“双碳”目标下氢能发展体系构建和产业创新布局展望

何钰江, 刘会灯, 王皓宇, 周 倩, 张施令, 黄 伟, 任仲也, 罗颖冰, 方斯顿

(1. 国网重庆市电力公司市区供电分公司,重庆 400015; 2. 国网重庆市电力公司,重庆 400015; 3. 重庆大学电气工程学院,重庆 400044)

1 引言

全球工业的加速导致化石燃料消耗与碳排放增加,目前以风能、太阳能为代表的可再生能源应用前景广阔,但因其随机波动性强以及地处偏远地区等因素,使得洁净、高效便捷的能源载体研究成为可再生能源利用的关键。

氢具有较强的化学活性,可作为较好的清洁能源载体,氢能为氢气中所具有的能量,能适应各类场景下的贮运要求[1]。氢能在中国交通、工业、能源等领域具有着不错的应用前景,其作为再生能源载体的良好补充,可以满足几乎所有能源的需求[2]。2016年,国家发改委将清洁氢能制备与应用科技创新列为重点工作计划[3],将典型氢能为代表的新能源汽车作为载体,发掘能源交通-清洁能源融合发展模式。在工业制造领域,我国炼钢、石油化工、水泥等产品已达到世界领先水平,氢气作为工业制备过程中的副产品可就地实现燃料消纳。未来,随着节能减排力度加大,氢能与电力系统、能源交通、工业领域的联系将更为紧密。据专业机构预测,至2030年中国对氢能需求缺口总量达到3 500×104t。到2050年,氢能将在中国能源比例中达到10%,达到6 000×104t,减少二氧化碳排放量为7×108t[4]。

目前,全球格外重视氢能发展[5],一些发达国家已将其上升至国家战略层次,持续增加氢储能、碳捕获封存等清洁能源科技的研发和产业化扶持力度。截至2021年,全球共有30多个国家确定了其氢能发展路线[6],为此提供了大量的氢能发展资金。2020年11月,美国能源部发布的《氢能计划发展规划》[7]确定了研究先进的氢能转化技术用于攻破研发与市场壁垒,达到技术落地应用的目的。欧盟根深蒂固的环保意识推进了其氢能产业的布局,其氢燃料电池专项计划在2014～2020年间投入了约6.65亿欧元[8]。在2020年,欧盟发布的《欧洲工业战略》确定多元化布局和建立氢能产业联盟,推进清洁燃料制备平台建设[9]。

我国在氢能研究上虽起步较晚,但近年来逐渐重视并开始布局氢能产业发展,不断加大对氢能关键技术研发和市场化应用的激励,部分地区也开始鼓励发展氢能产业。2019年,氢能首次写入《政府工作报告》,氢能领域迎来发展良机。2020年6月,氢能发展先后被列入了《2020年国民经济和社会发展计划》、《2020年能源工作指导意见》。到2050年,氢能逐步成为一种新型产业结构。由此可见,“碳达峰”、“碳中和”的目标将推进能源结构变革和新能源高速发展,传统非化石能源占比将不断减少,清洁能源的发展与应用将显著提升。但目前仍面临着基础设施建设过少、制备成本较高以及规范技术不足等问题。①目前氢能的制备和存储、运输成本过高,导致氢能终端成本居高不下,市场化范围难以扩展。另外,输氢管道等基础设施的建设和维护往往需要长期且昂贵的投入,使得氢能产业技术的广泛应用得到限制。②氢需要较高的安全性保障。氢气的爆炸性很强,在其生产和储运环节中,常面临着易燃爆炸和泄露的风险。③目前传统化石燃料尚未枯竭,工业制备仍以石油、煤炭为主导,使得氢能所占市场份额较少,且缺乏商业驱动力和配套的政策法规,限制了研发技术的发展。

因此,研究安全可靠的氢能生产、运输及利用技术,可一定程度上替代传统化石能源枯竭导致的能源紧张问题,合理利用氢能可实现整个能源工业系统的深度脱碳,从源头、媒介和利用多渠道减少碳参与,最大限度碳减排,有力推进双碳目标的实现。

