"双碳"目标下我国氢能产业发展路线研判

"双碳"目标出台后,我国氢能产业步入快速发展阶段.预计当前至2030年是我国氢能产业发展的奠基期,这一时期氢气将经历由化工原料向交通燃料的角色转换,蓝氢、绿氢技术成熟且实现商业化.绿氢时代我国将形成绿电制氢、依托天然气管网跨区域输氢、氢储能、分布式天然气制氢及系列氢走廊建设等氢能重点工程,构成氢能发展路线.目前地方发展氢能积极性高,建议及时制定出台国家层面氢能发展规划,攻关氢能领域核心技术,进一步完善氢能产业系列标准,加大氢能发展政策支持以及组建氢发展联盟,促进氢能产业实现可持续发展.     

我国氢能产业发展和氢资源探讨

分析了我国氢能产业近期发展情况,我国氢能产业正步入快速发展机遇期。指出氢能是21世纪最具发展潜力的一种清洁二次能源,具有"清洁、高效、安全、可持续"四大特点,被誉为未来世界能源架构的核心。重点讨论了我国氢资源和绿色氢气制备问题,指出目前实际使用的氢气包括"灰氢""蓝氢"和"绿氢"三大类,显然"灰氢"不可取,"蓝氢"可以用,"废氢"可回收,"绿氢"是方向。讨论了加快氢能系统建设,建立发展氢气存储和运输系统及加氢站基础设施建设等问题。未来,我国氢能产业发展潜力巨大,但是在下决心大力发展氢能产业时,需要高度注意目前存在的实际情况和困难,要防范一系列的产业风险,做到有序发展,稳中有进,才能实施氢能产业的可持续发展。     

氢能源的研究现状及展望

氢能作为一种"含能体能源"的二次能源,因其清洁、高效、零碳和可持续利用的特性被视为未来清洁能源研究发展的方向。以氢能源的利用为目的,提出未来可以从氢能的制取、储存及燃料电池技术的研究来实现氢能源的广泛应用,这样既实现了氢能利用过程零碳、绿色,又解决了能源危机。     

氢能运输路径经济性分析及跨洋贸易展望

随着氢能产业在全球的广泛发展,风光资源较好地区带来的绿氢成本红利和与消纳地区的地域错位为氢能跨洋贸易带来了可能。低成本、长距离输氢是实现氢能跨洋贸易的关键环节。对比长距离输氢的技术路线,对绿氢以氨的形式跨洋运输进行经济性分析发现,如果在风光资源较好地区可再生能源发电价格足够低廉的情况下,绿氢的跨洋运输和应用具备可行性。     

绿氢时代大势所趋 深刻改变我国能源格局

正随着可再生能源成本的下降,具有价格竞争力的'绿氢时代'将要到来。2019年以来,氢能发展日益受到关注,作为一种清洁、高效、安全、可持续的新能源,氢能开发与利用已成为世界能源技术变革的重要方向。1、绿氢时代大势所趋氢能产业的产业链包括制氢、储运、加氢、氢能应用等多个环节,在制氢方面,根据二氧化碳的排放量,氢可以分为灰氢、蓝氢、绿氢,其中,可再生能源制氢被称作"绿氢"。发展氢     

中国氢能产业2020年发展综述及未来展望

综述了2020年国内氢能产业发展情况,对未来发展趋势进行了展望.指出2020年疫情下国内氢能产业投资仍保持增长态势,国家已启动氢能顶层规划工作,燃料电池汽车实施"以奖代补"政策落地,20余家大型能源央企跨界氢能产业,氢能产供技术总体与国外差距逐渐减小,氢燃料电池汽车自主化产业生态体系基本建立,但仍存在技术产业化水平低、核心技术与国外技术有差距、燃料电池成本居高不下、氢气作为能源管理体系尚待建立、标准法规尚需完善、各地氢能产业低水平扩张苗头已显等问题.预计2035年国内燃料电池车达到百万辆级应用规模,加氢站达到2000座.未来"绿氢"和"蓝氢"是主要氢源,液氢运输占1/3以上,氢气长输管线超过3000 km,加氢站以合建站为主,氢燃料车主要用于替代城市大客、长途重卡,在部分特殊领域开展燃料电池发电、氢冶金、氢储能应用.     

