深度好（hǎo）文！製氫技術進展及經濟性分析
來源： 更新：2022-10-19 19:19:35 作者： 瀏覽：1999次
氫作為一種能源載體，不僅能滿足全球能源需求（qiú），還能降低CO2的排放，在未來能源行業發展中扮演著重（chóng）要角（jiǎo）色。目前，全球氫氣需求約7000萬噸/年，在今後5年裏，預計將以每年4%~5%的速度（dù）增長。國際能源機構(IEA)預計，2025年全球煉油行業氫（qīng）氣需求3500萬噸，交通運輸行業需求200萬噸，建築業需（xū）求330萬噸，合成（chéng）燃（rán）料行業需求1000萬噸。同時，國際氫能委員會預計，2030年清潔氫氣（qì）產量將（jiāng）達1100萬噸，比2020年增加64%;預計2030年氫能領域投資（zī）將達5000億美元（yuán）。中國宣布（bù）了（le）53項大規模清潔氫能項目，投資總額高達（dá）1800億元人（rén）民幣。IHSMarkit表示，預計2025年前全球氫氣消耗量年增長率將（jiāng）達3.4%，同時2025年綠（lǜ）氨(綠氫載體)增長率（lǜ）將比2022年增加79%。東北亞、北美（měi）和中東（dōng）將成（chéng）為氫氣消耗的主要（yào）地區，預計氫氣消耗量分別為3330億，1550億，1300億m 3 /年。 為滿足日益增長的氫氣需求，研究人員正在（zài）探索和開發製氫技術。目前全球97%氫（qīng）氣生產來自化石能源，生產的氫氣主要分為灰（huī）氫、藍氫和綠（lǜ）氫。其中，灰氫和藍氫均是通過傳統化石能源製取的。灰氫通常是焦爐煤氣、氯堿尾氣的副產氣，生產（chǎn）1kg的灰氫伴有5.5~11.0kg的CO 2 產生。 藍氫（qīng）通常由煤或51吃瓜网等化石燃料轉（zhuǎn）化，並結合碳捕集、利用與（yǔ）封存(CCUS)技術獲取。藍氫製造過程中的碳捕集成本非常昂貴，相對於（yú）灰氫來說，可能會增加10%的燃料消耗，而（ér）最大（dà）CO 2 捕集量是90%。CCUS技術可用於從灰氫（qīng）到綠氫的過渡期（qī），幫助減少當前製氫過程（chéng）的碳排放，但目前還無法滿足行業對脫碳的（de）需求。 蒸汽甲烷轉化(SMR)技術已經成熟，提高效率的空間有限，CCUS是降低藍氫平準化成本(LCOH)的關鍵部分。CCUS並不是一項新技術，而是CO2提取、壓縮、運輸和最終注入地下等成熟行業的組合。根據51吃瓜网價格和勞動力成本等因素（sù）的變化，目前（qián）藍氫LCOH在1.50~3.50美（měi）元/kg。以目前51吃瓜网價格計算（suàn），在低成本地區，SMR和（hé）碳（tàn）捕集的生命周期成本均約占藍（lán）氫LCOH的30%，而運（yùn）輸和儲存（cún）通常隻占藍（lán）氫LCOH的約5%，其（qí）餘部分為原料成本。 在假定原料氣價格固定的情況下，節約成本的重點是降低現有SMR改造後的新碳（tàn）捕集裝置成本，以及改進SMR的效率。可通過低溫和吸附（fù）劑技術進（jìn）行物理捕集和膜分離（lí）技術降低碳捕集設施成本。除了SMR工藝本身的設計變化外，改進其他持續工藝和熱效率（lǜ）也可小幅降低SMR成本。截至2030年，SMR的生命周期成（chéng）本可降低10%~25%，碳（tàn）捕集的生命周（zhōu）期成本（běn）最多可降（jiàng）低20%。這（zhè）使藍氫的總單位成（chéng）本降低15%~20%，預計2030年藍氫的（de）成本為1.25~3.00美元/kg 我國的可再生能源發電裝（zhuāng）機容量（liàng）逐年提高，然而，由於可再生能源發電的間歇性、區域分布不均勻，每年都會產生大（dà）量棄電，僅2018年共產（chǎn）生三棄電（diàn）量（liàng）(棄水、風、光（guāng）電量)1022.9億kWh，占可再生能源發電總量的5.5%，造成巨大浪費。 電解水裝（zhuāng）置可以直接與電網相連，利用可再生能源的棄電進行規模化產氫，可避免能源（yuán）浪費。