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大合视野 我国绿氢产业高质量发展现状及分析

发布时间:2024-03-31 15:30:24 |   作者: kok电竞平台下载app
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  年8月30日,我国顶级规模的光伏发电直接制绿氢项目——新疆库车绿氢示范项目全面建成投产。这是国内首次规模化利用光伏发电直接制绿氢的项目。

  该项目电解水制氢能力2万吨/年、储氢能力21万标立方、输氢能力2.8万标立方/小时。每年可减少二氧化碳排放48.5万吨。

  绿氢,是指通过光伏发电、风电及太阳能等可再次生产的能源电解水制氢或生物质等其他环保方式制氢,与基于碳基原料生产的灰、蓝氢相比,绿氢在制氢端实现了低碳甚至零碳排放。

  国际可再次生产的能源署2022年1月发布的《能源转型的地理政治学:氢因素》中提到,到2050年,氢能将占到全球能源使用量的12%;同时,将有30%以上的氢气用于国际贸易,这一比例高于目前的天然气。

  因此,氢能,尤其是基于可再次生产的能源的绿氢,将成为未来构筑低碳社会的重要环节,绿氢将重塑全球能源格局,改变世界能源贸易的竞争环境。

  为了加快氢能技术发展,全球多国都出台了氢能顶层设计和战略路线年,欧盟发布《欧盟氢能战略》,指出将通过大规模部署氢能覆盖所有难以脱碳领域,最终实现2050年“气候中性”目标;

  2020年,美国发布《氢能计划发展规划》,设定到2030年氢能发展的技术和经济指标,如工业和电力部门氢气价格1美元/kg,研究、开发和验证氢能转化相关技术,解决技术和市场壁垒,最终实现跨应用领域的广泛部署。

  2023年4月,日本宣布拟修订“氢能源基本战略”,新修订纲要明确规定2040年氢气供应量达到1200万吨/年,投入约合7730亿元人民币建设大规模供应链和产业园区。

  我国也很看重氢能产业,特别是绿氢产业的发展。2022年3月,国家发展和改革委员会牵头制定的《氢能产业高质量发展中长期规划(2021—2035年)》正式出台,明确了氢能的总体战略定位——“氢能是未来国家能源体系的重要组成部分;氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体;氢能产业是战略性新兴起的产业和未来重点发展趋势。”

  世界经济论坛于今年6月发布的《中国绿氢发展路线图》中指出:“绿色氢能对于帮助中国实现2030年碳达峰和2060年碳中和的战略目标发挥着至关重要的作用。”

  本文参考绿氢产业相关研报,从绿氢产业高质量发展的背景、技术、现状、面临的挑战和发展的新趋势等方面做了梳理总结,与各位同仁分享,共拓视野。

  我国是世界上最大的氢能生产和消费国,2022年各类氢气年产量约4000万吨,同比增长32%。

  由于目前氢气被大范围的应用于航空航天、制药、能源化工、钢铁冶金、电子电力、光伏组件、食品等领域,且在燃料电池交通、发电、储能等领域潜力巨大,使用绿氢将对实现碳中和目标起到极大的推进作用,绿氢成为未来构筑低碳社会的重要环节。

  根据国际能源署的数据,2021年全球氢气产量达到9400万吨,基本来自化石能源制氢,绿氢占比仅为0.4‰。2022年全球氢气总产量约为9813万吨。伴随世界各国减排承诺方案的推进,预计2030年全球氢气产量有望突破1.5亿吨。

  我国丰富的可再次生产的能源为绿氢发展提供了动力,但该产业尚处于起步阶段。目前我们国家生产的氢气绝大多数为灰氢,其中,煤制氢和天然气制氢占比约80%,焦炉煤气、氯碱、丙烷脱氢等工业副氢占比约19%,绿氢仅占中国氢气总产量的不到1%。

  有关机构预测,在2030年碳达峰情景下,中国氢气年需求量将达到3715万吨;在2060年碳中和情景下,氢气年需求量将增至1.3亿吨左右,其中可再次生产的能源制氢规模有望达到1亿吨。

  截至2022年,我国已建成并运营绿氢项目36个,总产能约为每年3.7万吨,正在规划的绿氢项目超过300个,预计产能将达到每年350万吨。

  据相关机构的统计数据,2022年-2023年8月,国内处于不同阶段的绿氢制甲醇或合成氨项目数量累计达到49个,其中绿色甲醇项目21个,绿氢合成氨项目28个。合计规划绿醇产能已超过510万吨,绿氢合成氨累计规划产能超570万吨。

  2023年6月,首个万吨级新能源制氢示范项目在内蒙古鄂尔多斯成功制取第1方氢气;6月,新疆库车绿氢示范项目顺利产氢,制氢规模达到每年2万吨,标志着首次实现万吨级绿氢炼化项目全产业链贯通。

  从地域分布上看,2023年第一季度,我国绿氢项目增量大多分布在于“西北、东北、华北”地区。截至2023年3月底,“三北”地区项目数量合计占比75%,较 2022年11月的70%进一步提升。