2 氢能

2.1 氢能概述

氢气具有较强的化学活性,质量较轻,易与氧结合生成无污染的水分子,是一种清洁能源和良好的能源载体,具有储存富足、清洁低碳、能效高等优势。氢在地球地壳元素丰度中排名第九,约占0.76%,如图1所示。在地球上,氢含量丰富,大量存在于水、石油、天然气等物质中,资源储备充足,开发前景明朗。

图1 地壳元素丰度排行

氢的单位能量质量密度约为汽油、柴油、天然气的2.7倍[10],通过不同的状态存在,可以匹配不同场景下的储运需求。氢能主要通过电解水或化石燃料分解等方法来制取,不会产生CO2、SO2、噪音、烟尘等污染物。氢能优势和主要用途为[11]:①丰富、清洁、高效的二次能源。②理想、高兼容的能源互联媒介。③多元化应用的储能介质。④广阔与低碳的节能用途。

2.2 重庆自然资源禀赋

重庆位于长江与嘉陵江的交汇处,自然资源禀赋独特,拥有富厚的水能、天然气以及煤矿资源,背靠资源富集的大西南地区,详细情况如下:

(1)水能资源。重庆水流众多,有长江、蓉江、乌江、芙酋水、嘉陵江等水流,其中长江干流区水源最为丰富,重庆水资源量多年均值为567.8亿m3,多年平均入境水量为3 837亿m3,出境水量为4 386亿m3,理论年发电量2 011.67亿kW·h[12]。

(2)风能资源。重庆属于风能资源IV类地区,风能资源总储量约为2 360万kW,主要集中在渝东北和渝东南高山地区。重庆年平均风速1.6 m/s,风储量为2 250万kW,全市风能资源主要集中在巫溪、奉节、南川等地区,占境内面积的7%[13]。

(3)太阳能资源。重庆地势山高,阳光充足,为太阳能资源第IV等级地区,年平均日照小时数约为1 100 h,年均总辐射量3 200～3 900 MJ/m2[14]。渝东南、渝东北局部山区日照,适宜发展光伏项目。

(4)煤炭资源。重庆煤炭资源的消耗量逐年上升。在中远期全市电力负荷和用电量较快增长的情况下,重庆自建燃煤电厂电煤保障存在较大问题,中远期只能通过新增外电送入的方式满足重庆增长的电力负荷需求[15],因此发展本土新能源为满足日益增长的电力负荷需求提供了有效的解决方式。

(5)天然气(页岩气)资源。重庆天然气储备充足,已探明储量约为6 355亿m3,可采储量3 858亿m3,剩余可采储量2 473亿m3。页岩气资源较丰富,分布面积广,预计可采资源量达2万m3,位列全国第3[16]。

综合来说,重庆自然资源禀赋为氢能产业发展提供了有利的先天条件,尤其是水能资源、风能资源、太阳能资源这类可再生资源的大量分布为重庆氢能发展体系构建和产业创新布局提供了有利支撑,为推进重庆双碳目标发展提供了主要力量。

2.3 应用前景

在重庆建立与发展完善的氢能供应链具有长期应用远景。围绕新能源基地建设制氢厂和氢能电厂,将风光氢打捆上网,既能解决新能源波动性大的问题,又能解决新能源消纳问题。合理利用重庆的水运条件,电力传输和水运传输并重,可以延迟电力线路投资,并且可以协助水运交通系统脱碳,对重庆实现双碳目标更有利。

3 氢能发展与应用

3.1 发展难点

随着氢能战略的发展,氢能的发展与应用在国内难免遇到阻碍,主要总结如下:

(1)商业驱动力不足。目前国内市场燃料电池制备原材料多为进口,成本高、氢能技术链条尚存较大缺口、核心技术亟待突破成为阻碍氢能源发展的主要原因。其次,由于技术产品及商业模式的考核验证不足、标准法规滞后,同样阻碍着我国氢能产业的发展。因此亟待进一步加强科技创新与测试评价及商业化验证结合,抓紧完善相关标准法规环境,增加氢能产业补贴。

