由陕西省发改委、陕西省国有资产监督管理委员会、榆林市人民政府主办、陕西氢能产业发展有限公司、中汽信息技术(天津)有限公司主办的中国(西部)氢能会议(以下简称“WCHC”)陕西省榆林市于2023年9月13日至15日举行。
欧阳明高,中国科学院院士,清华大学教授,国际氢能和燃料电池协会主席,在会议上发表了题为“全球能源转型储能双碳目标下氢能产业发展政策展望”的演讲。
以下是演讲内容,橙会研究院编辑。
中国科学院院士、清华大学教授、国际氢能与燃料电池协会 理事长 欧阳明高
亲爱的领导、院士、专家们,早上好!
我今天报告的题目是《绿色氢能研发与产业化进展及技术展望》。重点介绍氢能领域的一些工作和相关行业的进展。
第一部分:燃料电池的商业化
2022年,中国氢能汽车销量超过3000辆,今年上半年有所增长。陕西省是销量最大的省份。今年上半年,陕汽控股燃料电池卡车销量超过400辆,全国排名第一。
此外,氢车型也在全面扩展。原来主要是公共汽车,现在有各种各样的卡车。此外,燃料电池发动机企业众多,市场份额也在增长。去年,亿华通市场份额超过20%,排名第一。
清华大学和亿华通燃料电池系统的研发始于燃料电池汽车。起初,燃料电池动力系统和控制,发动机采购,后来独立开发燃料电池发动机;电堆采购,后来开始开发电堆;膜电极采购,现在膜电极本地化。
现在,氢能经过20年的发展,已经形成了全产业的发展体系。
成本:整个燃料电池系统的成本已经迅速下降。去年降至3000元/元。kW,今年已降至2500元/kW左右,并将继续下降。预计到2025年将降至1000元/kWkW,2030年将降至500元/kW。
效率:燃料电池电堆额定效率为60%,氢内燃机效率约为40%,发电机效率一般为35%~在40%之间,燃料电池的整体效率将进一步提高到60%。60%的效率也意味着氢消耗将大幅下降,即成本将大幅下降,但还有很长的路要走。
寿命:氢燃料电池系统的寿命约为2万小时,预计2025年达到2.5万小时,到2030年达到3万-3.5万小时。
第二部分:绿氢的制备
到2030年,电解水制氢市场预计将达到100GW。中国是世界上最大的氢气生产和消费市场。中国的电解水制氢在世界上具有成本优势,未来可能成为继光伏、锂电池和电动汽车三大新能源产品之后的第四大出口产品。
我们的团队也进入了电解制氢环节。目前,固体氧化物电解、质子交换膜电解和碱性电解有三种技术路线。这三种技术都在研发和工业化。目前,碱性电解是中国最具潜力、最现实、成本最低、寿命最长、优势最大的技术。目前,100GW以上的订单量(大规模)都是碱性电解。虽然其他技术路线正在试用,但仍存在许多问题(成本、寿命等)。
目前,碱性电解水制氢主要用于大规模工业化制氢。目前,我国碱性制氢缺乏系统和标准。目前,我国采用以718研究所为代表的制氢技术,是20世纪50年代从苏联引进的。氢能行业过去需求量很小,所以只有一两家企业在这样做。现在这个行业正在崛起,需要急剧的技术改进和变革。
行业的快速发展也面临着电极衰减、涂层脱落、隔膜磨损、密封故障、效率衰减和维护不便等诸多问题。
碱性电解水的额定效率不高。目前,效率只有50%以上。主要有两个问题:隔膜和催化剂。通过改进隔膜和催化剂,额定效率可以提高到75%以上(低热值),额定电流可以达到1万安培。
最好不要或少使用贵金属。隔膜是决定阻抗大小和效率的核心材料。对于隔膜的研发,有两种选择,一种是阴离子膜,另一种是离子溶剂膜。对离子溶剂膜更加乐观,这是未来的发展方向,因此碱性电解水路线仍有很大的技术研发潜力。
第三部分:绿氢储运和加注:
氢的储存有多种技术路线:气体、液体和固体。最近,固体储氢很受欢迎。固体储氢有液氢、甲醇、甲酸、甲苯等。储氢的关键是成本。这里指的是规范储氢成本,即整个生命周期的总投资和储氢循环的总量。然而,固体储氢仍处于自主研究阶段,成本无法计算。
目前,高压容器的储氢成本最低。液氨储氢是液氨储氢的最佳发展。氨储氢量大。1立方米可储存120公斤氢气。液氢液化可储存50公斤。液氨储氢是液氢的两倍多,氨基础设施齐全。因此,氨将来会大规模、长途储存和运输。
目前车端储氢瓶为35MPa氢瓶,仍是主流技术,中期突破可能较小。下一步是增加氢瓶的压力。目前70MPa氢瓶比较贵,储氢价格6万~7000元/公斤。降低氢瓶成本的核心材料是高强度碳纤维,需要定位材料来降低价格。