  相较于中国别的地方,“三北”地区在可再次生产的能源制氢上具备独特的优势:第一,“三北”地区拥有丰富且廉价的可再生电力资源以及大量的风光指标;第二,“三北”地区拥有大量的化工企业(合成氨/合成甲醇)和炼化公司能够作为绿氢的终端应用场景,实现短距离运输应用或就地消纳。预计“三北”地区将在未来三年内成为中国的绿氢生产中心。

  目前我国绿氢项目年规划产量都在万吨以上,其中最大的项目年绿氢规划产量达到了25万吨(搭配632台1000Nm3/h的碱性电解槽)。这些项目大多用于大规模绿色合成氨,预计将于2025年逐步开始投产。

  根据预测,未来电解水制氢设备的出货量可能在2025年迎来井喷式增长。2023-2025年中国电解水制氢设备预计累计出货17GW,其中2025年中国电解水制氢设备的年出货量预计将超过11GW,占比达到65%,远远高于2023-2024年的年出货量。

  据统计,国内已有一百五十多家企业布局或规划碱性电解槽的研发或生产,包括在碱性电解水制氢行业深耕多年的传统企业、近几年入局的新能源企业和装备制造企业、以及科研院校背景的氢能初创企业。

  150多家企业中,有20家左右为2023年1月份至4月份新入局的企业。相关机构估计,大部分企业已于2022年“跑步入场”,2023年仍有一定新增但增速 将放缓。

  但是,目前我国多数绿氢项目仍处于前期规划状态,距离投产仍需要很长时间。已建成的项目中,当前大量绿氢项目面临“运行即亏损”的问题,依然需要产业共同去解决。尽管绿氢项目现阶段在经济性、稳定性、寿命等各方面存在很多问题,但项目的火热程度在2023年并未减少。

  从2023年绿氢项目的招标情况来看,碱性水电解技术(ALK)仍为当前的市场主流,质子交换膜水电解技术(PEM)提升空间较大;高温固体氧化物水电解技术(SOEC)相较往年发展破冰,已处于小规模示范阶段;相比之下,固体聚合物阴离子交换膜水电解技术(AEM)仍然处于研发和测试阶段。

  SOEC是在高温下将电能和热能转化为化学能的电解设备,效率高,热机状态动载性能好,可快速双向工作,但需要高温热源。相比常温电解水,SOEC高温电水解可以提供更高的能源转化效率,但设备投资大、寿命短,适用于核电制氢及大规模热电联供等。

  AEM水电解技术是目前较为前沿的水电解技术之一,全世界只有极少数的公司在尝试将其商业化,相关的应用和示范项目也很少。

  因此,商业化程度、技术成熟度、单槽产能、负载范围、响应速度和经济性(LCOH)等参数,是影响电解水工艺选择的主要因素。

  下面将从技术发展方向、关键部材技术路线等方面,对碱性电解水制氢的集中技术路线做具体分析。

  2022年,行业对碱性电解水制氢系统的关注点主要集中于设备成本;今年以来,碱性电解槽运行的稳定性、寿命及能耗受到的关注度大大增加,综合性价比成为客户关注的主要因素。

  综合来看,2023年碱性电解水制氢系统的主要技术攻关方向包括:降低电耗;提高电解槽寿命和运行稳定性;提高单槽产气量;提高响应速度;优化设备结构设计。

  以上技术水平的提升,将对电解槽厂家的制造工艺,以及上游关键部材的性能提出更高要求,电极、隔膜、极板尤为重要。

  单槽产氢量方面,目前大部分绿氢项目规划的年产氢量均在万吨/年以上,对电解水制氢设备也提出了“大标方”化的需求。

  据统计,2023年第一季度发布的碱槽新品平均单槽产氢量为1363Nm3/h,高于2022年上半年的667Nm3/h和2022年下半年的1127Nm3/h。碱槽大标方化,已成为新品迭代升级的一大趋势。

  能耗方面,降低直流电耗,是目前直接降低电解水系统运营成本的有效路径之一。目前行业的普遍电耗水平为4.5-5.0kWh/Nm3。

  按照电耗4.0kwh/Nm3,电价0.1元/kWh计算,则绿氢单位制氢成本可低至14.8元/kg,基本可与天然气制氢平价。若绿氢与风光、风电耦合,年利用小时提高至4000小时以上,则成本有望进一步下降至10元/kg左右,基本可以实现与煤制氢平价。

  碱性电解槽的电极,是电化学反应发生的场所,也是决定电解槽制氢效率的关键。电极的主要性能指标为电流密度,目前业内相关厂家电极产品的电流密度基本可达到3000A/m2-3500A/m2左右。

  降低电耗、提高综合性价比是电解槽走向规模化的关键,未来5年,绿氢降本路径清晰可见,中国绿氢产业将迎来快速发展周期,企业竞争也将加剧。

  碱性电解槽主体是由端压板、密封垫、极板、电极、隔膜等零部件组装而成。电解槽包括数十甚至上百个电解小室,每个电解小室以相邻的2个极板为分界,包括正负双极板、阳极电极、隔膜、密封垫圈、 阴极电极6个部分。

  国内极板材质一般采用铸铁金属板、镍板或不锈钢金属板,加工方式为:经机加工冲压成乳突结构,和极框焊接后镀镍而成。其中镍是非消耗性电极,在碱液里面不易被腐蚀。乳突结构有支撑电极和隔膜的作用,电解液可以在乳突与隔膜布形成的流道中流动、同时乳突还有输电的作用。

