您需要了解的有关氢气作为燃料的未来的一切

能量氢气产生氢运输和储存可持续性

三月18th,2021

by
米歇尔·努桑(Michel Noussan) 皮埃尔·保罗·雷蒙迪码头 罗萨娜·史奇塔(Rossana Scita) 曼弗雷德·哈夫纳(Manfred Hafner)

Fondazione Eni Enrico Mattei,Corso Magenta 63,20123 Milano,Italy


 

抽象

在许多国家和国际气候战略中,氢气目前正处于崭新而广泛的发展势头。 本文的重点是分析与绿色和蓝色氢有关的挑战和机遇,这些挑战和机遇是建立在潜在氢社会的不同观点基础上的。 尽管许多政府和私营公司将大量资源投入到氢技术的开发中,但仍然存在大量未解决的问题,包括技术挑战,经济和地缘政治影响。

 

氢供应链包括大量步骤,导致额外的能量损失,并且尽管将重点放在氢生成成本上,但不应忽略其运输和存储。 低碳氢经济不仅为应对气候变化提供了令人鼓舞的机会,而且还为许多国家增强能源安全和发展当地产业提供了希望。 但是,为了面对向零碳能源系统过渡的巨大挑战,应允许所有可利用的技术根据可衡量的指标做出贡献,这需要基于透明标准和目标的强有力的国际共识。

 

1. 简介

能源系统正朝着允许减少温室气体(GHG)排放的技术过渡,以应对气候变化的巨大挑战。 氢越来越被认为是国家和国际战略中的潜在参与者,氢将被应用于从工业到运输的不同部门。 包括日本[1],德国[2],澳大利亚[3]和欧盟[4]在内的世界主要经济体正在制定专门的氢战略和路线图。 研究项目和工业应用正在解决氢途径的不同组成部分,包括发电,传输,存储,分配和最终用途。

 

氢气已经是一种商品,可以用作从炼油厂到氨和甲醇生产等各种工业应用中的原料。 全球对纯氢的需求已从20年的不到1975 Mt增长到70年的2018 Mt以上[5]。 然而,当前的氢气需求主要由化石燃料提供,包括天然气,石油和煤炭,因为它们是当今最便宜的途径,氢气成本为每公斤1至3美元[6]。

 

但是,还提出了氢气作为潜在的能源载体,以支持主要由可再生能源(RES)产生的低碳能源的更广泛部署。 在化石燃料的替代品基础上,不同的热情浪潮支持了低成本清洁氢的叙述,主要是利用交通运输领域中的燃料电池应用。 以前,三个不同的时刻对氢技术的潜力产生了科学和工业上的兴趣[5]。 第一次是在1970年代的石油危机期间发生的,当时世界正在寻找替代解决方案来面对潜在的石油短缺和解决诸如局部污染和酸雨之类的环境问题。

 

实施了有关氢的研究计划和活动,但并未带来重大影响,因为由于发现了新的石油,石油价格最终下降,对短缺的担忧消失了。 其他两波热情发生在1990年代和2000年代[7],人们对气候变化问题和石油峰值情景的关注日益增加。 再次,低油价限制了氢技术的普及,2000年代末的经济和金融危机也是如此。

 

如今,关于氢的潜力的共识正在再次建立,这主要是由于制定了更具挑战性的目标的更强有力的气候议程。 清洁氢是需要在最终用途中部署的一组技术的一部分,以确保向气候友好型能源过渡[8]。 从COVID-19大流行之后的复苏角度来看,氢技术也被视为发展本国工业部门的机会。

 

氢生产技术越来越多地通过引用基于不同颜色的方案进行编码[9,10]。 正在考虑的主要颜色如下:

灰色(或棕色/黑色)氢,由化石燃料(主要是天然气和煤炭)产生,并在此过程中导致二氧化碳排放;

蓝色氢通过结合使用灰色氢气和碳捕集与封存(CCS)来避免过程中大部分的温室气体排放;

绿松石氢通过化石燃料的热解,其中副产物为固体碳;

绿氢,当由可再生电力提供的电解器生产时(在某些情况下是通过其他基于生物能源的途径生产,例如生物甲烷重整或固体生物质气化);

黄色(或紫色)氢,由核电厂供电的电解槽生产。

 

