新能源电力企业 氢能开发思考与建议

氢能将深刻影响中国能源应用前景

随着我国“双碳”战略的提出和深入践行，风光等新能源领域的投资呈暴增态势，华能、华电、国家能源等传统电力企业业务重心逐步从火电转向新能源方向，金风、隆基等传统新能源企业更是借助政策的东风踏上了业务发展的快车道。但在大踏步发展的同时，也面临着“成长的烦恼”。首先由于风光资源的需求增长迅速，地方政府待价而沽，行业内卷加剧，地方审批风光指标的同时往往附带附加条件，如制氢应用场景或相关产业落地，新能源企业除了电力投资，还需要投资下游产业。其次，在目前的技术水平下，电网对风光电力的容纳能力有限，如果近几年的新能源爆发式增长持续，势必导致电网容纳瓶颈到来，这也是现在各地鼓励新能源电力就地消纳的重要原因。最后，我国与美国等西方国家的经济摩擦加剧，国际形势不确定性加深，且未来10年我国人口逐步老龄化，“十四五”末或“十五五”期间，中国经济将进入低增长区间，电力增长必将放缓，在宏观层面对新能源电力的发展提出挑战，如果电网调度或者储能技术没有质的突破，无法对传统火电形成替代，则新能源的发展也将跟随宏观经济进入平台期。因此新能源企业在当下的高速发展阶段，还没有到达发展边界前，应该未雨绸缪，在现金流充沛时谋划下一阶段的发展方向。

由于氢能是一种清洁的二次能源，具有来源广、热值高、能量密度大、可储存、可再生、可电可燃、零污染、零碳排等优点，是现代能源体系的重要组成部分，将深刻影响中国能源应用的前景。中国氢能联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》提出，到2050年氢能将在中国终端能源体系中占比达到10%，与电力协同互补，共同成为中国终端能源体系的消费主体；可再生能源制取的“绿氢”将是未来的主要氢气来源，到2050年，可再生能源制氢将超过70%。由于风电天然具有波动性，与生产生活用电存在错配，储能需求强烈，如果利用风电制氢，配合下游不同场景需求，则可以向下延伸价值链，在绿色电力之外打造绿氢作为第二大绿色能源，既可以进一步实现自身奉献绿色能源的使命，又可以拓展自身的业务范围，延伸发展，还可以将绿氢作为中介，将不易储存的风光资源资本化，变成可存储可贸易的商品，规避了电力短板，增强了自身抗风险能力。

氢能应用场景

氢能交通

氢能交通是目前氢能应用最为成熟的领域。截至2021年底，全球有超过5万辆燃料电池汽车上路行驶。2021年FCEV销量15538辆，相比2020年增长80%，其中丰田Mirai的全球销量从2020年的1770辆增长到2021年的5918辆；现代的Nexo从2020年的6781辆增长到2021年的9620辆。全球燃料电池汽车主要集中在乘用轻型汽车领域，占2021年注册燃料电池汽车数量的82%。商用车（主要为客车和卡车）占比较低，主要集中在中国。

2021年，中国先后审批通过了京津冀、上海、广东、河北、河南5个燃料电池汽车示范应用城市群，共涵盖47座城市。目前，京沪粤冀豫5个城市群已公布各自在示范期内推广燃料电池汽车数量的目标，分别为5300辆、5000辆、10000辆、7710辆和4295辆。除了燃料电池汽车数量之外，示范政策还对氢气来源给出指导，鼓励使用低碳氢供给车辆。同时示范行动的主要目标还包括在电堆、膜电极、质子交换膜、碳纸、催化剂、双极板、氢气循环系统、空气压缩机等燃料电池八大关键核心技术研发上取得突破，实现产品国产化。