(2)配套政策法规不完善。我国氢能发展处于初期,配套政策法规和标准相对不足。从公共政策角度看,中国在发展氢能的决策方面可能存在两个问题:一是当前氢能发展未达到国家战略高度,尚未在国家层面制定具体的氢能战略;二是政策研究和制订较晚,在有关氢能发展的政策体系中,现有政策的层级较低,技术性较强,系统性偏弱,相关政策内容散落在涉及能源、新能源汽车等多个领域的政策法规中,存在技术路线、目标、任务、措施等不明确或关联性不强的问题。进入本世纪以来,从2002年至2020年11月,世界上多个发达国家都制定了国家层面的氢能发展战略,而中国的氢能战略发展较晚。在政策驱动产业发展特色很浓的中国,氢能战略上的滞后,必然影响政策体系的研究和推进。因此,对于目前面临巨大能源挑战的中国来说,大力发展氢能产业、构建氢能社会就更为重要。

(3)缺乏关键技术。以工业法生产氢气,其能量转换效率往往不高,且常伴随着其他副产物,易造成污染,导致效率和安全性均未得到保证。

(4)使用成本高、基础设施不完善。中国氢能经济成本偏高,前期收益较低,且基础设施建设相对薄弱。中国终端氢燃料成本范围大概为6.8～7.9 $/kg,而使用阶段占总成本的70%以上[17]。为此,持续降低氢能成本、加大补贴力度是推进其长远发展的前提。在基础设施建设方面,常受关键技术和设备生产水平限制。截至2020年底,中国投入的加氢站仅占全球的12.5%左右,日加氢量约200 kg,难以满足市场化运营的需求。

(5)资源和需求的地理差异。中国中西部地区的可再生资源储量丰富,是主要的能源供应区域,而主要能源消费区域则分布在华中、沿海地区,导致了能源供应区域和能源消费区域之间的地域空间偏移,造成氢能运输网络建设困难,储运成本增大,给中国氢能市场开拓增加了困难。

3.2 氢能生产

氢气生产位于产业链的头部,其生产技术和产量直接影响着产业链建设和生产成本。目前,全球制氢原料以天然气为代表的化石资源为主,电解水次之,虽然化石原料价格低廉,产量较高,但仍存在环境污染等问题,全球与中国的制氢结构现状见表1[18]。中国制氢原料仍以煤炭为主,占比约62%,展现了中国“富煤少油气”的特性。

表1 制氢结构现状

电解水制氢技术[19]与新能源具有较好的耦合关系,是未来发展“绿氢”制备的主要基石。其制备过程方便且对环境无污染,该过程的另一个副产品是氧气,目前在卫生部门的各种用途中溢价出售,未来可以进一步用于不断增长的水产养殖业,以满足养鱼场和废水处理厂的氧气运转需求。电解液体系综合对比特点见表2[20]。

表2 电解法制氢特点对比

目前水电解制氢主要采用碱性电解氢方式(Alkaline Electrolysers, AE),将碱性水溶液作为电解质,其能量效率可达52%～82%,且具备完整的工业生产链,其工艺过程也已进入成熟工业化应用阶段。

目前,质子交换膜电解技术(Proton Exchange Membrane Electrolyzer, PEME)因其效率高、动态响应能力强、设备集成度高等优势已成为发展重点。氢气通过质子交换膜电解可产生高达35 bar产量,经干燥或脱氧,即可接近燃料电池所需的99.9%纯度需求,电-氢能量转换效率在74%～87%之间,但仍存在着设备成本高、设备寿命低等问题。未来,随着关键技术的突破和预期的成本降低,PEME电解法将迅速成为主流的电解技术[21,22]。

固体氧化物电解水法以固体氧化物为电解质,通过高温提高制氢过程的电化学性能,电转换效率高达85%以上,但目前技术不够成熟,应用较少。

3.3 氢能存储与运输

在非加压气体状态下,氢能够保持相对较低的体积密度(kg/m3)。因此,常通过特定的存储技术在更小的容量成本下增加氢的体积密度以提高储存的经济性,且便于完成从生产点运输到使用点的这一过程。氢能储运方式主要为气、液、固三类,具体总结如下。