从运氢的角度来看,如果氢的价格是11元/kg,拖车是20MPa,100公里10元,加氢站10元,最后加到车上30元左右。如果储运压力提到50MPa,自行车运输氢气可接近1吨,运输成本将大大降低。如果长距离运输(1000公里),当数量相对较小时,输电更具成本效益。1000公里8美分/千瓦时,超高压输电更具优势。未来,如果大规模、长距离输氢管道更具优势。
第四部分:氢系统集成和氢储能
氢能系统集成的技术挑战是产业链的多环节和多样化。从可再生能源到终端应用,包括制氢、转化、储存、运输、加氢和应用,每个环节都是多样化的。与电动汽车和动力电池不同,氢能没有统一的标准,环节更多,所以我们必须选择,没有统一的模式和标准的解决方案,我们只能根据当地情况采取措施,国情决定路线,场景定义产品。
氢系统集成:目前,大型制氢公司通常需要50个或100个电解槽(1000平方米)。世界从未做过如何集成这100个电解槽。有一系列的问题,如控制问题、安全问题、化学问题等,这也是我们现在所做的,如模拟平台、多槽混合、实验、构造、控制操作策略等。
氢储能:利用剩余、非高峰或低质量的电力大规模制氢,将电能转化为氢储能,然后利用氢通过燃料电池或其他方式转化为电能输送到互联网,发挥电力调节的作用。氢储能将是未来的主流储能方式,因为储能的规模和周期是压缩空气和抽水储能无法比拟的,所以电化学储能更差。
氢储能可以在东部发展。例如,分布式氢储能是由燃料电池发电的。氢储能是化工和钢铁除氢动力和氢原料外的最大用途,也是未来新电力系统的重要支撑。
氢储能需要整合氢能的整个产业链,一个环节不能落后,这是最困难的。首先,瓶颈在于制氢系统的成本和发电成本。发电有多种选择:燃料电池、氢内燃机和混合锅炉。现主张在国内光伏风电基地旁边的调峰煤电厂进行混合氢燃烧。
现在煤电厂正在发展灵活的转型,在低负荷下,煤燃烧是不稳定的,这个问题可以通过掺氢来解决。
这是我们的计算分析。当风景丰富时,制氢。图中红色锅炉尚未发电。加入20%氢后,二氧化碳将减少40%。
氢储能可实现季节性能量转移。未来10%的可再生能源将通过长期储能解决,主体将是氢储能。10%是多少?到2060年,中国需要1.5万亿千瓦时的长期储能, 2060年,中国全社会用电量约为17万亿度,占9%。
第五部分:总结
我国氢能技术发展的阶段性特点是建立了燃料电池产业链,燃料电池系统成本迅速下降。
燃料电池汽车的问题是储氢系统更贵。60公斤氢35MPa储氢系统约30-40万元。燃料电池成本快速下降,储氢系统成本慢,是制约氢汽车发展的主要障碍。
氢能交通逐渐发展到氢燃料、氢化工、氢冶金、氢发电和氢储能。氢能交通是氢能的先导,而不是主体。氢能交通占整个氢能行业的20%,80%用于其他领域。
制氢将成为我国氢能的优势,氢储运仍是薄弱环节,但有很多选择。与电池相比,储氢实际上是氢能最大的优势。目前电池储电至少需要1000元/度,1kg氢需要33度电,这些电池储电需要3.3万元。如果1kg氢储存在10mpa的高压容器中,最多需要100多元,差100元~3个数量级。储氢贵是指车端,车下储氢比电池储电便宜几个数量级。
氢的一切都是成本问题,也就是经济问题。为了解决氢的成本问题,比如加氢站,未来加氢站的制氢是低成本的解决方案之一。现在化工园区还没有进行大量的氢气生产。当电价为0.15元/度时,绿氢是经济的,但加上网费后(0.35元/度)不经济。一般来说,电价低于0.2元/度。
氢储能可以直接通过光伏发电离网制氢,而不是去网上取电。氢储能调节电网,所以制氢时电价低,放电时有容量电价和峰值调节电价,所以电价很高,可以赚取差价。
汽车储氢瓶很贵怎么办?70MPa的氢瓶大约需要50万元,而柴油车总共不到50万元。学习更换电动卡车,更换氢瓶不卖氢瓶,氢瓶寿命可达1000万公里,我们也在探索更换氢瓶的模式。因此,有必要通过技术创新和商业模式创新来解决绿氢的经济问题。
从氢能整个产业链的角度来看,它基本上具备了工业化的条件。氢能具有战略价值,但现在要发挥其商业价值,没有商业价值,技术将难以继续下去,商业价值的核心是成本性能,关键是绿氢的成本。以剩余绿色电力资源低成本氢生产为来源,以多元化场景应用为主导驱动,推动绿色氢能整个产业链的发展。
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