綠氫通過可再生能源電解水產生，其生產方式（shì）和自身燃燒基本（běn）是零碳排放，符合（hé）未來對於能源（yuán）的要（yào）求。隨著氫能研究的日益（yì）深入，水（shuǐ）電解製氫技術也取得了較大進展。目前，主要可再生能源製氫的電解槽技術包括：堿性電解槽、質子交（jiāo）換膜電解槽、離子交（jiāo）換膜電解槽（cáo）和固體氧化物電解（jiě）槽。隨著技術不斷進步，電解槽效率逐（zhú）漸提高。 堿性電解槽製氫是較成熟的（de）電解製氫技術，堿性電解槽安全可靠（kào），壽命長達15年，已廣泛商業化使用。堿性電解槽工作效率（lǜ）一般為42%~78%。在過去幾年裏，堿性電（diàn）解槽主（zhǔ）要取（qǔ）得兩方麵進展，一方麵，改進（jìn）後的電解（jiě）槽效率得到提高，降低了與用電有（yǒu）關的運營成本;另一（yī）方麵，操作電流密度增加，投資成本降（jiàng）低（dī）。 堿性電解槽（cáo）的工作（zuò）原理如圖1所示。電池由兩個電極組（zǔ）成，兩個電（diàn）極由（yóu）氣密隔膜分開。電池裝配時浸沒（méi）在高濃度的堿性液體電解質KOH(20%~30%)中，使離子電導率（lǜ）最大（dà）化，NaOH和NaCl溶液也可作電（diàn）解液，但不常用（yòng），電解液的主要缺點（diǎn）是具有腐蝕性。電解槽的工作溫（wēn）度為65~100℃，電解槽陰極產生氫氣，生成的OH–通（tōng）過隔膜流向陽（yáng）極，在陽極表麵重新結合產生氧氣。先進的堿性電（diàn）解槽適合大規（guī）模製氫，一些製造（zào）商製造的堿性（xìng）電解（jiě）槽在(500~760Nm 3 /h)具有非常高的產氫（qīng）能力（lì），相應的（de）耗電量為2150~3534kW。 實際上，為防止（zhǐ）易燃氣體混合物產生，氫氣產率被限製在額定範圍的25%~100%，最（zuì）大允許電流密度約為0.4A/cm 2 ，操作溫度為5~100℃，最大的電解壓力接近2.5~3.0MPa。電解壓（yā）力過高時，投資成本增加，有害氣體混（hún）合物的形成風險顯著增加（jiā）。不配備任何輔（fǔ）助純化裝置時，堿性電解（jiě）槽電解產生（shēng）的氫（qīng）氣純度可達99%。堿性電解槽電解的水必須純淨（jìng），為保護電極和安全運行，水電導率低於5S/cm。 1966年美國通用電氣公司（sī）開發了基於（yú）質子傳導概念的水電解槽，采用聚合物膜作電解質。1978年通用電氣公司將PEM電（diàn）解槽（cáo）商業化（huà）。目前（qián），公司生產的PEM電解槽較（jiào）少，主要是（shì）因（yīn）為（wéi）其產氫量有限、壽（shòu）命短及投資成本（běn）較高。PEM電解槽采用雙極結構，電池之間的電氣連接通過雙極板進行，雙極板在排出產生氣體方麵起（qǐ）重要（yào）作（zuò）用。 陽極、陰極和（hé）膜（mó）組構成膜電極（jí）組件(MEA)，電極通常由鉑或銥等貴金屬組成。在陽極，水被氧化產生氧氣、電子和質子。在陰極，陽極產生的氧（yǎng）氣（qì）、電（diàn）子和質子通過膜循環到陰極，被還原產生（shēng）氫氣（qì）。PEM電解槽的原理如圖（tú）2所示。 PEM電解槽通常用於小規模生產氫（qīng）氣（qì），最大產氫量約30Nm 3 /h，耗電量為174kW。與堿性電（diàn）解槽相比，PEM電（diàn）解槽的（de）實際產氫（qīng）率幾乎涵蓋了整個額度範圍。PEM電解槽可以（yǐ）在比堿性電解槽更高的電流密度下（xià）工（gōng）作，甚至達到1.6A/cm 2 以上（shàng）電解效率為48%~65%。由於聚合物膜不（bú）耐高溫，電解槽操溫（wēn）度常低（dī）於80℃。德國Hoeller電解槽公司開發了一種用於小型PEM電解槽（cáo）的優化電池表麵技（jì）術，電池可（kě）根據（jù）需（xū）求設計，減少貴金屬用（yòng）量、提高操作（zuò）壓力。