(1)气态储氢技术。可分为低压和高压气态储氢。低压气态储氢无需进行额外的压缩氢气,仅用于相对空间较少且气体密度要求低的固定存储情况,导致气体能量密度低。目前高压气态储氢为主流技术,将氢气以高密度形态进行压缩存储,具备单位体积密度高的优势,但对高压存储罐材料要求较高[23]。未来,高压储氢将向着更高压化、大容积化、专用化的特性发展。

(2)液态储氢技术。该技术主要有低温液态和有机液态储氢两类。前者通过压缩氢气并将其液化存储,相对于气态储氢,其单位体积密度更高,提高了约845倍,适用于体积有限的应用场景,例如氢能船和火箭[24]。后者则采用有机化合物转化技术,可通过催化加氢反应将少氢有机化合物转化成多氢有机化合物,并将氢气储存起来[25]。常用不饱和液体有机物包括环己烷、甲基环己烷等[26],具备常温条件稳定存储、存储体积密度高等优点。

(3)固态储氢。通过固体材料将氢吸附存储,其体积密度约为气态储氢技术的1 000倍[27],但该方式对储氢固体材料的要求较高。各类方法对比分析见表3。氢气运输方式综合对比见表4[18]。

表3 不同储氢方法特点对比

表4 运输方式对比

其中,管道输氢运输效率较高,适用于远距离运输,对新能源制氢输氢较为友好,但易随着工作压力增加和化学反应易造成管道脆化等问题,易发生管道破裂造成气体泄露,引发安全事故,因此需采用更坚韧耐压的管道材料。液氢槽车和拖车输氢更加便捷灵活,前者适用于中远距离运输,后者则应用于短距离、小规模运输。

3.4 氢能应用

氢能在电力系统中主要以氢燃料电池的形式体现,该电池工作时不产生明火,结构简单、运作稳定、噪声低,常作为供能载体和备用能源用于电力网络、能源交通、电气化建筑、社区、工业制造等领域。

(1)电力系统领域。微型燃料电池热电联供装置可将天然气或城市燃气重整制氢,能量转换效率可达40%以上,并且副产的热能也可重新利用,热利用效率也达到40%以上。该方式的优势在于可小规模分布式应用,在满足城市分区电力和热能供应[28]的同时,能够随时结合新能源这类分布式、随机性较强的系统互补消纳使用。另外,副产氢气用于燃料电池的循环发电具有较高的环保性能,在城市微网系统中具有较好的应用前景。

(2)交通领域。氢燃料电池在交通领域应用较多,氢燃料电池可以将氢反应所产生的化学能转换为机械能,在全球已开始得到一定规模的商业化应用。氢能可直接作为燃料用于全氢发动机运转,也可作为掺杂与传统燃油一起燃烧。与传统燃油车相比,氢能汽车更具碳排放少、冷启动性能好、能量转换效率高、热量损失小等优势;与纯电汽车相比,能量加注更快、续航更持久。然而,氢能在船舶航运中更适用于短航程场景,目前高压气瓶为船用氢燃料电池的载体,该方式储氢密度低,若用于长航程的远洋场景,则需配备大量的气瓶集装箱。因此,在交通领域仍存在制造成本昂贵和安全性能缺乏保障、加氢设施建设少、储氢困难等缺点。

(3)工业应用。氢能主要存在于钢铁工业、石油化工等工业应用场景,在冶金过程、氯碱制备、乙烷裂化、丙烷裂化等过程中均有氢产生。据有关机构预测,在中国每年可回收的工业副产氢可达15亿/m3,理论产氢规模发电量可达21亿kW·h[29],因此氢在工业应用中的潜力巨大,氢能在工业中主要应用领域如下:

在钢铁工业领域中,氢作为制造过程的中间产物常就地用于其他燃料的消纳。在采用传统高炉制备钢铁过程中,常采用焦炭、煤或天然气作为还原剂;在碱性氧气炉制备钢铁中,需去除过量的一碳以产生品质较高的液态钢,用氢代替焦炭和天然气,可以大大降低气体污染。另外,在焦炭制备、高炉工作和碱性氧气炉工作期间所产生含氢气体,经回收并分离处理后可得到较为纯净的氢能,用以提供额外的热能,并减少化石燃料用量。2012年,约68%的钢铁制备过程中循环使用了副产氢。