氢能产业发展显示出少有的“躁动”

<正>氢气是国际公认的最理想的能量载体和清洁能源的提供者,被誉为 "21世纪的终极能源"。氢能的本质是 "灵活的能源载体",可以实现零排放、能源相互转变、消纳弃风弃光、交通运输续航等。如果说20世纪是 "氧时代",那么21世纪则进入了 "氢时代"。我国氢能产业发展有许多条件支撑,一方面我国能源安全压力和环境保护压力越来越大,另一方面一些国家在氢能应用方面已经有了比较好的经验和示范。但是,我国氢能产业制氢储氢、氢燃料电池、氢能发电等方面的相     

绿电制氢生产氨的新场景与实践

伴随能源革命与电氢时代的来临，氨合成的原料与技术也在不断更替。文章指出：在氢能产业重构的大背景下，由于中国的电解水制氢合成氨不易受产能、配额、原料及资源的限制，将有望成为电解水制氢及利用最大的产业链。氨合成也将从传统化石原料制氢向电解水制氢合成氨过渡。文章提出：由绿电电解水合成的氨除用于生产化肥外，有望替代重油用于船舶燃料，也可做储能调峰用于煤电厂代煤减碳生产尿素。氨合成的应用场景也将从传统化石原料合成氨尿素工厂转向光伏风电厂制氢生产氨，从而利用煤电厂烟气回收二氧化碳与氨生产可再生尿素。油气田电解水制氢生产氨，可实现地上电-氢-氨、地下油气的耦合联产。伴随光伏风电制氢与氨合成技术的变革与进展，势必将带来如氨运输、电解水副产氧消纳、氨合成副产蒸汽消纳等新挑战。     

绿氢在炼化产业减碳中的作用研究

随着我国能源系统中可再生能源占比逐年增加及成本下降，炼化企业利用可再生能源生产绿氢、用绿氢替代化石能源生产灰氢将成为深度脱碳的重要手段。未来原油加工量将继续下降，炼化企业氢气需求将随之减少，而随着氢能交通的发展，交通用氢需求将大幅增长，炼化绿氢装置将成为交通用氢的重要供应者。同时，炼化企业的制氢和储氢装置也可作为储能单元，为平抑可再生能源波动性，平衡电网负载，实现电力系统与工业、交通运输部门之间的产业互连提供支持。     

中国碳中和目标下CO2转化的思考与实践

提出政策引导CO₂回收、利用与封存（CCUS）发展,需重新定义二氧化碳的属性及价值,深度挖掘其资源属性,在以煤油气为一次能源、电为二次能源,向以电热为一次能源、氢为二次能源的再电气化能源革命转型中,为从有碳能源向无碳能源转变,将影响及重构所有社会活动及产业。本文通过未来低碳场景下CCUS绿色技术的思考,指出以二氧化碳氢化的三个技术链的创新开发和实践,使二氧化碳转化为合成气（CO+H₂）,从而实现高值化、资源化碳的固化和封存。文章提出：煤电、煤化工与水泥产业的二氧化碳氢化及费托合成高碳烃燃料,不仅高值化,还可用于电网调峰;沼气及非常规天然气CO₂与CH₄的干重整可生产绿氢、可再生燃料及甲醇而高值化,对于中国的乡村振兴具有特别意义,可打通村镇废弃物处理能源化与国家工业补农业的能源基金通道,将使中国乡村振兴获得资本强化新机遇;钢铁及炼化产业的低碳发展,煤气及干气的二氧化碳干重整高值利用,特别是干重整合成气生产甲醇经甲醇制烯烃（MTO）生产乙烯和丙烯及聚合物进行碳固化,将使CCUS获得新的产业链。CCUS将成为所有社会活动及工业的附属产业,成为新的公共服务产业链。     