  极框上分布有气道孔和液道孔,与主极板焊接的部分被称为舌板,极框最外侧为密封线区,其余为隔膜和密封垫的重合区。极框整个宽度为密封线宽度、流道区域宽度、隔膜和密封线重合区域宽度、舌板宽度。

  碱性电解槽在电解过程中,阳极产生氧气,阴极产生氢气,隔膜的作用是防止氢气和氧气的混合。

  具有较好的机械强度,能够长时间承受电解液和生成气体的冲击,隔膜结构不被破坏;

  用于碱性电解槽的隔膜最早使用石棉隔膜,目前主流使用的是聚苯硫醚PPS 隔膜,高性能隔膜采用的是PPS涂覆无机层的复合膜,另外科研院所研发的重点隔膜还有聚四氟乙烯树脂改性石棉隔膜、聚醚醚酮纤维隔膜、聚砜纤维隔膜等。

  碱性电解槽的电极,是电化学反应发生的场所,也是决定电解槽制氢效率的关键。

  目前国内大型碱性电解槽使用的电极,大多是镍基的,如纯镍网、泡沫镍或者以纯镍网或泡沫镍为基底喷涂高活性催化剂。

  镍网一般是由40-60目的镍丝网经过裁圆而成,镍丝的直径大约在200μm左右。镍网产品比较成熟,价格低廉,具有良好的耐酸、耐碱、耐高温等性能。

  泡沫镍价格低廉、产品成熟,电极材料内部充满大量微孔,表面积非常大,溶液与电极的接触面积因此大大增大,缩短了传质距离,极大地提高电解反应效率。

  涂层催化剂种类主要有两种:一种是高活性镍基催化剂,目前常见的有雷尼镍、活化处理的硫化镍、镍钼合金或者活化处理的镍铝粉等;一种是含有贵金属的催化剂(铂系催化剂,钌系催化剂,铱系催化剂等)。

  涂层方式有喷涂、滚涂、化学镀等方式,不同方式性能和成本也会有差异。国内电解槽电极喷涂分三种:只喷涂阳极、只喷涂阴极和阴阳极全部喷涂。

  为满足下游工业领域对氢气的大规模需求,更好的与上游光伏、风力和水力发电等可再生电力配套,质子交换膜电解槽逐渐向大功率发展,包括提高单个模块化产品的功率和基于模块化产品组成的电解槽系统的功率。

  随着PEM电解槽向大功率、高电流密度和低成本等方向不断发展,对核心部材也提出了新挑战。如开发基于膨体聚四氟乙烯或聚醚醚酮等多孔支撑材料的全氟磺酸复合膜,降低质子交换膜的厚度,提高机械强度;开发铱合金等低铱催化剂,提高催化活性,降低铱用量;优化气体扩散层的结构和表面涂层,提高气液传输效率等;优化双极板流场机构和表面涂层,提高水气扩散能力、均匀性、导电和耐腐蚀性等。

  PEM电解槽是PEM电解水制氢装置的核心部分。电解槽的最基本组成单位是电解池。取决于功率的大小,一个PEM电解槽包含数十甚至上百个电解池。每个电解池由5部分组成,分别为质子交换膜、催化剂、气体扩散层和双极板。

  质子交换膜是PEM电解槽的核心零部件之一。在PEM电解槽中,质子交换膜即充当质子交换的通道,又作为屏障防止阴阳极产生的氢气和氧气互相接触,并为催化剂涂层提供支撑。因此,质子交换膜需要具备极高的质子传导率和气密性,极低的电子传导率。

  与此同时,质子交换膜还需要具备良好的化学稳定性,可以承受强酸性的工作环境;较强的亲水性也必不可少,这可以预防质子交换膜局部缺水,避免干烧。质子交换膜的性能好坏,直接影响着PEM电解槽的运行效率和寿命。

  质子交换膜的加工上仍然存在难度,和燃料电池使用的质子交换膜(厚度10微米左右) 相比,PEM电解槽使用的质子交换膜更厚(150-200微米),在加工的过程中更容易发生肿胀和变形,膜的溶胀率更高,加工难度更大。目前使用的质子交换膜大多采用全氟磺酸基聚合物作为主要材料。

  国内外使用最为广泛的主要为杜邦(科慕)的NafionTM系列,例如Nafion115 和117系列质子交换膜,其他膜产品包括陶式的XUS-B204膜以及旭硝子的Flemion膜等。但由于全氟磺酸树脂存在合成工艺较为复杂且存在一定的毒性,所以非氟磺酸复合膜也逐渐成为相关研究机构和企业的研究方向之一,其对生物和环境的影响也逐渐引起相关机构的重视。

  国内的PEM电解槽生产企业对于进口质子交换膜仍然具有很高的依赖性。由于质子交换膜生产技术长期被欧美和日本国家所垄断,国内的工业级的PEM产品几乎全部使用杜邦的Nafion TM系列质子交换膜。目前,国内仅东岳未来氢能、浙江汉丞、通用氢能和科润新材料等少数企业有能力生产应用于PEM电解槽的质子交换膜产品。