在石油化工领域,传统燃料精炼过程常伴随着加氢处理、加氢裂化和脱硫等环节。随着化工行业的发展,导致优质低硫燃料的需求逐年提升,轻质低硫燃油的占比份额逐年降低,使得氢能需求持续增加。此外,在第二代的生物质燃料生产中也需要一定程度的加氢处理。

氢能在工业领域应用中的优势总结如下:

(1)工业副产氢量大,在工业制备过程中能提供源源不断的副产氢气供应,可提供价格低廉、来源丰厚的氢源。

(2)工业副产氢气纯化利用,可以有效减少终端燃料的制取成本,具有可观的发展远景。

未来,氢可作为风光水的就地消纳能源,广泛用于电力系统、能源交通、现代化工业等领域,大力推进氢能布局,可以加速实现双碳目标。

4 重庆氢能发展路径

4.1 重庆氢能供应链分析

重庆自然资源禀赋成为打造氢能绿色全产业链绿色能源优势,完整的氢能供应链设计是重庆新能源长远发展的必经之路。

重庆拥有丰富可再生资源,长期以来主要集中在渝东北和渝东南部的工厂使用水力、风能、太阳能发电。虽然重庆最近才开始大规模建设太阳能和风力发电厂,但重庆地理优势使其具备丰富的太阳能潜力和风能潜力,特别是巫山、开州、城口、黔江等地。

新能源建设分布于渝东北和渝东南地区,负荷中心则在重庆市区,集中在渝西。在能源站建设中,要求采用因地制宜的准则。不同城市功能组团所处地理位置的资源禀赋、负荷特性均不一样,从而造成了源端的差异化配置,为源侧的互补提供了可能。因此,重庆东北和东南需要两种不同的氢能供应链方式完成对主负荷区的氢能传输与供应,主要方式如下:

(1)港区综合能源建设及电气化水运方式

在重庆东北,以万州港为集散,富集周围新能源制备氢能,在提供燃料供应设施的港口附近建立氢能供应链,以水运船舶方式运输到上游重庆或下游是最经济可靠的方式,港区氢能建设和水运路线如图2所示。

图2 港区建设及水运航道路线

主要处理煤炭、石油和其他化石燃料的港口面临着随全球经济脱碳、未来几十年需求减少的危机。港口附近的土地和周围的水域均有非常好的风力发电潜力和太阳能发电潜力,使其有机会通过多样化建设和活动来吸引对外投资,并从电力燃料基础设施建设中获益。而氢能在制备后常通过液态/气态罐体运输,以避免难以察觉的泄漏和减少运输成本,因此加压制冷和集装运输环节是港口系统最具特色的条件。万州港地处三峡库区的核心地带,港口工业区周围有大量的土地可用于绿色氢能生产设施和风电、太阳能工厂建设,是建立绿色氢能供应链的理想地点。

以万州港为核心,采用港区集散-船舶水运的方式实现绿色氢能的制备和转移,一方面万州港优越的地理条件可为当地再生发电厂建设和大规模氢能应用提供可持续创造的需求,通过加氢船舶将氢能转移至其他港口或者城市,使得该航道线路中的所有地区均可以从这一途径中获益,特别是拥有高负荷需求的主城区,且相较于陆地运输更加集中、安全、便捷。文献[30]的案例证明了此观点,通过对南美洲北部海岸通往巴拿马运河的国际航线进行规划,可以得到一条长期可靠的零碳船舶航线。在沿线的港口建立起零碳燃料设施并为过往的零碳船舶供能,周围的经济将受益于当地港口生产的零碳燃料,从而吸引对外投资和增加贸易量。