碳中和目标下的煤化工变革与发展

碳中和目标的达成将对我国煤化工产业的发展产生深刻的影响。本文分析了煤炭消费与煤化工的CO₂排放情况及煤化工在国家经济中的作用,指出碳减排技术与煤化工工艺耦合是实现煤化工碳减排与可持续发展的关键,现实地选择优化产业结构与提高能量利用效率的措施可明显但有限地降低CO₂排放量,认为要实现煤化工亿吨级规模的碳减排必须采用绿电绿氢、碳捕获与封存/碳捕获利用与封存（CCS/CCUS和CO₂）资源化利用技术。文中评述了近年来绿电绿氢、CCS/CCUS和CO₂资源化利用技术应用的主要进展,指出2030年碳达峰前这些碳减排技术将处于关键的示范考验期,能否成熟可靠将决定之后的煤化工发展走向,同时预测氢冶金与绿氨合成示范技术的推广应用将可能导致煤化工产业格局的重大变化。最后基于空气直接捕集CO₂技术与光电催化CO₂转化或模拟光合反应的研究进展,设想了未来可能呈现的零碳化工体系。     

煤化工大跃进下的绿色变身猜想

分析了煤化工(煤制油)和风电产业面临的问题,提出了转换角度看待煤化工发展中的制约,把二氧化碳捕集、风电制氢和逆水煤气变换反应相结合,提出煤化工绿色变身的发展思路。     

中国碳达峰碳中和目标下炼化一体化新路径与实践

通过对传统炼化一体化流程的思考,本文提出以纵向串联模式分析温度如何强化炼化过程,以横向并联思维归纳炼化工艺。提出通过电供能重构传统的蒸汽裂解技术,获得再电气化下炼化一体化新的技术路线和创新发展空间。文中指出：通过电供能代燃料炉,电烯氢技术及干重整技术不仅使传统的炼油厂和烯烃厂节能减排绿色低碳转型,电供能置换出的干气制合成气及氢用于氢冶金还原铁,二氧化碳捕集、封存及利用（CCUS）,甲醇及汽车生产,也使中国钢铁产业同时脱碳,促进中国CCUS及氢能汽车产业发展,支撑中国2030年碳达峰和2060年碳中和目标实现。     

中国钢铁工业低碳绿色生产氢源思考与探索

依据2007年至今的思考、探索和沉淀,本文认为中国钢铁工业脱碳转型依然沿世界现有的钢铁发展规律,从以高炉和转炉的长流程转向电炉钢加直接还原铁为代表的短流程,中国在这一低碳化转型过程中卡脖子问题是没有直接还原铁生产的氢资源,世界直接还原铁生产基本以天然气为氢源,但中国富煤缺油少气的现状利用天然气生产直接还原铁不具可行性。依据本文作者团队近15年的科研实践,提出：各类煤气可成为中国近期生产直接还原铁的可行氢源,中期为电替代炼厂干气及电烯干气,远期则为光伏风电的电解水制氢,以上氢源可支撑中国钢铁工业的氢冶金低碳化转型。以上述中国氢源路线图,开发低碳绿色氢冶金棋局技术是当务之急。本文提出应集政府、头部企业和科研单位一体化三螺旋合作攻关示范,易于发挥中国集中力量办大事的体制优势,攻克中国钢铁工业低碳化生产的瓶颈。     

加快生物质废弃物吸附增强制可再生氢气

作为全球性的优质能源载体,氢的主要生产方式包括碳氢化合物（例如天然气、煤炭和生物质）的热化学过程以及使用电力来源与可再生能源（如风能或太阳能等）的水电解过程。目前的水电解技术在大规模制氢方面经济竞争力亟待提升。本文指出：为了在2060年实现碳中和,迫切需要开发绿氢制备新技术,大力发展可再生制氢和低碳制氢。具有碳捕集、利用和封存的碳氢化合物低碳制氢（蓝色）技术将占重要地位,随后逐步转向可再生制氢（绿色）,并有望全面实现零碳制氢,进而对长期低碳化社会的发展至关重要。文章提出我国生物质资源非常丰富,但生物质废弃物制氢的技术成熟度仍然较低,迫切需要开发从生物质中高效生产可再生氢气的新技术,以显著提高氢气产量并降低成本;吸附增强反应代表了一种可用于可持续生产氢的有前景的新技术;氢气的产率和纯度可以通过过程强化得到显著提高,制氢过程的强化可以在多功能反应器中实现,其中重整和/或气化、水煤气变换和CO₂移除步骤可将重整/水煤气变换反应催化剂和CO₂捕集剂混合而集成到一个反应器中。最后指出：由于该过程潜力巨大,因此应助推耦合气化和吸附增强反应过程从生物质废弃物中生产可再生氢气的工艺过程,以加快推进碳中和进程。     

