|
|
|
|
|
| 我国绿氢体系三大错配问题亟待解决 |
| 双击自动滚屏 |
发布者：zq1229 发布时间：2023/10/2 12:23:59 阅读：304次 【字体：大 中 小】 |
|
| |
我国绿氢体系三大错配问题亟待解决
氢促会 氢能促进会 2023-09-21 18:40 发表于北京
“2023全球能源转型高层论坛氢能绿色高质量发展分论坛”近日在京举行，论坛由北京市人民政府、国务院发展研究中心、生态环境部、国务院国资委、自然资源部中国地质调查局共同主办，北京市昌平区人民政府、中国产业发展促进会氢能分会承办。
会上，华北电力大学教授、氢能技术创新中心主任刘建国认为，“绿电+绿氢”氢电耦合是未来的理想能源体系，2030年我国供给侧绿氢比例将达到15%，2060年供给侧绿氢比例有望达75%。不过刘建国同时指出，目前我国绿氢体系仍存在需求的空间、消费的时间特性、现有体制机制及标准等多个不匹配问题，亟待突破解决。
氢能是新型电力系统的优秀介质
国家能源局最新数据显示，截至2023年6月底，我国可再生能源装机突破13亿千瓦，约占我国总装机的48.8%，历史性超过煤电。其中，风电装机3.89亿千瓦，连续13年位居全球第一；光伏发电装机4.7亿千瓦，连续8年位居全球第一。从电源发电方面看，2012年-2022年十年间，非化石能源发电量和占比持续提高，2022年我国非化石能源发电量约2.54万亿kWh，占总发电量的比重首次超过30%。火力发电增长逐渐放缓，煤电占比不断降低，但火力发电依然占据主导地位，2022年火电发电量58531.3亿千瓦时，比重接近70%。
刘建国认为，在技术、成本、政策等推动下，氢能作为连接可再生能源的纽带和电力储能介质成为可能，在以新能源为主体的新型电力系统中扮演着越来越重要的角色。可再生能源电制氢是未来氢能发展的主要方向，将应用于新型电力系统“源、网、荷”各环节，呈现电氢耦合发展态势。
“当前，新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，我国的新型电力系统建设需要氢能作为优秀的介质。”刘建国称，绿氢可支撑高渗透率的波动性可再生能源电力并网，提高系统效率和成本效率；在可再生能源资源富集、氢气需求量大的地区，建议开展集中式可再生能源制氢，新能源+氢储能协同运行；在分布式新能源丰富、峰谷差价格较大地区，可以开展分布式新能源+氢储能/加氢一体站商业模式。
根据华北电力大学的测算结果，我国2030年、2050年基准情景的氢能需求将分别达到4116万吨、9452万吨。2030年供给侧绿氢比例为15%，风光制氢比例分别为7.5%，需求侧主要消费在工业领域的化工、钢铁和水泥行业；2060年，供给侧绿氢比例达75%，光伏开发潜力大于风电，光伏比例占42.9%。需求侧中重型商用车氢能消费比例显著上升。
绿氢体系存在三大错配问题
刘建国认为，“绿电+绿氢”氢电耦合将是理想能源体系。同时他也提醒行业，我国绿氢体系当前仍存在需求的空间绿氢资源与需求的空间分布不匹配、绿氢生产与消费的时间特性不匹配、现有体制机制及标准与绿氢体系不匹配等问题，亟待主管部门、地方政府、专业机构、企业等联手突破解决。
错配一
绿氢资源与需求的空间分布不匹配
空间维度上的错配问题。国内氢能行业快速发展，绿氢项目集中在风电、光伏丰富的西北、华北地区，但长距离输氢成本高企的情况下，产能与需求存在空间不匹配的问题。
刘建国介绍说，我国的能源资源分布与能源负荷重心呈逆向分布关系，80%以上的能源资源分布在西部和北部地区，70%以上的能源消费集中在中东部地区。在绿氢生产侧，大型风光电基地集中在西北和北部地区的内蒙古、甘肃、青海、新疆、陕西等省份;海上风电基地主要分布在东南沿海地区；在绿氢消费侧，现代煤化工基地规划布局呈现近煤炭资源的区位特征，以西北能源“金三角”地区为核心、新疆和山西等省份为补充；交通领域氢能应用布局，以北京、上海、广东、河南、河北五大燃料电池汽车示范应用城市群为主，同样集中在中东部地区。