另一方面,传统化石燃料船舶排放的污染气体对人类社会和环境影响极大,化石燃料燃烧产生的有害排放常以颗粒物体的形式飘散于大气中造成污染,对当地港口和城市产生极大的影响。以万州港为中心,富集周围新能源来建立港口氢站和燃料加油站,也可作为来往船只的补给能源站,在船舶柴油发动机中加入制备后的氢能,使得集装式船舶和干散式船舶深度脱碳,可以有效减少化学燃料需求和温室气体排放,同时为低碳排放船舶提供丰富、可靠的动力来源。港口出口的化石燃料减少,港口基础设施将被替换或重新用于电力燃料的制备和运输,来满足零碳船只的需求,港口周围的经济也将受益于当地生产的绿色燃料,从而吸引外地投资和贸易量增加,最终价值将取决于未来绿色氢能和可再生发电技术的发展程度,以及氢能应用的市场占比,这为港口航运业带来了巨大的投资潜力,创造就业机会和促进更广泛的绿色氢经济。

(2)风光氢能打捆,就地利用方式

在重庆东南,山高林密,且无水路,宜就地建立制氢站,用以平抑新能源波动,风光氢打捆输送。通过结合当地自然资源禀赋的优势,在新能源富集的区域建立可再生发电厂[31]与绿色氢站是最直接有效的方式。以建设综合能源系统的方式,提供当地持续用能需求,充分消纳可再生能源,实现多能源设备协调运行,提高能源利用效率。渝东南地理优势如图3所示。

图3 渝东南地理环境优势

偏远地区或独立的电力系统严重依赖进口柴油来为当地的发电机组提供电力,将柴油运输至偏远地区的成本逐年增加,且柴油发电机碳排放大。另外,随着渝东南地区的装机容量逐年上升,而新能源供给与负荷需求间存在差异性,在负荷谷时段发生可再生能源浪费的问题逐渐增大。借鉴P2G技术建设绿色氢站,使其作为新兴的消纳可再生能源部分,利用电转氢气技术将氢能制备与可再生能源技术相结合,用于实现电力网络与天然气网络之间的双向耦合,这使得峰谷多余电能和氢能可以相互转换,便于直接利用氢能或存储。

发挥渝东南地区独特的地理条件优势,因地制宜建设电、气、热多能流耦合系统,将具备如下优势:

(1)高效且丰富的供能模式:多能流耦合系统能够解决传统供能系统互为独立、无法实现多能协调互补的问题,同时可以提高各能源转换效率,满足多样化能源需求。

(2)灵活且安全的调度优势:多能流耦合系统更易于能量调度策略的集中实现,便于随时转化能源,实时保证持续供能需求,减少因能源切换不及时或者单一系统故障而造成的经济损失。

(3)清洁且持续的消纳能力:传统供能系统消纳能力较低,而多能流耦合系统包含的可再生能源丰富,可以将这些能源转换为其他多种能源形式,从而保证可持续的消纳能力。

因此,在未来能源系统面临的多种挑战下,有必要进一步考虑宜就地建立制氢站,将风光氢打捆输送,实现氢能的节能制备与快速应用,并与综合需求响应共同参与渝东南地区的电力系统优化调度,实现新能源就地消纳。

4.2 重庆氢能发展路线

重庆氢能发展的首要目标在于充分发挥各地区地理环境优势,因地制宜地挖掘可再生能源与氢能供应链在“源”侧的互补特性,并通过能源在当地消费侧的协调替代和以电网为核心的能源基础设施共享,有助于实现各部分系统的有机协调;另一方面,以综合能源配置优化为目标,通过在不同城市中心组团建设多类型能源站的协同配合潜力,实现各种能源的最优化传递。在该目标基础上,合理利用重庆的水运条件,在电力港口处建立完整的氢能供应链,使得电力传输和水运传输并重,不仅可以延迟电力线路投资,还可以协助水运交通系统脱碳;在偏远山区围绕新能源基地建设制氢厂和氢能电厂,将风光氢打捆上网,既解决新能源波动性问题,又解决新能源消纳问题。对重庆实现双碳目标更有利。重庆主要发展路线如下:

(1)明确重庆氢能战略目标,有序发布氢能产业政策。首先需重视氢能在双碳目标下的作用,确定氢能地位,将氢能并入综合能源管理系统。进一步统筹和明确氢能发展的科技企业和监管单位,完善技术和标准,在重庆地方政府带领下,企业携手并进、共同推动氢能产业健康发展。