  如何在减少膜的厚度的同时,保持膜的机械稳定性,是膜技术开发的重点之一,如开发基于膨体聚四氟乙烯或聚醚醚酮等多孔支撑材料的全氟磺酸复合膜。膜的厚度会影响PEM电解槽的欧姆内阻,厚度过高会加大极化损失,增加制氢能耗。

  尽管如此,考虑到质子交换膜需要在高压环境中工作,为了保持质子交换膜的机械稳定性,防止气体交叉渗透的现象发生,行业内大多仍然采用厚度超过 100微米的膜。

  未来,质子交换膜的技术开发必须注重质子传导率、气体交叉渗透和高压机械稳定性三者之间的平衡。

  阴、阳极催化剂是PEM电解槽的重要组成部分。由于阴、阳极催化剂是电化学反应的场所,催化剂需要具备良好的抗腐蚀性、催化活性、电子传导率和孔隙率等特点,才能确保PEM电解槽可以有稳定运行。

  和燃料电池相比,PEM电解槽在催化剂的使用上更加依赖贵金属材料。在 PEM电解槽的强酸性运行环境下,非贵金属材料容易受到腐蚀,并可能和质子交换膜中的磺酸根离子结合,降低质子交换膜的工作性能。

  目前常用的阴极催化剂为以碳为载体材料的铂碳催化剂。在酸性和高腐蚀性的环境下,铂仍然可以保持较高的催化活性,确保电解效率;而碳基材料即为铂提供了载体,也充当着质子和电子的传导网络。催化剂中的铂载量约在0.4-0.6g/cm2,铂的质量分数约在20%-60%之间。

  阳极的反应环境比阴极更加苛刻,对催化剂材料的要求更高。由于阳极电极材料需要承受高电位、富氧环境和酸性环境的腐蚀,燃料电池常用的碳载体材料容易被析氧侧的高电位腐蚀降解,因此一般选用耐腐蚀且析氧活性高的贵金属作为PEM电解槽阳极侧的催化剂。

  结合催化活性和材料稳定性来看,铱、钌及其对应的氧化物(氧化铱和氧化钌)是目前最适合作为PEM阳极侧催化剂的材料。相比氧化铱,虽然氧化钌的催化活性更强,但在酸性环境下氧化钌容易失活,稳定性比氧化铱稍差。因此,氧化铱是目前应用最广泛的阳极催化剂。

  PEM电解槽催化剂对贵金属的依赖可能是阻碍PEM快速推广的因素之一。应用于PEM电解槽的催化剂铂、铱、钌等贵金属产量稀少、成本高昂。铱作为 PEM电解槽阳极最重要的催化剂材料,供应上存在很大的制约。

  目前全球铱的产量约为7吨/年,远远少于其他贵金属(2021年铂的年产量在 180吨左右),其中85%左右的铱产自南非。铱的价格也相当高昂,目前已经达到1000元/g以上。

  降低催化剂中贵金属的含量已经成为了目前催化剂技术开发的主要方向。针对阴极催化剂,开发方向集中于降低铂在催化剂中的用量。在催化剂中加入非贵金属基化合物,例如非贵金属的硫化物、氮化物、氧化物等,可以在保持催化活性的前提下,降低铂的使用量。

  气体扩散层(国外简称GDL或PTL),又称多孔传输层或集流器,是夹在阴阳极和双极板之间的多孔层。气体扩散层作为连接双极板和催化剂层的桥梁,确保了气体和液体在双极板和催化剂层之间的传输,并提供有效的电子传导。在阳极,液态水通过气体扩散层传导至催化剂层,被分解为氧气、质子和电子。生成的氧气通过气体扩散层反向汇流至双极板,质子通过质子交换膜传导至阴极,电子则通过气体扩散层传导至阳极侧双极板后进入外部电路。在阴极,电子从外部电路通过气体扩散层进入阴极催化剂层,和质子反应后产生氢气。产生的氢气通过气体扩散层汇流至双极板。因此,为了确保气/液运输效率和导电性能,气体扩散层既需要拥有合适的孔隙率,也需要拥有良好的导电性,确保电子传输效率。

  PEM电解槽的气体扩散层材料选择和燃料电池的气体扩散层选择有所不同。燃料电池通常选择碳纸作为阴极和阳极的气体扩散层材料。在PEM电解槽中,由于阳极的电位过高,高氧化性的运行环境足以氧化碳纸材料,通常选择耐酸耐腐蚀的钛基材料作为PEM电解槽阳极气体扩散层的主要材料,并制作成钛毡结构以确保气液传输效率。钛基材料在长时间的使用下容易钝化,形成高电阻的氧化层,降低电解槽的工作效率。为了防止钝化现象的发生,通常会在钛基气体扩散层上涂抹一层含有铂或者铱的涂层进行保护,确保电子传导效率。PEM电解槽的阴极电位较阳极更低,碳纸或钛毡都可当作气体扩散层的材料。

  钛毡式气体扩散层的制作工艺较为复杂。高纯的钛材料需要经过一系列的工艺,包括钛纤维制作、清洗、烘干、铺毡、裁剪、真空烧结、裁剪、涂层等一系列的工艺,才可以入库保存。