绿氢储能

利用氢的热值高、能量密度大、可储存优势来储能是目前行业研究的热点。相比其他储能方式，如锂电池或抽水蓄能，氢储能是唯一可以实现长周期、大规模、低成本的储能方式，具备广阔的应用前景。氢储能技术是利用电力和氢能的互变性而发展起来的。利用电解制氢，将间歇波动、富余电能转化为氢能储存起来；在电力输出不足时，利用氢气通过燃料电池或其他发电装置发电回馈至电网系统。燃料电池是一种清洁、高效的能量转换装置，是氢能高效利用的重要方式和理想手段，通过电化学反应将化学能直接转换成电能，避开传统的燃烧做功发电模式，不受卡诺循环限制，兼具效率高、排放低、噪音低等优点。但目前存在效率较低、造价高的问题。电解水制氢效率达65%~75%，燃料电池发电效率为50%~60%，单过程转换效率相对较高，但电-氢-电过程存在两次能量转换，整体效率较低。燃料电池的投资占到氢储能系统总投资的70%，且现阶段规模化燃料电池发电系统应用较少，技术成熟度、系统寿命有待验证。除燃料电池外，氢气燃气轮机是将氢的化学能转化为电能的另一种途径，但该技术尚处于实验室阶段，西门子、三菱、GE等企业正在积极研发。

绿氢冶金

钢铁冶金企业一直以来是重要的碳排放源头，该行业是二氧化碳三大排放源之一。 根据世界钢铁协会的数据，2018 年生产的每吨钢材平均排放1.85吨二氧化碳，约占全球排放量的8%。对低碳钢产品的需求增加、客户要求的变化以及碳排放法规的收紧使脱碳成为钢铁行业发展的重要方向。绿氢冶金是低污染、低排放的前沿技术，是指利用低碳氢作为还原剂，代替高炉中的焦炭，降低乃至完全避免炼钢过程中的碳排放，且利用低碳氢，全生命周期碳排放低，所生产出的钢材碳足迹低，符合国际宏观政策和产业政策方向。但目前受制于氢气的高成本以及技术成熟度，氢冶金在近期内还难以商业化推广，而且未来将面临炼钢短流程路线的竞争。

绿氢化工

化工行业的原料替代主要是指对原有化工行业中的灰氢，如合成氨、合成甲醇、炼油等，使用绿氢加以替代，进而减少了灰氢生产过程中的二氧化碳。

迄今为止，全球工业生产1.8亿吨氨，其中80%用作化肥原料，其余20%用于化工品生产。氨约占全球氢气消耗量的45%，是当今世界最大的氢气消耗行业。全球合成氨生产的二氧化碳排放约为5亿吨，占到全球碳排放总量的2%。由于合成氨的碳排放很大一部分来自制氢，因此，除了使用绿电外，氨生产脱碳的唯一选择是用绿氢替代灰氢。随着跨部门脱碳的不断推进，氨将出现新的应用领域。氨被视为未来非常有前景的零碳燃料，在航运领域有着广阔前景，氨还可以作为氢的运输载体，降低氢气运输成本，同时氨还可以用于现有火力发电厂的混烧，降低碳排放。

甲醇是氢气消耗的第二大行业，仅次于氨。全球生产的1亿吨甲醇占化工行业氢气需求的28%，占工业氢气总需求的1/4。在中国，甲醇作为煤炭生产烯烃的中间体，是传统石油路线的替代品。生产甲醇平均每吨最终产品产生2.2吨二氧化碳。绿氢替代是甲醇行业未来减碳的重要路径之一。