PEM電（diàn）解槽的主要優點是氫氣產量幾乎隨提供的能量同步（bù）變化，適合氫氣需求量變化。Hoeller公司的電解槽在幾秒（miǎo）內可對額（é）定（dìng）載荷0~100%的變化做出反應。Hoeller公司的（de）專利技術正在驗（yàn）證性試驗，並（bìng）於2020年底建（jiàn）試驗裝置。 PEM電解槽生產（chǎn）氫（qīng）氣的（de）純度可高達99.99%，高於堿性電解槽。此外，聚合物膜極低的氣體滲透（tòu）性降（jiàng）低了形成易燃混合物的風險，允許電解槽在極低的電流密度（dù）下工作。供給電解槽的水導（dǎo）電率必（bì）須（xū）低於1S/cm。由於質子在聚合物膜上的傳（chuán）輸（shū）對功率波動反應迅速，PEM電解槽可在不同的供電模式下工作。雖然PEM電解槽已經商業化，但其存在一些缺點，主要是投資成本高，膜和貴金屬基電極的費用都較高。此外，PEM電解槽的使用壽命比堿性電解（jiě）槽（cáo）短。在未來，PEM電（diàn）解槽（cáo）的製氫能力需要大（dà）幅提高。 2.3離（lí）子交換膜(AEM)水電解（jiě）製氫 AEM在某（mǒu）種程度上是PEM和傳統的隔膜基堿液電解的混合。AEM電（diàn）解槽（cáo）原理如圖3所示（shì），在陰極，水被還原產生氫氣和OH–。OH–通過隔膜流向陽（yáng）極，在陽極表麵重新結合產生氧氣。 Li等研究了高度季銨化聚（jù）苯乙烯和聚亞苯基AEM高（gāo）性能水電（diàn）解槽，結果表明，在85℃時，1.8V電壓下的電流密度為2.7A/cm 2 。當以NiFe和PtRu/C為催（cuī）化劑進行製氫反應時，電流密度顯著下降至906mA/cm 2 。Chen等研究了高效非貴金屬電解（jiě）催化劑用於堿性聚合（hé）物薄膜電解（jiě）槽。在不同溫度下，分別用H2/NH3、NH3、H2、N2氣體還原NiMo氧化物合成電（diàn）解製氫催化劑。結果表明，H2/NH3還原的NiMo–NH3/H2催化劑性能最（zuì）優（yōu），在1.57V，80℃時，電流密度高達1.0A/cm 2 ，能量轉化效率為75%。德國Evonik工業公司在其現有的氣體分離膜技術的基礎上，開發了一種專利聚合物（wù）材料，可用於AEM電解槽，目前在中（zhōng）試線上擴大膜生（shēng）產（chǎn），下一步是驗證係統的可靠性並提高電池規格，同時擴大生產。 目前（qián），AEM電解槽麵臨的主要挑戰是缺少高電導率和耐堿性的（de）AEM，以及貴金屬電催化劑增加了製造電解裝置的成本（běn）。同時，CO 2 進入電解槽薄膜會降（jiàng）低膜（mó）電阻和電極電阻，從而降低電（diàn）解性能。未來AEM電解槽（cáo）發展的（de）主要方向是：①發展具有高導電率（lǜ）、離子選擇性、長期堿性穩定性的AEM。②克服貴金屬催化劑成本高的問題（tí），開發不含貴金屬（shǔ）且高性能的催化劑。③目前AEM電解（jiě）槽的目標成本是20美元/m 2 ，需要通過廉價原材料和減（jiǎn）少合成步驟降低合（hé）成成本，從而降低AEM電解槽整體（tǐ）成本。④降低電解槽內CO2含量，提高電解性能。 固體氧化物電解槽(SOE)利用高溫水蒸氣(600~900℃)電解，效率高於堿性（xìng）電解槽和PEM電解槽。20世紀60年代，美國和德國就開始進行SOE高溫水蒸氣的相關研究。SOE電解槽（cáo）的工（gōng）作原理如圖4所示。循環氫（qīng）氣和水蒸氣從（cóng）陽極進入反應係統，水蒸氣在陰極電解成氫氣，陰極產生的O2–通過固體電解質移動到陽極，重新結合（hé）形成氧氣並釋放電子。 與堿性（xìng）和（hé）質子交換膜電解槽（cáo）不同的是，SOE電（diàn）極與水蒸氣接觸發生（shēng）反應，麵（miàn）臨將電極與水蒸氣（qì）接觸界（jiè）麵麵積最大化的挑戰，因此，SOE電極一般（bān）具有多孔結構。