  未来,气体扩散层优化的关键在于保持系统的动态平衡。随着水电解反应的持续推进,阳极生成的氧气会逐渐积聚在气体扩散层的通道内,阻塞流道,对液态水的运输产生潜在的影响。这可能会导致气液运输效率下降,对PEM电解槽的工作效率产生负面影响。在气液逆流的情况下,减少气液阻力,及时移除阳极产生的氧气,并将液态水及时运输至阳极催化层,将是气体扩散层优化的方向。孔隙率、孔径尺寸和厚度等指标都是未来需要研究的重点。

  双极板不仅是支撑膜电极和气体扩散层的支撑部件,也是汇流气体(氢气和氧气)及传导电子的重要通道。阴阳极两侧的双极板分别汇流阴极产生的氢气和阳极产生的氧气,并将它们输出。因此,双极板需要具备较高的机械稳定性、化学稳定性和低氢渗透性。阳极产生的电子经由阳极双极板进入外部电路,再通过阴极双极板进入阴极催化层。因此,双极板还需要具备高导电性。

  PEM电解槽双极板和燃料电池双极板的结构和使用材料有很大的区别。在结构方面,PEM电解槽双极板不需要加入冷却液对设备进行冷却,使用一板两场的结构就可以满足运行需求,相比于燃料电池双极板两板三场的结构更为简单。在材料方面,PEM电解槽中阳极的电位过高,燃料电池常用的石墨板或者不锈钢制金属板容易被腐蚀降解。使用钛材料可以很好的避免金属腐蚀导致的离子浸出,预防催化剂的活化电位收到毒害。但由于钛受到腐蚀后,容易在表面形成钝化层,增大电阻,通常会在钛板上涂抹含铂的涂层来保护钛板。

  钛基双极板目前有冲压工艺、蚀刻工艺等。相比之下,冲压工艺的单位加工成本更低, 更适合于大规模化生产,可能会成为未来主要工艺路线。

  SOEC(solid oxide electrolysis cell)是高温固体氧化物电解池的简称,是在高温下将电能和热能转化为化学能的电解设备。相比常温电解水,SOEC高温电水解可以提供更高的能源转化效率;此外,由于不需要使用贵金属催化剂,SOEC还具备材料成本低廉的 优势。

  2023年,国内市场已多次释放出SOEC制氢设备采购订单,越来越多的企业与高校开始布局SOEC赛道,国内SOEC技术的发展从“实验研发阶段”进入“小规模示范阶段”。不过,目前国内SOEC企业的技术水平相较国外发展水平仍有较大差距。

  关键材料性能提升:高温运行条件下保持良好的热稳定性和化学稳定性,同时保证材料易于加工、控制成本;

  建立完备的供应链:目前SOEC原材料体系均由厂家独自设计制造,每家设计的SOEC产品支撑结构、配套的原材料都不一样,不利于SOEC的整体开发;

  BOP国产化供应:目前国内尚未形成成熟的BOP供应链,产品仍处于定制化阶 段,导致BOP的成本居高不下。

  2022年,固体氧化物电解水蒸汽制氢系统与电解堆技术(共性关键技术类)被列入科技部“氢能技术”重点专项2022年度项目申报。项目主要研究内容包括:针对固体氧化物电解水蒸汽制氢(SOEC)技术实用化问题,研究大功率固体氧化物电解制氢电解堆与系统集成技术。

  具体包括:大面积、高强度的超薄电解质设计与制备技术;高活性、长寿命电极设计与制备技术;电解池电连接、串接密封及其成堆技术;电解堆模组流场和热控设计与集成技术;水热等运行条件对电解堆性能影响规律、优化运行策略及SOEC系统集成技术。

  电解质的性质决定了SOEC的技术路线和阴、阳极材料的选择(高温下热膨胀系数需保持一致)。电解质的主要作用是将在阴极产生的氧离子传导至阳极,阻隔电子电导,并防止阴阳极产生的氢气和氧气相互接触。因此,电解质层需要有极高的离子传导率和极低的电子传导率。为了防止阴极的氢气渗透进入阳极,电解质层的气密性必须高。此外,为了减少电解池的欧姆损失,电解质层的厚度要尽可能减小。

  电解质材料通常选用导电陶瓷材料。在800-1000°C的高温运行环境下,常用的电解质材料有钇稳定的氧化锆和钪稳定的氧化锆。由于YSZ即可以提供优良的氧离子电导率,相比ScSZ又具备一定的成本优势,已经成为了最常用的电解质材料。在600-800°C的中温运行环境下,镧锶镓镁、钐掺杂的氧化铈和钆掺杂的氧化铈也是较为常用的电解质材料。

  阴极是原料水分解的场所,并提供电子传导通道。这要求阴极材料具有良好的电子导电率、氧离子导电率和催化活性,以确保反应的顺利进行。与此同时,由于阴极需要和高温水蒸气直接接触,阴极材料需要在高温高湿下具备化学稳定性。材料还必须具备合适的孔隙度,保证电解所需水蒸气的供应和氢气产物的输出。由于在高温下,热膨胀系数不匹配会导致过高的机械应力,最终使材料破碎。因此,阴极材料必须和电解质材料具有类似的热膨胀属性。