煤气化技术在我国的发展前景

煤气化作为煤化工的核心技术,是清洁煤技术转化的龙头,是发展煤基液体燃料合成,先进的IGCC发电,多联产系统,制氢,燃料电池,直接还原炼铁等过程工业的基础,被公认为最清洁的煤化工转化利用技术,在我国多煤少油的国情下具有广阔的发展前景;对我国已工业化的各种煤气化技术进行分析和总结,并得出气流床煤气化技术更适应现代煤化工的发展,在我国有很好的发展优势。     

制氢技术现状及展望

矿物燃料制氢是主要的制氢方法，其中以天然气蒸汽转化制氢的成本最低。重油部分氧化和煤气化曾经是制氢的重要方法，由于生产成本较高其发展有所减缓。这三种制氢过程制得合成气后还要经过变换完成进一步制氢，最后脱除CO2得到较纯的氢气，过程复杂。随着燃料电池的商业化进程的日益加快，低成本的、不含或少含CO的制氢技术受到广泛关注，其中铁蒸汽法和甲烷催化裂解法制得的氢气不含CO和CO2，过程得到简化。显然，矿物燃料制氢要向大气排放大量的温室气体，对环境不利。水电解制氢是较理想的制氢方法，不产生温室气体，但生产成本较高。因此水电解制氢适合电力资源如水电、风能、地热能、潮汐能以及核能比较丰富的地区。其他制氢技术如热化学制氢、太阳能制氢、生物质制氢以及等离子体制氢也在开发之中，相信是矿物燃料制氢与水电解制氢的有效补充。     

石化行业碳中和技术路径探索

2019年,中国石油和天然气消费所排放的CO₂为21.1亿吨,占全国总排放量的21%。在我国2060年碳中和目标下,石化行业亟需碳中和技术创新。本文介绍了国内外石化行业碳中和政策措施,从碳减排、碳零排和碳负排三方面分析了石化行业碳中和技术路径。碳减排方面包括石油/天然气绿色开发、过程低碳利用、减污降碳协同技术;碳零排方面包括可再生能源与核能发电、绿氢以及零碳原料/燃料替代,如生物质制汽柴油、芳烃等大宗能源化学品技术;碳负排方面包括生物能源与碳捕获和存储（BECCS）及CO₂转化燃料化学品技术。此外,还介绍了石化行业碳中和信息技术,包括人工智能、大数据和物联网三方面。本文将为我国石化行业碳中和路径探索提供技术参考。     

太阳能波动特性大数据分析与风光互补耦合制氢系统集成

太阳能是一种可持续的能源,然而其随机和间歇的波动特性制约了其大规模高渗透率应用。从分析风力和光照的基础特性出发,通过国际气象组织和航天机构的数据库中挖掘和整合数据,运用频谱分析、滤波分析,揭示了风能与光能均存在日(24 h)和年(8760 h)的波动周期;并指明了风能和光能波动周期的相位差,构成了风光能互补以平抑波动性的科学基础。对我国北方和西北多个地区的数据分析表明,当地风能与光能之间的日周期波动相位差为7个多小时,年周期波动相位差为5个多月,风能和光能的耦合对单独能源的波动具有平抑效果。由此构建了大规模稳定性风光耦合制氢供氢系统的容量配置设计准则,选用合适的蓄电池组和储氢罐,实现供氢波动率在10%以下,供氢规模达7500吨/年。该系统的单位制氢成本为25.5 CNY/kg H₂,显著低于单独风能或单独光能制氢的成本;CO₂排放强度为2.34 kg CO₂/kg H₂,优于未互补耦合的太阳能制氢系统。