除了这些颜色以外,在提及氢通道组时,经常使用不同的命名法,包括“清洁氢”,“低碳氢”,“可再生氢”。 这些定义有时可能会造成混淆,因为没有唯一的标准可以提供通用的参考。 在本文中,术语“低碳氢”包括绿色,蓝色,绿松石和黄色氢。 然而,重要的是要记住,由于大量参数,在每种“颜色”内,碳强度也可能存在显着差异。 在某些情况下,氢甚至可能是碳负性的,例如通过生物能源和CCS共同参与的途径。

 

图1报告了主要不同途径的方案。还存在其他途径,但它们仍处于研究阶段,尚未包括在内。

 

图1。 不同制氢方法按颜色划分。 SMR:蒸汽甲烷重整,ATR:自动热重整,CCS:碳捕获和封存。

不同的制氢方法
不同制氢方法按颜色划分。 SMR:蒸汽甲烷重整,ATR:自动热重整,CCS:碳捕获和封存。

 

尽管每种技术途径都有机遇和局限性,但重要的是要记住,特定解决方案的选择通常与其他方面有关,包括基于由资源的可用性,能源安全问题或对环境的支持所驱动的国家战略的地缘政治选择。特定工业部门[11]。 此外,由于未来几十年需要对能源系统进行非常强的脱碳,跨界氢贸易可能会成为全球能源地缘政治的潜在游戏规则改变者[12]。

 

广泛有效地开发绿色氢需要大量可再生电力,这在短期内可能是个问题,因为已经需要RES来使现有电力需求脱碳。 因此,通过在稍后阶段为绿色氢铺平道路,蓝色氢可以在短期和中期代表一种有用的选择。

 

这篇综述文章介绍了与未来几十年氢基技术的潜在发展有关的主要方面。 本文重点介绍绿色和蓝色氢途径,这是世界上大多数国家都在考虑支持低碳氢经济的两种途径。 这项工作分析了技术挑战和机遇,这些挑战和机遇将成为氢成本,全球范围内持续发展以及对地缘政治的影响的主要驱动因素。 目的是对世界各地存在的不同观点进行公正的描述,并提供需要开发的供应链的复杂性的图片。

 

本文的组织结构如下:第2节介绍了与氢有关的主要技术方面,包括产生,分配和存储的技术,以及氢在包括工业,运输在内的不同最终部门中的潜在应用。 ,建筑物和发电。 第三部分重点讨论氢的地缘政治维度,讨论和比较不同的国家战略,私营公司的潜在作用以及国家之间的协议。 最后,第3节对已解决的主要主题进行了批判性讨论,并提出了一些政策建议,以支持在能源转型的背景下可持续和有效地利用氢。

 

2.技术方面

在整个漫长而复杂的氢供应链中,需要解决各种技术挑战,而氢供应链通常会受到效率相对较低的影响,从而给最终用户带来高昂的成本。 虽然通常会关注通过绿色或蓝色途径产生氢的问题,但存储,运输和最终使用的设备也可能带来额外的成本和障碍。 本节通过讨论当前状况和潜在的未来发展,介绍了整个供应链中正在发挥作用的主要方面。

 

2.1。 制氢

尽管氢是地球表面上第三大最丰富的化学元素,仅次于氧和硅,但它不能以纯净形式获得,因此不能视为能源。 相反,氢是一种能量载体,应从其他来源产生。 尽管通过电解法从水中产生氢气的历史可以追溯到19世纪,但如今的氢气需求主要由基于化石燃料(天然气,煤炭和石油)的其他工艺来满足,包括蒸汽甲烷重整(SMR),自动热重整(ATR) ),部分氧化和煤气化。 这些过程通常称为灰色氢途径。 当与CCS耦合时,它们可以转化为低碳溶液,它们被称为蓝色氢途径。

 

氢生产
目前全球有超过98%的氢气来自化石燃料,每年产生70万吨氢气,它还是仅次于德国的第六大二氧化碳排放国。自6年以来,绿色氢气的生产成本下降了2%,预计到40年将进一步下降2015%

 

相反,由于成本较高而被放弃的水电解制氢可以与RES的发电相结合,以生产绿色氢。 尽管目前的成本仍高于基于化石的解决方案,但RES发电和电解器的预期学习曲线可能使其在未来几十年成为可行的解决方案。

 