  阴极材料通常选用金属陶瓷复合材料。镍(Ni)、钴(Co)、铂(Pt)、钯(Pd)都满足SOEC对阴极材料的要求。镍的成本较低,对水的分解反应具有良好的催化活性,用Ni和YSZ制造的金属陶瓷复合材料成为了最常用的阴极材料。使用 YSZ和Ni作为阴极材料,可以使阴极的热膨胀系数接近以YSZ为主要材料的电解质,保持SOEC的机械稳定性。YSZ还可以提高界面的电化学反应活性,确保SOEC的工作效率。

  阳极是产生氧气的场所。阳极材料必须要在高温氧化的环境下保持稳定。与此同时,为了确保氧气的顺利生成,阳极材料必须具备优良的电子导电率、氧离子导电率和催化活性;材料必须采用多孔结构,便于氧气的流通。最后,为了保持高温下的机械稳定,阳极材料的热膨胀系数也必须和电解质相匹配。

  使用钙钛矿氧化物制备的导电陶瓷材料是目前最常用的阳极材料。其中,掺杂锶的锰酸镧(LSM)的化学催化活性高,和YSZ电解质的热膨胀系数接近,是其中最具代表性的材料之一。

  虽然固体聚合物阴离子交换膜电解水制氢技术(AEM)可以同时兼具PEM和 ALK的技术优势,但由于处于发展初级阶段,相关产品在寿命、产氢规模等方面是否能够满足商业化运行仍然存疑。

  提高设备寿命:AEM在工作过程中,阴离子交换膜表面会形成的局部强碱性环境,使得AEM在OH−的作用下发生降解带来的穿孔会引发电堆短路,影响使用寿命;

  产品大标方化:目前我国AEM电解槽单槽产品还停留在0.5-5Nm3/h之间,很难满足我国西北、西南等地区大型可再生能源电解水制氢综合示范项目的采购标准。阴极材料、阳极材料和阴离子交换膜是AEM电解池的核心构成,直接影响着AEM电解池的工作效率和设备寿命等。

  阴离子交换膜是AEM电解池中最重要的部分,直接决定着AEM电解设备的工作效率和运行寿命。阴离子交换膜的作用是将氢氧根离子从阴极转导至阳极。因此,构成阴离子交换膜的材料需要具备较高的阴离子传导性和极低的电子传导性。由于在AEM电解设备中,局部区域会出现高碱性,理想条件下,阴离子交换膜需要具备优秀的化学和机械稳定性。与此同时,为了隔绝阴极和阳极,防止氢气和氧气相互接触产生爆炸,阴离子交换膜必须具备极低的气体渗透性。

  目前的阴离子交换膜通常选用聚合物作为其主要材料。由于AEM水电解技术还处于研发阶段,现阶段仍未找到最合适的材料,在研发中使用较多的有芳香族聚合物。目前材料的选择仍然存在许多问题:芳香族聚合物在碱性环境中长期运行时,尤其是在加入了稀KOH溶液作为辅助电解质的情况下,会慢慢被降解,影响AEM水电解设备的稳定性和系统寿命;由于氢氧根离子在阴离子交换膜中的传导性比质子在质子交换膜中的传导性低的多,为了保持AEM电解池的工作效率,研发机构倾向于制作更薄的阴离子交换膜,以减少氢氧根离子传导时收到的阻力,但这也会降低阴离子交换膜的机械稳定性,使它容易出现孔洞。

  阴极材料和阳极材料阴极材料和阳极材料的主要作用是催化水的分解反应,并将产生的氢气与氧气及时输出。因此,阴极和阳极材料必须具备较强的催化活性和多孔性。为了电极反应的顺利进行,阴极和阳极材料必须具备较高的阴离子传导性和电子传导性。

  现阶段使用最多的阴极材料主要是镍,阳极材料主要是镍铁合金。铁和镍不但对水的分解有较强的催化活性,而且来源广、成本低。由于AEM不需要在高腐蚀性的环境下运行,因此阴阳极材料中不需要加入钌元素等贵金属催化剂和钛,大大降低了AEM设备的制造成本。

  目前开发的阴离子交换膜仍然无法兼顾工作效率和设备寿命。因此有关AEM的研究主要聚焦于开发合适高效的聚合物阴离子交换膜。其次,在实验室研发阶段,电极材料中仍然会加入少量的贵金属。因此,开发低成本的高效非贵金属催化剂也是AEM研究的重点之一。

  可分为生物质热转化制氢、微生物发酵制氢两种。对于含有较多纸板和塑料等物质的城市垃圾,可以使用热解气化技术制氢;对于含水率较高的生物质或者垃圾,如厨余垃圾等,可以使用生物发酵技术制氢。按不同的菌种分类,生物发酵技术又可分为两种技术路线,甲烷菌和产氢菌。