(2)以核心科技为导向,切实攻关重庆氢能产业的关键技术。组织成立氢能发展科技项目,以龙头企业冲锋、中小企业稳步前进的发展模式,推动行业发展;另外,考虑到国内氢能产业技术尚未成熟,建议成立重庆市氢能发展投资基金,以科技创新催动氢能市场繁荣。

(3)逐步推动重庆市氢能设施建设。充分发挥重庆现有氢燃料设施的优势,稳步推进储氢输氢管道、加氢站等设施建设,加强氢能储运安全。

重庆汽车产业较为先进,目前已形成较好的氢燃料电池和核心部件生产能力,加上在渝的国家级汽车行业质量检测机构成立,已初步完善氢能车测试服务。受地势影响,重庆大规模制氢能力有限,应发挥现有汽车产业优势,未来将氢能发展重点逐渐转移至氢能交通应用上,形成一批氢能汽车应用场景。主要发展路径规划如下:

(1)在电源侧,随着成渝地区双城经济圈的快速发展和负荷需求的增加,重庆的电力负荷将保持较高需求,保供形势更加严峻。新型电力系统建设推高了重庆电网新能源装机占比,但可再生资源主要集中在渝东北地区,与负荷中心逆向分布,新能源发电强不确定性、弱可控出力特点的影响日益显著。通过新能源制氢可实现新能源的就地消纳。

(2)在电网侧,面对重庆电网“双峰”特征明显、电网峰谷差大、降温负荷占比大、可调节负荷资源不足的突出问题,利用电制氢提高电网柔性。电解水制氢负荷在50%～100%内可调,充分发挥其运行功率可调节范围较大的优势,在提升电网安全经济运行水平方面发挥巨大作用。

(3)在负荷侧,结合多能耦合技术和源网荷储协调控制技术,提升各类建筑综合能效,降低建筑物碳排放水平。考虑氢能与电气化交通领域相结合,在渝东北地区,以电气化船舶为载体,将氢燃料电池打捆上船,在渝东南地区,以氢燃料电池汽车为载体,强力推进水陆电气化运输领域的绿色协同发展。未来可建立加氢站和充电桩的联合供能模式,同时为纯电汽车和氢能汽车供电,拓展新兴业务场景。

未来,随着氢能产业链中技术、成本、政策、管理等方面障碍的不断破除,重庆新能源汽车产业的整体规模得以迅速增长,氢能汽车产业在未来将逐步释放高性能、高可靠、低氢耗的潜能。

4.3 制氢成本计算

本次研究主要以基于光伏和电网的联合制氢系统为例,进行制氢成本(LCOH2)分析。其受到多种因素的影响,如系统的整体寿命、电价、系统投资成本和运维成本、转换效率等。为了对重庆市的LCOH2进行分析,采用如下的优化模型[32]:

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

CPV≥0

(6)

CP2H≥0

(7)

(8)

(9)

(10)

(11)

(12)

在计算部分,以式(1)作为目标函数,式(2)～式(5)作为目标函数中的相关变量,式(6)～式(12)作为约束条件,建立使LCOH2费用最小的优化模型,并利用商业软件YALMIP进行求解计算。计算得到2020年重庆市年汽油和柴油消费量见表5、表6。

表5 计算得重庆市2020年汽油年消费量

表6 计算得重庆市2020年柴油年消费量

经计算,在假设氢能100%替换化石燃料的条件下,年制氢量大约为1.9×108kg,其LCOH2为3 595.240 1元/kg;假设进行50%能源替换时,年制氢量约为9.5×107kg,其LCOH2为1 758.153 8元/kg;假设进行10%能源替换,年制氢量大约为1.9×107kg,其LCOH2为361.072 8元/kg;假设进行1%能源替换,年制氢量大约为1.9×106kg,其LCOH2为44.078 1元/kg。可见随着年制氢量的降低,对于设备的要求在降低,制氢成本也在降低。