炼油行业是主要的氢气生产和消纳部门，每年需求氢气约为4000万吨。炼油厂使用氢气去除杂质（尤其是硫），并将重油馏分通过加氢以生产更轻的馏分油。炼油工艺，如催化重整或石脑油裂解的副产氢气可以满足大约一半的炼油需求，其余部分通过专门的制氢装置所产氢气满足。全球大部分炼厂使用天然气重整制氢，此外还有煤制氢（占中国炼油厂氢气产量的近20%）。炼油行业属于高排放工业，仅制氢装置，每年排放2亿吨二氧化碳。通过绿氢替代传统的化石能源制氢，可以减少全行业的碳排放，目前已经开展相关工作。德国Shell的Rhineland炼厂，将安装10MW的电解水制氢装置，部分替换天然气制氢；德国BP的Lingen炼厂，将于2024年建设完成50MW的电解水制氢产能，将为炼厂每年生产9000吨绿氢，占到目前炼厂氢气需求的20%；中国石化在新疆塔河建设的绿氢项目是目前中国最大的绿氢项目，预计未来将年产2万吨绿氢，都将供给当地的炼厂使用。但由于炼油属于薄利润率行业，如果未来绿氢成本无法大幅降低，将影响绿氢在该行业的推广。

与此同时，诸多精细化工反应均需使用氢气，如过氧化氢、1，4-丁二醇、环己烷、生物质化工等，虽然用量不如上述3种化工部门大，但仍占有重要比例。

绿氢发展思路

目前绿氢发展的最大障碍一方面是高成本，一方面是除化工外，其他应用场景消纳能力不足，仍处于探索期，与化工相比完全不在同一量级。因此，在近期的绿氢应用场景扩展中，还应以化工行业作为下游主要拓展路径，但如何将绿氢嵌入到传统用氢化工企业，减少高成本对化工企业利润的侵蚀，则是拓展氢能业务所面临的首要问题。虽然最终解决绿氢高成本问题的根本在于有效降低其成本，但在短期内降本空间非常有限，所以在当下阶段还是要立足现实，寻找解决方案。

第一应立足于电，将氢视为撬动资源杠杆，以氢促电，多争取资源指标，同时以电补氢，弥补氢气高成本的劣势。第二要增强下游产品的附加值和竞争力，向高价值的下游产品延伸，通过下游化工产品的附加值尽量减小绿氢对整体成本收益的影响。第三，要打造电-氢-化一体化模式，通过电-化两端向氢反哺，提高整体项目的收益率。通过统一核算，将电和化工品作为项目的主要产品，将氢视为中间品，实现电-化协同，统一营销。

发展建议

1．新建项目为重点。由于传统需要氢气的化工企业均已配备天然气制氢或煤制氢设施，在目前绿氢成本没有降至与灰氢同一水平时，化工企业还很难接受绿氢，所以在项目开发阶段应以新上项目为主，在项目前期介入，争取将绿氢导入企业生产流程

2．新能源企业为项目主导方。由于传统上电力与化工是两个相互隔离的行业，产品特点、经营方式、组织结构存在较大差异，相互渗透性不高，但在电-氢-化一体化模式下，必须由一方成为主导方，将两者结合。在当下的市场条件下，无疑电力行业通过氢向下延伸更需要下游化工侧的支持，所以只能由新能源电力企业利用资本优势成为主导方，主导项目走向和投资，利用自身甲方优势打通绿氢上下游产业链，在电力能源的基础上向下延伸，增加自身的产品附加值和丰富性

3．借助外部动能推动项目落地。如上所述，在业务范围和经营习惯上电力企业与化工企业差异较大，当电力企业向下游延伸，投资自身不熟悉的领域会面临较大的内部阻力，可以利用外部资源，以外促内，对新业务形态注入新的活力。可采取的合作形态包括组成跨化工和电力行业的产业联盟，扩展合作伙伴，或者与化工优势企业集团成立合资企业，共同投资电-氢-化一体的产业项目，借助对方的产业经验，帮助电力企业利用化工来消纳绿氢，双方共享电力和化工品的收益，实现合作共赢，互惠互利。

4．以高附加值作为产品方向。由于绿氢的高成本为客观现实，在短期内很难改变，如果生产低附加值且氢气成本占比较大的化工产品，在目前对绿色化工品没有补贴也没有专有市场的前提下，其生存空间必然受到严重挤压，因此应以附加值较高的产品为发展方向，通过产品的高溢价克服绿氢高成本的缺点。

(应菲菲 转载自中国化工信息杂志网)