基于BNEF数据的估算,图2报告了绿色和蓝色氢的未来成本趋势的估算[14]。 该图报告了氢的较低发热量(120 MJ / kg或33.3 kWh / kg),在左轴上的氢质量和能量含量方面均报告了成本。 可再生氢的成本以大型项目为基础,并对资本支出进行了乐观的预测。 蓝色氢的价格基于天然气价格1.1-10.3美元/百万英热单位和煤炭价格40-116美元/吨。 未来成本范围的不确定性与多个方面有关。

 

图2。 估算不同途径的未来氢气成本。 能量数字基于氢的较低热值(LHV)。 作者对BNEF数据的阐述,2020年[14]。

估算不同途径的未来制氢成本
估算不同途径的未来制氢成本。 能量数字基于氢的较低热值(LHV)。 作者对BNEF数据的阐述,2020年

 

其他研究报告了可比较的价值和未来的估计。 国际可再生​​能源机构(IRENA)估计,到2050年,用风电生产的氢气的平准化成本低至每公斤0.95美元,而使用太阳能发电则低至每公斤1.2美元[8]。 有关这些途径的更多详细信息,请参见第2.1.1节和第2.1.2节。

 

除了绿色和蓝色氢途径外,重要的是要指出还可以考虑其他选择,特别是在特定的国家或地区。 在欧洲的战略中很少提及核电制氢[15,16],但是在世界不同地区,例如中国[17]和俄罗斯[18],它可能成为可行的替代方案。 用于可再生氢的其他解决方案可能基于生物质气化或基于沼气原料的SMR,尽管这些解决方案可能比电解更难扩大规模。

 

2.1.1。 绿色氢气生产

绿色氢的生产途径定义为可再生能源发电和水电解的结合。 通过向电解器供电和提供纯净水,可产生氢气和氧气的输出流。

 

棕色/黑色,灰色和绿色氢的生产方法
棕色/黑色,灰色和绿色制氢方法。 绿色氢的生产途径定义为可再生能源发电和水电解的结合。 通过向电解器供电和提供纯净水,可产生氢气和氧气的输出流。

 

有多种技术可用于水电解。 碱性电解槽代表了最先进的技术,质子交换膜(PEM)技术处于示范阶段,而固体氧化物电解槽仍处于研发管道中[19]。 PEM电解槽可提供一系列可比能耗的优势,包括更高的输出压力,更好的部分负载范围以及更快的启动和负载变化[20]。 考虑到全球电解槽的部署,25年的年新增容量已达到2019兆瓦,但已宣布的项目正在迅速扩大,到1.5年将达到2023吉瓦的新容量,其中最大的项目仅占540兆瓦[21]。

 

当前的工业解决方案根据电解器的尺寸和类型以及所考虑的输出压力显示出一系列的耗电量。 平均电解效率定义为氢能含量(测量为较高的热值)与电解功率消耗的比率,范围为65%–70%(当考虑10–30 barg的输出压力时)[22]。

 

绿色氢能源
如今,绿色氢已成为新的流行语。 许多人将其称为“燃料的未来”。 氢能密度是气体的2.5倍,是最高效电池的100倍。

 

与电解有关的另一个问题是水的消耗。 每公斤氢气输出的纯净水消耗量通常在10-15 L范围内[23],输入水需要去离子。 在没有淡水源的情况下,选择包括海水淡化或废水回收。 不同的技术已经在商业上用于海水淡化,并且可以与电解相结合,而能耗却很少增加[24]。

 

但是,在非海洋地区,水的可用性在许多世界地区可能成为一个严重的问题,特别是由于缺水是一个严重问题,由于气候变化,这一问题将变得更加严重。 在具有强大太阳能潜力的地区(例如沙漠)中,这方面可能成为成功实施绿色氢能项目的关键障碍。

 

通常认为绿色氢气的生产成本在每公斤2.5-4.5美元之间[14],尽管其他来源估计更高的价格。 成本中最重要的两个组成部分是电解器的投资成本和电力成本,约占OPEX成本的90%。 目前碱性电解槽机的CAPEX成本约为750欧元/千瓦(约900美元/千瓦),预计到500年将降至600欧元/千瓦(约2025美元/千瓦)[20]。 专家估计,大约80%的成本可归因于OPEX(当考虑每年4000个工作小时时),因此电费是绿色氢气成本的关键驱动因素。

 

制氢成本比较
与灰色/黑色和蓝色相比,当前的绿色氢生产成本相当高。

 