  目前甲烷菌应用于沼气制氢技术比较成熟,已经开始商业化推广,国内已有数十套小型的撬装式沼气制氢装置运行,国内大型的沼气制氢装置也可达50000标方每小时。

  产氢菌的应用此前一直处于实验室研发阶段,距离商业化应用尚有一段距离。2023年2月,生物制氢产氢菌在国内有了重要突破,国内首个生物制氢及发电一体化项目在哈尔滨市平房污水处理厂完成入场安装、联调,启动试运行。项目包括制氢、提纯、加压、发电、交通场景应用、发酵液综合利用等六大系统。制氢采用生物质-垃圾发酵制氢技术,以农业废弃秸秆、园林绿化废弃物、餐厨垃圾、高浓有机废水等为发酵底物,以高效厌氧产氢菌种作为氢气生产者。

  热解气化制氢技术方面,由于气体处理过程复杂,生物质-垃圾热解气化制氢目前在国内暂时没有商业化运行项目。国内企业如东方锅炉、大唐集团等正在布局热解气化制氢领域。2022年10月,国内首台套生物质气化——化学链制氢多联产应用研究中试项目在中国大唐集团有限公司安徽马鞍山当涂发电公司“点火”成功。

  总体来说,生物质制氢现阶段的商业化推广比较少,未来是否有发展潜力取决于四项关键点:一是否能提高产氢效率;二是否能实现连续流产氢,进而实现工业化生产;三是装备能否规模化;四是否能获取廉价原料。

  政策方面,2023年2月,欧盟重新定义可再生氢,生物质被排除在外。欧盟可再生能源指令要求的两项授权法案,规定了三种可以被计入可再生能源的氢气:直接连接新的可再生能源发电机组所产生的氢气,在可再生能源比例超过 90%的地区采用电网供电所生产的氢气,以及在低二氧化碳排放限制的地区签订可再生能源电力购买协议后采用电网供电来生产氢气。

  太阳能制氢可分为光电解水制氢、光催化分解水制氢和太阳能热化学循环制氢,目前均处于研发阶段,国内相关指标如“太阳能到氢能转化效率”尚未达到可规模化示范的指标,较国际上还有一定差距。太阳能制氢未来研发的关键是产氢材料的效率及稳定性。

  国内绿氢的下游应用也主要集中在化工等传统领域。根据统计,从已知绿氢项目的下游应用领域来看,化工领域对绿氢的需求量最高,主要集中于合成氨和 合成甲醇领域。

  国际上主要使用天然气作为甲醇和合成氨的主要生产原料。由于中国“富煤少气”的能源结构,国内主要使用煤炭为生产原料。根据统计,从已知项目的下 游应用领域来看,化工领域对绿氢的需求量最高,主要集中于合成氨和合成甲醇领域。

  传统的钢铁冶炼技术使用焦炭作为铁矿石的还原剂。因此在钢铁冶炼过程中,二氧化碳作为生产过程的主要产物之一被大量排放至外界环境中。钢铁行业要实现大幅碳减排,需要对传统冶炼工艺进行创新性变革,氢能在冶金领域的创新与应用将推动传统“碳冶金”向新型“氢冶金”转变,国内企业如宝武、河钢、鞍钢正在推进相关研究与示范。

  受制于氢存储和经济性问题,国内氢冶金多以研发示范为主,尚未有正式运营的商业化项目,相关项目进展较慢。

  受制于经济性和大规模应用的技术限制,目前绿氢用于储能和发电的项目较少。氢储能发电主要分为发电侧、电网侧、用户侧的应用,各领域示范应用进展如下:

  氢储能发电在发电侧的应用价值主要体现在减少弃电、平抑波动和跟踪出力等方面。位于内蒙古的“三峡乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目”是国内首个“源网荷储”示范项目。2022年8月,项目包含的6台发电设备已交付。

  氢储发电在电网侧的应用价值主要体现在为电网运行提供调峰容量和缓解输变线路阻塞等方面。

  位于安徽六安的兆瓦级固体聚合物电解水制氢及燃料电池发电示范工程,由国家电网安徽综合能源服务有限公司投资建设,于2021年9月10日正式满负荷运行调试成功,首次实现了我国兆瓦级氢储能发电在电网领域的应用。

  位于河北张家口的200MW/800MWh 氢储能发电工程是独立核算的发电项目,已列入2022年河北省电网侧独立储能示范项目清单。其中一期建设总装机容量100MW/400MWh,二期总装机容量100MW/400MWh;项目建设期为2年,是目前全球最大的氢储能发电项目。

  氢储能发电在用户侧的应用价值主要体现在参与电力需求响应、实现电价差额套利以及作为应急备用电源等方面。位于广东佛山的“中日韩智慧能源产业基地项目”为全国首座氢能进万家智慧能源示范社区项目,按照规划,该社区一期工程依托现有城市气网,将从天然气管网向混氢天然气管网最终向氢气管网演变。而二期项目将采用光伏制氢,不再使用城市的燃气和电网,小区里面的住户也不用再缴纳电费和燃气费,推动小区最终实现碳达峰、碳中和。

  当前,氢能在我国发电侧的应用以“电-氢”单向转换为主,受制于经济性和大规模应用的技术限制,氢发电在发电侧的应用较少;在电网侧,氢能的应用通常需考虑“电-氢-电” 双向转换,氢发电平准化度电成本相当高昂,同样限制了氢发电在电网侧的示范应用;在用户侧,由于我国居民电价和工商业电价较低,氢发电在住宅和商业用户端将在很久内难以具备经济性优势;相反,利用化工副产氢通过燃料电池发电和供热,在一定条件下已初步具备经济性。未来,预计工业领域的应用将成为我国氢发电产业的主要增量市场。