当科技进步,电转氢效率由原先的83%提升到95%,假设能够实现100%能源替换时,其LCOH2为2 744.466 4元/kg;假设进行50%能源替换时,其LCOH2为1 372.711 7元/kg;假设进行10%能源替换时,其LCOH2为275.889 6元/kg;就进行1%替换而言,其LCOH2为35.455 4元/kg。不同氢气替换场景下转换效率高相比于转换效率低的制氢成本有大幅下降。

如果在电转氢效率为95%的情况下,考虑PV和P2H的单位投资成本分别由原先的3元/W、20元/W减小为1元/W、10元/W时,假设进行100%能源替换时,其LCOH2为1 372.612 9元/kg;假设进行50%能源替换时,其LCOH2为686.717 4元/kg;假设进行10%能源替换时,其LCOH2为138.587 8元/kg;假设进行1%替换时,其LCOH2为21.618 5元/kg。各场景下制氢成本均有不同程度的下降,图4展示了以上几种情况下LCOH2的相关变化趋势。

图4 不同场景下的LCOH2价格变化趋势

综上,可得出年制氢量、电转氢效率以及PV和P2H的单位投资成本对于决定重庆电转氢LCOH2的价格有着重要作用。

4.4 氢能发展建议

结合我国实际国情和氢能发展情况,提出几点氢能发展建议。

(1)从“碳中和”出发的政府宏观层面

1)明确氢能地位,确定产业发展战略。在国家级层面,制动氢能持续发展路线,加大氢能产业基础研究投入力度,鼓励企业科技自主创新。在省市级层面,确立氢能主管体系,研究具有重庆特色的氢能发展路线,明确行业标准和监管体系,鼓励地方政府与企业共同推进绿色氢能发展。

2)发挥氢能优势,构建氢能多元化融合应用场景。逐步构建在电力系统、能源交通、工业制备等领域的多元应用场景。

3)协调产业合作,推动技术研发。应遵循“需求导向”原则,坚持行业科技自主创新,“自上而下”生产布局,稳妥推进氢能制备、储运、应用各环节协同发展。

(2)从“综合能源业务”出发的重庆电力公司层面

首先需确定氢能交通应用为重庆未来氢能产业链发展的核心方向,政府与氢能企业友好合作,从“综合能源业务”出发,推进制氢、储氢和燃料电池制备等各环节发展,集聚头部企业,促进发展先进产业集群,增强氢能核心装备生产能力,推动“西部氢谷”的建设,打造立足重庆、服务全中国的市场格局。重庆企业在氢能产业链建设中的作用如下:

1)在重庆氢能产业链上游,明确可再生能源电解水制备绿氢为正确方向,鼓励当地企业自主研发氢能关键技术,为推动万州港区和渝东南山区综合新能源系统建设提供可靠的制氢技术支撑,并为氢能船舶、氢能汽车、风光氢站等能源系统提供经济合理、来源稳定的氢能,逐渐降低制备成本。

2)在重庆氢能加注产业环节,需稳妥推动基础设施建设。以重庆电力公司牵头,围绕氢燃料电池汽车产业进行基础设施建设,发挥加氢企业现有资源优势,建设长途沿线加氢站,连线已建的成都加氢站,共建“成渝氢走廊”。

3)在重庆氢能利用方面,高度重视氢能及终端设备产业的发展,使得两江新区的氢能企业协同互补发展。最终完成氢能应用产业在氢能供应链上完成“补链成群”,全力推进渝东北和渝东南的氢能开发建设提供经济开发建设。

5 结论

本论文以重庆氢能源发展为背景,因地制宜将氢能产业与港区综合能源-交通系统、新能源发电系统结合,充分发挥各区域地理环境优势,实现多能协同互补发展,实现不同地区之间的多类型能源站协同构建和考虑供需互动的能源网络构建,为全国各地氢能供应链发展路径规划及氢电耦合运营模式提供更具价值的参考,并对氢能在政策激励、路径发展、技术突破中做出展望。

对政府而言,需明确重庆多中心组团城市能源结构,打造各区功能互补、整体协同发展格局。同时给予制氢行业相关补贴;对电力公司而言,需建立以国网重庆市电力公司为主体,组合新能源、化工车企等产业支柱的绿色发展路线。