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              “綠電”成本仍然較高 氫氣運輸瓶頸猶存 “綠氫”規?;瘧迷獬钢?/h1>

              2020-03-06 來源:中國能源報 瀏覽數:2543

              我國“三北”地區風能光能資源豐富,其中部分地區“棄風”“棄光”問題突出,理論上用棄電電解水制氫有較大應用空間,但“棄風”“棄光”是不正常的短期現象,一旦造成這種現象的人為和技術原因消除,也就無“棄風”“棄光”可用。因此,從長遠角度看,降低可再生能源發電成本才是“綠氫”規?;瘧玫年P鍵?!?/p>

              “綠電”成本仍然較高 氫氣運輸瓶頸猶存 “綠氫”規?;瘧迷獬钢?/p>

                   我國“三北”地區風能光能資源豐富,其中部分地區“棄風”“棄光”問題突出,理論上用棄電電解水制氫有較大應用空間,但“棄風”“棄光”是不正常的短期現象,一旦造成這種現象的人為和技術原因消除,也就無“棄風”“棄光”可用。因此,從長遠角度看,降低可再生能源發電成本才是“綠氫”規?;瘧玫年P鍵?! ?/div>
               
                近日,英國政府表示,丹麥海上風力發電公司沃旭能源建設的 1.4GW Hornsea 2 海上風電場將與英國儲能和清潔燃料公司ITMPower 領導的Gigastack 項目連接生產綠色氫氣,為英格蘭東北部的一家石油和天然氣精煉廠提供動力。這意味著,在全球范圍內,氫能規?;瘧孟蚋鼭崈舻?ldquo;綠氫”又邁進了一步。
               
                放眼全球,可再生能源電力制氫因其環保零碳深受業內推崇。然而,可再生能源電價居高和氫氣運輸瓶頸仍是其規?;l展道路上的兩大絆腳石。“綠氫”如何擺脫羈絆,迎來發展春天?
               
                “綠氫”將有效解決氫源問題
               
                據介紹,在氫能領域,最為干凈的是可再生能源電解水制氫形成的“綠氫”,其從制備到使用完全“零碳”排放;通過煤炭、天然氣等化石燃料制取的氫氣是“灰氫”,其制備過程有一定的碳排放;如果將化石燃料制氫過程中的“碳”捕捉封存起來,獲得的氫即為“藍氫”。
               
                工業和信息化部原部長、中國工業經濟聯合會會長李毅中此前曾明確提出,“灰氫”不可取,“藍氫”可以用,“綠氫”是方向。
               
                中國科學院院士歐陽明高在中國電動車百人會上也提出,未來氫源的有效解決方案,是利用風電光伏等可再生能源發的“綠電”電解水制“綠氫”。
               
                萬聯證券分析師陳雯認為,風電、光電等可再生能源制氫相較于傳統制氫技術更加環保、清潔,而且“棄風”“棄光”電解水制氫的成本更低,短期內可作為燃料電池行業氫源的補充,未來隨著可再生能源電解水制氫穩定性經濟性進一步提高,“綠氫”將成為氫源的重要方向。
               
                目前,我國“三北”風能光能資源豐富,其中部分地區“棄風”“棄光”較高,理論上用棄電電解水制氫有較大應用空間。但在中國工程院院士楊裕生看來,我國“三北”地區的“棄風”“棄光”是不正常的、是短期現象,一旦造成這種現象的人為和技術原因消除,也就無“棄風”“棄光”可用。因此,從長遠角度看,降低可再生能源發電成本才是“綠氫”規?;瘧玫年P鍵。
               
                “綠電”制氫缺少政策扶持
               
                從成本角度考慮,電價占電解水制氫成本的60%-70%。多位行業分析師指出,一般認為當電價低于0.3元/千瓦時(利用“谷電”電價),電解水制氫成本會接近傳統化石能源制氫。而按照當前約0.6元-0.8元/千瓦時的電價,制氫成本約為30-40元/公斤,電解水技術路線缺乏競爭力。
               
                “對發電企業而言,從成本核算的角度考慮,并不情愿直接配套新能源發電。”國際能源課題組一位研究員告訴記者,“由于技術等因素,導致絕大多數新能源發電相對于傳統火電成本更高。但在新能源配額制的推動下,發電企業不得不承擔相應的配額責任。”
               
                上述研究員進一步指出,制氫企業追求低成本電價,用可再生能源制氫目前并非最經濟的選擇。因此,若使其成為經濟性強、可持續的技術路線,需要進一步降低“綠電”價格。
               
                記者經采訪了解到,目前對于“綠電”補貼主要體現在電源側,即對部分存量新能源發電實行“標桿電價和度電補貼”管理,同時,積極推動增量的“競價補貼”,并向無補貼的平價時代過渡,最終以市場化手段促進發電成本降低。而在其下游,即制氫企業如果使用可再生能源發的電制氫,還未有明確的補貼政策。
               
                上述研究員表示,可再生能源發電制氫,背后其實是能源轉型需求,是相較于傳統化石能源更具未來性的發展趨勢。這與以化石能源為主的能源體系向以可再生能源為主低碳能源體系轉變的大勢相符。
               
                政策配套及輸配系統急需建立
               
                歐陽明高表示,近距離用氫可以采取當地電解加短途拖車運輸的方式,遠距離用氫則需借助特高壓輸電網絡將“綠電”輸運到當地后再電解獲得“綠氫”,這樣可避免我國輸氫管道基礎薄弱的短板。
               
                值得注意的是,除了電價因素外,可再生能源發電制氫仍面臨其他難題。對此,上述研究員解釋說:“風光本身具有波動性和隨機性等特點,風光發電并入電網會增加電網調頻調壓的難度和成本,電網對于輸配新能源電力的意愿相對較弱?,F階段,新能源發電的并網消納仍需配套政策支持。”
               
                此外,業內人士指出,即使將“綠電”順利輸運到當地,可以電解獲得“綠氫”,也仍需建設可行的可再生能源電-氫輸配系統。
               
                “未來,伴隨著發電側及電網側的技術進步,以及電力體制改革的穩步推進,新能源并網消納難題有望得到根本性解決,新能源發電也將完全推向市場,這將為‘綠氫’的規?;瘧玫於▓詫嵒A。”該研究員補充稱。

              【延伸閱讀】

              閱讀上文 >> 風電報告:關于2020-2030陸上風電發展的思考
              閱讀下文 >> 數據 | 各省能源十三五規劃中風電發展目標完成情況如何?

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