刘建国表示，现有的解决方式包括把工业往氢能丰富的西北地区迁移、把东部地区原有的制氢产能留给交通领域，以及推动制氢、加氢一体站建设，避免氢气压缩、存储、解压过程，可以节省成本。今年4月，“西氢东送”管道示范工程纳入规划《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，这条管道起于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市燕山石化，管道全长400多公里，是我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。“西氢东送”管道将用于替代京津冀地区现有的化石能源制氢及交通用氢，缓解我国绿氢供需错配的问题，对今后我国跨区域氢气输送官网建设具有战略性的示范引领作用，助力我国能源转型升级。据悉，该管道规划经过内蒙古、河北、北京等3省（市）9个县区。管道一期运力10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力。
错配二
绿氢生产与消费的时间特性不匹配
时间维度上的错配问题。新能源资源波动性对制氢波动性的传导、下游连续稳定用氢需求，二者存在时间错配问题。在上游制氢端，制氢设备为了适应新能源发电的间歇性和波动性，仅从绿氢生产侧出发难以保证规模化、连续稳定的氢能供应；在下游用氢端，化工、交通等重点领域在中长期逐步实现绿氢替代后，应用场景需要氢能的连续稳定供应。
风、光等新能源大发时段与负荷高峰时段，也存在时间上的错配问题，电动汽车等新型负荷的接入使得电力供需错配加剧。据悉，同种类制氢设备的技术特点有差别，如碱性电解水制氢装置的负载上限可达120%，质子交换膜电解水制氢装置的负载区间为20%-150%。
此外，电价也是现阶段绿氢成本偏高关键因素之一，尤其在碱性电解槽比较便宜时，电价在里面占到了70%-80%。据介绍，国内各省在制氢成本上的差距很大，最低为22元/kg，最高为44元/kg；青海省在制氢成本和制氢碳排放强度上都具有优势；浙江在制氢成本具有明显优势，但制氢碳排放强度较高。
“要想把电价从波动性变成连续性电价，供我们随时可以使用的电价，这里面还是有成本的，这也是为什么电网要收一毛五的过路费，因为电网要配很多抽水蓄能、储能来解决电随时保供的问题。”刘建国称，这一点要靠各个部门协调，从电网角度来看，他们会觉得不能靠牺牲其利益而发展氢能，“行业不能持续供应，发展起来还是比较困难的”。
错配三
现有体制机制及标准与绿氢体系不匹配
氢能到底是“危化品”还是“能源”？属性不清晰。虽然《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》明确了氢能在能源体系中的定位，但将氢气作为能源产品，针对可再生能源电解水制氢、规模化氢储运等的产业垂直管理与安全监管体系有待建设，产业规划、安全管理等方面的主管机构没有明确归口，跨部门协调、跨领域协作机制亟待完善。
由于目前氢能的能源属性缺乏法律法规支撑，大多数地区仍将氢气作为危化品对待，生产需要在化工园区，这使得像制氢加氢一体站等基础建设存在一定的困难，制约绿氢发展。比如，现在两方左右制氢装备体积越来越小，基本上也就一两个冰箱的大小，若想放在园区进行使用，现在还要报备、审批，增加了使用成本。
值得一提的是，目前国内已有多地发文允许非化工园区制氢加氢。“除了政策松绑之外，财政上的绿氢补贴也须跟上，包括生产补贴、电价优惠和配套奖励等。”刘建国称，生产补贴以吉林省、濮阳市等地区为例，其政策主要针对制氢厂采取绿氢的直接生产补贴，目前普遍补贴15元/kg；电价优惠主要有两种形式，一种以广东地区为代表的蓄冷电价政策，同时谷电用电量超50%的免收基本电费，另一种四川地区为代表的采用地区低价电并给予一定的电费支持；配套奖励方面，目前已发布政策的配套奖励主要是风光指标，如湖北1000标方/时的绿氢制氢产能奖励50MW风光指标，濮阳市也给予一定的指标奖励。除此以外，部分地区针对制氢厂的建设也给予了一定的建设补贴。“鄂尔多斯最近有一个政策：到2025年12月底，每吨绿氢可以补贴4000块钱，这是政策的突破，之前对绿氢的补贴主要集中在燃油电池，氢能在源端补贴还是非常有益的。”刘建国说，整体来看，针对绿氢生产的补贴政策并不多。
刘建国建议，氢能行业应从可再生能源制氢成本优化、通过制氢加氢一体站连接上下游产业链、探索多元化运输网络放宽储运压力标准等方面入手，化解氢能供需存在的上述错配问题。通过制氢加氢一体化技术，避免氢气压缩、存储、解压的过程，改变了氢气的储、运方式，节约了压缩成本，提高能效。2023年7月，河北发布氢能产业安全管理办法。制氢、储氢、加氢站建设项目，由县级政府实施核准或备案管理；高速公路加氢站，统筹纳入高速公路基础设施建设改造规划；允许在化工园区外建设电解水制氢等绿氢生产项目和制氢加氢一体站。
来源：中国产业发展促进会氢能分会
|
|
|
|
|
|
|
|