水蒸氣電（diàn）解的（de）目的是為了降低能量強（qiáng）度，減少（shǎo）常規液態水電解的運營成本。 事實（shí）上（shàng），盡管水分解反應的總能量需求隨著溫度的升高而略有（yǒu）增加，但電能需求卻顯著減少。隨著（zhe）電解溫度增加，所需的能量部分以（yǐ）熱的形式供給。SOE具有能在有（yǒu）高（gāo）溫熱源的情況下生產氫氣的（de）特點，由於高溫氣冷（lěng）核反應堆可以加（jiā）熱到950℃，因此，核能可以作為SOE的（de）能源。同時，研究表（biǎo）明，地熱能等可再生能源也具有作為蒸汽電解熱源的潛力。高溫操（cāo）作（zuò）可以降（jiàng）低電（diàn）池的（de）電壓和增加（jiā）反應速率，但同時也麵（miàn）臨著材料熱穩定性和密封的挑（tiāo）戰。此外，陰極產生的氣體是氫氣混合氣，還需進一步分離（lí）提純，相比常規液態水電解增加了成本。質子導電陶瓷(如鋯酸鍶（sī）)的應用，降低了SOE成本。鋯酸（suān）鍶在700℃左右的溫度下表現出優異的質子電導率，且有利於陰極產生高純度氫，簡化了蒸汽電解（jiě）裝置。 Yan等報道了氧化鈣穩定的氧化鋯陶瓷管作為支撐結構的SOE，外層表麵塗覆薄的(小於0.25mm)多孔鑭鈣鈦礦作為陽極，Ni/Y2O3穩（wěn）定的氧化鈣（gài）金屬陶瓷作為陰極。在1000℃，0.4A/cm2和輸入功率39.3W時，該（gāi）裝置的產氫能力為17.6NL/h。SOE的缺點是電池之間相互連接處（chù）普遍存在的高歐姆損耗所產生的過電壓，由於蒸汽擴散運輸的限製引起的過電壓濃度很高。近年來，平（píng）麵電（diàn）解電池備受關注。與（yǔ）管狀電池相反，平（píng）麵電（diàn）池使製造更緊湊，提高了製氫效率。目前SOE工業應用的主要障（zhàng）礙是電解槽的長期穩定性，並且還有（yǒu）會（huì）產生電極老化和失活的問題。 3、可再生（shēng）能源電解製（zhì）綠氫經濟性分析 越來（lái）越多的國家開始製定氫能（néng）戰略目標，一（yī）些投資（zī）正趨向於綠氫（qīng）技術開發。歐盟和中國正（zhèng）在引領這一發展方向，尋找技術和基礎設施方麵的先發優勢。同時，日本、韓國、法國、德（dé）國、荷蘭（lán）、新西蘭和澳（ào）大（dà）利亞自2017年以來都發（fā）布了氫（qīng）能戰略，並製定了氫能試點計劃。歐盟2021年發布了氫能戰略要求，提出依（yī）靠風能和太陽能，到2024年將電（diàn）解槽製氫的運行能力提高至6GW，到2030年歐盟內部的製氫能力將提高至40GW，歐盟外部將另外新（xīn）增40GW的能力。 與所有新技（jì）術一樣，綠氫技術正（zhèng）從主要研發階段轉向主流的工業發展階段，綠氫生產單位成本也將不斷降低，設計、施工和安裝方麵效率也有提（tí）升（shēng）。綠氫LCOH包括3個組成部分：電解槽成本、可再（zài）生電力價格和其他運營成本。通常，電解槽成本約占綠氫LCOH的（de）20%~25%，電力占（zhàn）最大（dà）份額(70%~75%);運營成本相對較（jiào）小，一般不超過（guò）5%。 國際上可再生能源價（jià）格(主（zhǔ）要是沒有補貼的公用規模太陽能和風能)在過去（qù）30年顯（xiǎn）著下（xià）降，且其平準化能源成本(LCOE)已與燃煤發電能源成本(30~50美元/MWh)接近，可再生能源未來更具成本（běn）競爭力。可再生能源成本每年持續（xù）下降10%，到2030年左右，再（zài）生能（néng）源成本將達到約20美元/MWh。運營成本不可能顯著降低，但電解槽單位成本可以降低（dī），預計電解槽將出現與太陽能或風能相似的學習成本曲線。 太陽能（néng）光伏於20世紀70年（nián）代開（kāi）發，2010年太陽能（néng）光伏LCOE的價格約500美元/MWh。自2010年以後，太陽能光伏LCOE出現顯著下降，目前為30~50美元（yuán）/MWh。