  绿氢的生产成本是供应方面临的主要挑战之一。目前,绿氢的生产成本为每千克4.92-6.23美元,平均至少是煤制氢成本的3倍,也远超天然气或工业副产品制氢的成本。

  同时,利用煤或天然气与碳捕集、利用与封存(CCUS)相结合的蓝氢生产成本更低,并且有可能在低碳排放强度下生产氢。然而,CCUS技术的发展和应用还不充分,仅限于少数示范项目。

  在目前的监管框架下,氢既是能源,也属于危险化学品,这使得该行业的发展受到一些制约,即氢基础设施必须位于化工园区,并获得一系列许可证。此外,氢基础设施的投资成本高且融资渠道有限。

  要大规模发展绿氢,除供应方面需取得突破外,还需要更多的政策支持来创造需求侧机会。氢在交通、制造、公用事业和建筑等领域有着广泛的应用。例如,氢燃料电池汽车可为长途重型卡车运输提供理想的解决方案;氢在航空和航运方面也在进行试点;氢冶金还是钢铁产业减排的重要方向;其他应用包括氢能储存等。

  尽管中国公布了涵盖整个供应链的标准,但差距任旧存在,特别是在储氢、输运氢和加氢的技术标准方面,落后于美国和日本等国家。另外,由于氢价值链的复杂性,负责制定标准的行政机构涉及到许多不同的部委,因此不能满足绿氢等新兴产业进行快速认证的需要。

  电解被认为是当今领先的绿色制氢技术,它可以生产高纯度的氢,并与可再生能源结合使用。因此,与核能或光催化制氢技术(仍处于实验室阶段)相比,电解制氢的前景更加光明。电解过程依赖于电解槽,目前使用的有碱性电解槽、质子交换膜和固体氧化物电解槽3种类型。

  其中,质子交换膜反应效率较高,非常适合于风能和太阳能,有望迅速商业化。为了发展质子交换膜技术,中国需要发展国产替代品来取代进口组件。固体氧化物电解槽回收高温工业过程中的余热,与光热发电系统配合良好。目前,中国固体氧化物电解槽技术仅限于实验室规模的演示。

  为了推动氢能行业的发展,一些国家已经制定了明确的氢产业发展路线图,加强氢产业链的国际合作。中国拥有全球最大的氢气生产能力,未来的发展主要关注能源结构调整和碳中和目标,需要进一步加强国际合作,拓展合作领域,推动合作模式更加多样化。

  我国要实现2030年绿氢发展目标的路径,需要着力做好以下几个方面的工作。

  支持措施包括:在可再次生产的能源资源丰富的地区集中实施可再生能源制氢示范项目;制定绿氢项目专项电价政策;优化电力市场,扩大绿色电力交易规模;对绿氢设备的制造进行补贴;制定绿氢税收抵免政策;开发高效高性能碱性电解槽,减少成本支出。

  支持措施包括:建立氢管理制度并指定主管部门;加快制定全国统一的审批程序和管理标准;鼓励地方试点,放宽对非化工业园区制氢加氢的管制;加快氢储运技术突破,以及国内加氢站关键部件的生产;推进制氢加氢一体站建设;倡导将传统加气站改为化石燃料与氢燃料混合加气站;通过金融工具为氢基础设施提供更多支持;加快将完整的绿氢供应链纳入绿色金融标准。

  支持措施包括:加快国内氢燃料电池技术和高压储氢系统的发展;加大政策支持力度,给予氢燃料电池汽车通行权;加强氢燃料电池汽车的公共采购;促进绿氢的发展及其在钢铁等工业生产中的应用;探索绿氢与碳市场的耦合,加快对大型工业排放企业灰氢的替代;通过商业运营模式和示范项目,推动绿氢储存与可再次生产的能源的整合;从示范项目入手,构建多种终端绿氢应用场景;因地制宜布局产业示范项目,以集群推动供应链,扩大应用规模。

  ❹ 规范并完善氢监管标准体系,鼓励多方利益相关者参与制定创新的高质量标准。

  支持措施包括:反思氢能行业标准的现实与缺陷,优化标准体系;完善标准的顶层规划和执行,同时提供政策支持、激励和宣传,促进标准化发展;试点地方和企业标准,以获得可推广和复制的经验模型;鼓励产业联盟、学会、企业和其他组织在标准制定方面进行合作与创新;合作制定国际标准。

  支持措施包括:提高碱性制氢系统的快速响应能力;设立专项基金,资助新一代电解技术的突破;确定技术发展目标和途径;通过产学研合作,加快下一代技术的商业化;构建多元化创新平台体系,充分发挥产业集群在培育和示范关键技术中的作用。

  支持措施包括:完善国家氢能发展规划,制定绿氢路线图;建立国际合作长效机制,与全球主要国家在氢能技术研究、标准制定、行业融资等方面开展更广泛的合作;加强碳排放标准制定的国际合作。

  2、《我国绿氢产业高质量发展现状及支持措施》(公众号:双碳情报 2023.7.26)◉


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