荷储”一体化的项目。

2.2 情景2:以电为载体核算

以“源网荷储”一体化方式实施绿电制氢项目,或所发电力直接用于制氢时,使用电作为载体进行碳减排核算,边界包括可再生能源发电、升压站、输电线路、降压站、公共电网、制氢工厂。借鉴《CM-001-V02可再生能源并网发电方法学(第二版)》,需确定基准线排放量、项目排放量。

(1)基准线排放量

计算同情景1,但光伏的净输出电量应为ES,项目的基准排放量为BE=810362(tCO2)

(2)项目排放量

在核算边界范围内,项目外购的电力由电网提供,可认为其运营过程中使用了化石燃料生产的电力,导致部分碳排放,排放量为:

其中:

ECPJ,消耗的电量,即项目外购电量

EFEL,电力排放因子,项目采用华北电网的电力排放因子0.7119tCO2/MWh,计算公式同上述组合边际排放因子。

TDL,电源的平均输电和配电损耗率,此处使用“电力消耗导致的基准线、项目和/或泄漏排放计算工具”中指出的IPCC默认值20%。

计算得到排放量。PEEL=102513.6(tCO2)

(3)项目减排量

减排量的计算同情景1,项目减排量为:

ER2=BE-PE=707848.4(tCO2)

该方式核算了可再生能源发电到制氢工厂为止的电力项目减排量,制氢工厂在制氢过程中无碳排放,可认为氢气产品是无碳排放氢气。

2.3 情景3:以氢为载体,按照替代常规化石能源制氢方式计算

现阶段化石能源制氢方式多样,此处分别将天然气制氢、煤制氢的碳足迹视为作为基准碳排放量,再计算制氢项目的排放量,基准碳排放量与项目排放量的差值即可视为项目碳减排量,边界包括可再生能源发电、升压站、输电线路、降压站、公共电网、制氢工厂。

(1)基准线排放量

国内对于制氢项目的基准线排放量无统一标准,参考常规化石能源制氢方式的碳足迹。国内学者对各类化石能源制氢方式的碳足迹已有较多研究,文内引用田涛、曹东学等人《石化行业不同制氢过程碳足迹核算》内相关数据:以石油化工项目实际运行装置数据为基础,核算得到煤制氢碳足迹为24.328tCO2/t,天然气制氢碳足迹为10.063tCO2/t。

参考上述数据,则以天然气制氢碳足迹核算基准线排放量时,项目基准线排放量为BE3=201260(tCO2)。

以煤制氢碳足迹核算基准线排放量时,项目基准线排放量为BE4=486560(tCO2)。

(2)项目排放量

计算过程同情景2,PE=102513.5(tCO2)

(3)项目减排量

以天然气制氢为基准线排放量时,项目减排量为:

ER3=BE-PE=98746.4(tCO2)

以煤制氢为基准线排放量时,项目减排量为:

ER4=BE-PE=384046.4(tCO2)

3 方案对比分析

对比不同情形下的项目碳减排核算结果,以电为对象的碳减排量,明显高于以氢(替代常规化石能源制氢)为对象的碳减排量,如表1所示。

表1 碳减排量

从计算过程来看,各核算方式具备以下特点,如表2所示:

表2 特点

从上述特点来看,以电为核算载体计算更为合理,此外还具有如下优势:

第一,原理逻辑方面,以电为对象进行核算可与现有方法学逻辑统一。可再生能源制氢项目如以并入公共电网再下网制氢的方式,可适用现有可再生能源发电方法学;以国家支持的源网荷储方式实现可再生能源制氢时,若反而不以电力为对象进行核算,从逻辑对应方面无法说通。

第二,市场方面,以电为载体进行核算能更好的与国内碳交易市场对接。现阶段全国碳交易市场依然是以电力为主,电力碳排放/减碳量核算较为完善,可供参考内容较多,同时还能将能源消耗和产品有效区分,能够更好的与全国碳交易市场对接。

第三,标准统一方面,以电为载体核算更加容易。传统化石能源制氢方式多样,以氢为载体核算时,既需要与原制氢场景进行深度结合,还需要考虑消纳外购电力的碳排放,不利于形成统一的核算标准。

第四,政策支持方面,以电为载体核算更有利于支持可再生能源制氢发展,提升竞争力。

综上,建议参考情景2的方式建立绿电绿氢项目的碳减排方法学。

4 结束语

本文提出了绿电制氢项目的4种碳减排量核算方式并进行了计算对比,同时提出了符合国情、更加适于绿电制氢“源网荷储”一体化项目的碳减排核算思路,对于建立绿电制氢乃至源网荷储一体化项目的碳减排方法学具有较强参考作用。