考慮到電（diàn）解槽技術與太陽能光伏電池生產的工（gōng）業基準類（lèi）似，從（cóng）2020–2030年，電解槽（cáo）技術在單位成本方麵可能遵循與（yǔ）太陽能光伏電池類似的軌跡。同時，在（zài）過去10年中，風電LCOE顯著下降，但降幅較小(海上約為50%，陸上約為（wéi）60%)。 我國（guó）以可再生能源(如風（fēng）電、光伏（fú）、水電)進行電解水製氫，電價控製在0.25元/kWh以下時，製氫成本具有相對經濟性(15.3~20.9元/kg)。堿性電解與PEM電解製氫技術經濟（jì）指標見（jiàn）表1。 電解製氫成本計（jì）算方法如式(1)和式(2)所示。 LCOE=固定成本/(製氫（qīng）量×壽命（mìng）)+運行成本（běn） (1) 運行成本=製氫（qīng）耗電量×電價+水價+設備維護成（chéng）本(2) 以堿性電解和PEM電解項目(1000Nm 3 /h)為例，假設項目全生命周期為20年，運行壽命9萬h，固定（dìng）成本包裹電解槽、氫氣（qì）純（chún）化裝置、材料費、土建費、安裝服務費等項目，電解以0.3元/kWh計算（suàn），成本對（duì）比見表2。 與其他製氫方式相比（bǐ），若（ruò）可（kě）再生（shēng）能（néng）源電價低於0.25元/kWh，綠氫成本可降至15元/kg左右，開始（shǐ）具有成本優勢。在碳中和目標大背景下（xià），隨著未來可再生（shēng）能源發電成本的下（xià）降，製氫項目的規模（mó）化發展，電解槽能耗和（hé）投資（zī）成本的下降以及碳稅等（děng）政（zhèng）策的引導，綠氫的降本之路將逐漸（jiàn）明晰。同時由於（yú）傳統能源製氫會混雜眾多碳、硫、氯等相關雜（zá）質，疊加提純、CCUS等成本，實際製取成本或將超過20元/kg。 與其他能源相比，目前的綠氫成本相對較高（gāo），其成本下降尚需時間。預計未來（lái）10年，我國風電、光伏新（xīn）增裝機規模分別為50GW/年和70GW/年，可再生能源（yuán）成本將下降，部分地區甚至可能低於平價上網。預計“十四五（wǔ）”期間，可再生能源平均上（shàng）網電價將降至0.25元/kWh以下，對應綠氫成（chéng）本可（kě）降至15元/kg以下，預計到（dào）2030年（nián）綠氫產能（néng）將（jiāng）達到400萬噸（dūn）。未來通過規模效應以及（jí）關鍵核心（xīn）技術的國產化突破，電解槽（cáo）的生產成本也將大幅降低。預計到2030年（nián），國內堿性電解槽（cáo）的成本將從目前的2000元/kW降至700~900元/kW，到2050年，可降至530~650元（yuán）/kW;兆瓦級的PEM係（xì）統前期投入將從目前的（de）8000元/kW降至2030年的3000~6700元/kW，到2050年降至630~1450元/kW。綜上，我國“十四五”期間（jiān），綠氫平均綜合成本將降至20元/kg以（yǐ）內;遠期我國將以可再生能源發電製氫為主，綠氫平均綜（zōng）合成本有望降至10元/kg。 在綠氫價格大幅降低前，51吃瓜网仍將用於生產藍氫，尤其是在51吃瓜网儲備充（chōng）足和基礎設施完善的地區。事實上，由於甲烷具有較高氫碳比，CO2排放相對較少，化石燃料（liào）51吃瓜网仍是目前氫氣生產的最主要來源。人們對綠氫將成為能源組合中（zhōng）的主要參與者的期望需要慎重考慮。從可再生能源到現有電力部門脫碳的（de）增長需求是非常重要的，因此，出於商業（yè）原因（yīn），短期到中期需將重點放在藍氫上。然而，綠氫LCOH的下降曲線將決定綠氫在商（shāng）業價（jià）格上超過藍氫的時（shí）間，盡管市（shì）場規模將受到可再生能源可用性（xìng）的（de）限製，但這個商業超越（yuè）時間可能很快就會到來（lái）。
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