欧洲制氢经验 未来绿氢生产成本将大幅降低

随着剩余风电、光伏发电数量的增加以及电解设备价格的下降，绿氢生产成本将大幅降低未来将大幅减少。

　　氢气可以采用不同的含氢物质为原料，通过多种不同的方法来生产。

这些制氢工艺主要通过原料类型、能源载体、CO2排放量、技术成熟度指数TRL（Technology Readiness Level）等指标进行分类评价。

　　近年来，所谓的氢比色法被广泛用于区分所使用的原材料和能源载体。

技术成熟度指数（TRL）是航空航天领域发展起来的一种评估技术成熟度的方法。

指数为1表明新技术的开发水平很低，只有基本的工作原理。

指数为9表明该技术已完全成熟，并具有良好的工业应用记录和可靠性。

下表总结了使用上述指标的最常见的制氢技术： 　　 还有其他氢气颜色代码，例如核电解产生的黄色氢气，但由于其未来不确定，因此不属于欧洲氢气示范的一部分项目重点。

　　欧洲不支持大规模利用化石能源占比较大的电网电力电解水制氢，因为利用化石能源产生的电力电解水制氢的碳含量要高得多与使用化石能源直接生产氢气相比，二氧化碳排放量和成本更高。

。

因此，只有个别电解氢示范项目使用电网电力作为权宜之计。

　　上图比较了各种工艺制氢的二氧化碳排放量。

　　欧洲目前绝大多数氢能来自灰氢。

即使利用化石能源生产氢气，绿氢的产量与灰氢相比也可以忽略不计。

欧洲基本上使用天然气来生产灰氢。

　　欧洲最大的氢气生产国是德国，氢气生产能力超过1万吨/年。

除工业副产氢气外，灰氢生产几乎全部使用天然气。

氢气在炼油、氨合成和其他化学过程中大量使用。

目前德国共有70家工厂采用天然气制氢工艺。

　　相比之下，中国的氢气产能比德国高出一个数量级，超过1万吨/年。

　　需要注意的是，在氢燃料电池汽车中，氢能通过燃料电池和电力传输到车轮的能量转换效率较高，约为50%，明显高于燃油汽车从燃油通过内燃机和机械传动装置。

车轮的能量转换效率约为30%。

因此，即使将天然气制备的灰氢供应给氢燃料电池汽车并替代燃油汽车，二氧化碳排放量也会显着减少。

　　粗略计算如下。

天然气蒸汽重整制氢能源效率约75%；但同等热值的天然气含碳量仅为燃料的75%左右。

因此，利用天然气蒸汽重整制氢可用于氢能汽车，以替代燃油汽车。

二氧化碳排放量仅为燃油车的30%÷50%÷75%×75%=60%左右。

　　工业副产氢产生的二氧化碳排放是某些过程中不可避免的产物。

因此，利用工业副产氢气的二氧化碳减排效果只是在氢气的不同用途之间进行比较。

　　以焦化厂为例，如果氢气与焦化气混合，在燃气锅炉中燃烧产生蒸汽发电，替代燃煤发电，1公斤氢气可发电约10千瓦时；一座燃煤发电厂可发电10千瓦时。

发电需燃烧约3公斤标准煤，排放二氧化碳约8公斤；天然气发电厂发电10千瓦时，需要燃烧约2立方米天然气，排放近4公斤二氧化碳；氢燃料电池汽车中1公斤氢气为车轮提供的能量相当于内燃机汽车上约6升柴油为车轮提供的能量。

6升柴油燃烧产生的二氧化碳为15公斤。

　　 因此，氢燃料电池汽车利用副产氢气的二氧化碳减排效果远高于替代燃煤发电或燃气发电。

更不用说6升柴油的价格是3公斤标准煤或2立方天然气的数倍。

　　蓝氢和绿氢　　未来二氧化碳零排放的制氢方式分为蓝氢和绿氢两种。

　　欧洲国家目前正在示范项目验证的制氢技术是蓝氢和绿氢。

一些使用灰氢的应用和物流示范项目仅利用现有的灰氢产能。

这些蓝色和绿色制氢技术包括： PEM水电解制氢（绿氢）；电解碱性水产生氢气（绿氢）；直接利用陆上和海上风电电解水制氢（绿氢）；太阳能发电电解水制氢（绿氢）；甲烷蒸汽重整结合CCUS（蓝氢）生产氢气；收集化工废气后进行膜分离提取氢气和碳捕获（蓝氢）；利用钢铁企业高温余热参与高温电解水制氢，降低制氢能耗（绿氢）。

　　蓝氢的生产工艺与灰氢相同，利用天然气或煤炭等化石能源（欧洲几乎全部使用天然气）来生产氢气。

不同的是，制氢过程中产生的二氧化碳需要被捕获和储存。

与灰氢相比，蓝氢的成本存在很大的不确定性，因为碳捕集与封存（CCS）的技术可行性和成本取决于地质构造，目前还不是大规模的工业技术。

因此，未来蓝氢能否大规模使用还存在不确定性。

　　欧洲五国（德国、荷兰、挪威、西班牙、波兰）氢能示范项目中，涉及蓝氢的示范项目有： 　　——挪威正在设计的Tjeldbergodden氢示范项目计划今年开工建设。

通过碳捕获膜分离从化学废气中分离出氢气和二氧化碳。

　　-挪威正在设计的HyDEMO示范项目计划今年开工建设。

该项目结合了传统蒸汽甲烷重整+二氧化碳捕集与封存（SMR+CCS），产能为2.5吨/小时。

产生的二氧化碳被收集并通过管道输送至永久储存地点进行储存。

　　挪威天然气资源丰富，是天然气出口国。

它希望未来能够以天然气为基础生产蓝色氢气。

因此，蓝氢被视为氢能示范项目的重点之一。

　　欧洲目前正在进行的电解水制氢绿色氢示范项目主要是为了提高电解水制氢技术并降低成本，推动欧洲电解水制氢的发展生产技术与装备制造业。

短期内，大多数加氢站将来自天然气生产的灰氢。

中国现在每年生产大量的灰氢，欧洲的这种做法值得中国借鉴。

　　绿色制氢制氢技术包括：质子交换膜水电解制氢（PEM）、碱性水电解制氢（AEL）、固体氧化物水电解制氢（SOEC）和阴离子交换膜电解（AEM） 。

　　其中：　　-质子交换膜电解（PEM）：能够从无电状态直接启动，非常适合波动的可再生能源。

因此，它成为欧洲绿氢示范项目的重点，大多数绿氢示范项目都采用这种电解技术。

鉴于质子交换膜电解技术的大量投资，预计成本和性能将很快达到碱性电解的水平。

　　-碱性电解（AEL）：这是目前最成熟的技术，电氢转化效率高达70%以上，成本最低。

这种电解技术在经济发展水平较低的欧洲国家应用比例较高。

　　-固体氧化物电解（SOEC）：由于高温，电转换效率高达81%。

但其技术尚未成熟。

　　-阴离子交换膜电解（AEM）：是电解水制氢的新技术。

AEM电解技术结合了碱性电解和质子交换膜电解技术的优点。

该技术不需要使用贵金属作为催化剂，有助于降低材料成本。

由于技术还远未成熟，因此尚未在工业或较大的示范工厂中大规模使用。

AEM技术仍然面临一些关键问题，例如稳定性和寿命限制以及性能低下。

这使其在未来几年的大规模应用受到质疑。

　　欧洲绿氢之源　　欧洲大部分制氢示范项目利用风能和光伏发电生产绿氢。

　　欧洲规划未来氢能主要来自绿氢（电解水制氢）。

主要有三个来源： 　　第一个来源是南欧（如西班牙）和欧洲邻国太阳能资源丰富的地区。

北非和西非利用可再生电力生产氢气。

这些地区有广阔的沙漠，有大量的太阳辐射。

2017年，南欧、北非太阳能资源丰富地区，光伏发电成本预计约为1欧分/千瓦时；在这些地区，光伏发电的利用小时数超过10小时，利用光伏发电制氢的成本非常低。

因此，欧洲未来计划在这些地区利用光伏发电电解水生产绿色氢气，然后通过长距离管道将氢气输送到欧洲各地，或者转化为液氨、甲醇、液氢等。

或有机氢载体，并通过海运运往欧洲。

无处不在（各种运输方式的技术可行性和经济性正在通过示范项目得到证明）。

　　对此，西班牙HyDeal示范项目的规模和成本目标引人瞩目：67GW电解水制氢，制氢能力1万吨/年。

该项目覆盖绿氢全产业链。

其目标是到 2020 年以 1.50 欧元/公斤氢的价格向南欧和中欧供应绿色氢，使氢与化石能源相比具有成本竞争力。

　　第二个来源是利用欧洲近海水域利用时间长达10小时的海上风电生产氢气，并通过氢气管道输送到各地。

预计其规模将小于上述第一个来源。

　　在这方面，德国、荷兰、挪威都有很多示范项目。

由于从德国北部风电（包括陆上风电和海上风电）到德国南部电力负荷中心的特高压架空输电线路遭到沿线居民的强烈反对，不得不改用地下电缆，并成倍增长。

加大投资力度。

因此，未来在北方利用风电电解制氢，然后利用氢气管道将氢气输送到德国各地，将成为北方风电消纳的又一个经济上更好的选择。

　　第三种来源是利用电网多余的风电和光伏发电就地生产氢气供当地使用。

与其他两种来源相比，该来源氢气的物流成本最低；但由于资源限制，预计该来源未来的产氢量将小于前两种来源。

　　德国能源署（dena）的相关研究报告显示，欧洲绿氢的平准化生产成本（LCOP）目前为2.4至7.2欧元/公斤氢。

巨大差距主要是电解槽投资成本、电价以及设备每年满负荷运行小时数的差异造成的。

目前均质化绿氢制氢成本过高的主要原因有： 　　1）电解设备成本仍然较高。

　　2）当前风电、光伏发电剩余期限太短。

　　如果想利用廉价的过剩风电、光伏电，电解设备的利用小时数太低，电解设备的折旧成本太高；如果你想增加电解设备的利用小时数，电价就会太高，而且你必须使用化石燃料产生的电力，增加二氧化碳的排放量。

　　未来风电、光伏发电剩余小时数将逐步增加，年内将升至10小时左右；到了今年，电解设备的价格也将比现在大幅下降。

因此，利用多余的风电和光伏发电电解氢气的成本将比现在低很多。

　　国际可再生??能源机构（IRENA）估计，最乐观的情况是到2020年绿氢的平准化生产成本将降至约1欧元/公斤氢气。

当1公斤氢气用于氢燃料时电池汽车，提供给车轮的能量相当于约6升柴油提供的能量。

显然，在这种情况下，使用绿色氢为汽车提供燃料的成本比使用柴油低得多。