但是,在电价和年度运行时间之间存在折衷。 基于利用电力削减电力的业务模型可以从零甚至负电价中受益,但是在非常有限的小时数内,CAPEX的权重就难以为继。 此外,Cloete等。 [25]结果表明,根据电解槽的位置,可能还需要更大的资本支出,用于氢气管道和存储基础设施(以处理间歇性的氢气生产)以及输电网络(将多余的电能传输到电解槽)。 其他学者报告了与电力系统当前配置相关的其他潜在约束[26]。

 

相反,除了需要购买绿色证书以确保使用可再生电力外,运行电解器上网电力还意味着要支付额外的税费。 最好的解决方案似乎是将氢气生产集成到专用的太阳能或风力发电厂中,在选定的地点可以达到可接受的年负荷系数。 在这种情况下,同样由制造规模驱动的,有利于RES和电解器发电的良好学习曲线可能会显着降低成本。

 

BNEF估计,到1年,绿色氢的价格将低至2.6-2030美元,到0.8年将降至1.6-2050美元[14]。 但是,其他研究表明,在某些情况下,与传统的通过化石燃料生产相比,绿色氢生产如今已经具有竞争力[27]。 一些学者还提议将太阳能和风能结合起来以获得较低的发电价格[28]。

 

绿色氢与电力的未来可能
正在测试由绿氢制成的绿氨,以替代现有火力发电厂中的化石燃料

 

重要的是要记住,这些成本仅考虑到氢气的产生。 还有与传输,存储和分发有关的额外费用。 如下所述,在某些情况下,这些费用甚至可以达到用户最终费用的一半。

 

2.1.2。 蓝氢生产

蓝色氢的生产基于这样的想法,即目前用于从化石燃料生产氢的过程可以与CCS技术结合使用,以减少其大部分温室气体排放。 尽管这种方法似乎比转向绿色氢燃料的成本低,但重要的是要记住,CCS的实施除了涉及社会可接受性的问题外,还可能涉及技术壁垒。 目前,蓝色氢途径的技术准备水平(TRL)在7(煤气化+ CCS)和8(SMR + CCS)之间[29]。

 

似乎没有将二氧化碳的捕集速率从灰色变为蓝色氢所需的标准捕集速率。 大多数研究认为最大捕集率在2%至70%的范围内,具体取决于技术和应用二氧化碳捕集的阶段[95]。 考虑基于天然气的蓝色氢时,重要的是要记住上游相中甲烷泄漏引起的其他影响。 尽管很难精确量化,但在研究中常常忽略了这一方面。

 

CertifHy指导小组于2019年提出了定义低碳氢(即蓝色氢)的参考阈值(该项目旨在达到欧洲范围内对绿色和低碳氢的通用定义),考虑了60与基于SMR的基准过程相比,GHG排放降低了30%[36.4]。 从氢气的基准值2 gCO131e / MJ(2 gCO91e / kWh)开始,此阈值已设置为2 gCO328e / MJ(2 gCOXNUMXe / kWh)。

 

蓝色氢气生产途径的优势在于可以利用灰色氢气的现有工业经验,在某些情况下,可以通过添加CCS系统对现有工厂进行改造。 但是,需要满足特定条件才能确保有效和持久地存储CO2。 通常,可能需要其他基础设施来将发电设施与存储站点连接起来,而该场所可能不可用。 专用的二氧化碳基础设施可能会显着增加总成本,这是一个难以概括的方面,因为它取决于每个工厂。 此外,CCS系统的运行可能会使SMR过程的能源效率降低2%–5%[14]。

 

同样对于蓝色氢的生产途径,水的消耗是一个经常被忽视的方面。 虽然耗水量通常与电解过程有关,但蓝色氢通道也会消耗大量水,在某些情况下甚至更高。 当比较生命周期清单中的具体水量时,结果表明,对于SMR,每公斤H2的耗水量可高达24 L,而对于煤气化,则可高达38 L [23]。

 

最后,甲烷的热解有时称为绿松石氢,其TRL仍为3-5 [23]。 目前,在澳大利亚,德国和法国等世界各地的不同地方,正在开发不同的技术解决方案[31]。 在此过程中,天然气被用作原料,而能源消耗将来自电力,大概来自低碳能源。 甲烷在高温下会分解为氢气和固态碳(也称为炭黑),这比气态二氧化碳更易于存储和管理。

 

另外,固体碳可以用于工业,因此可以看作是一种资源,而不是副产品。 当前的炭黑工业市场,包括轮胎生产中的应用和打印机油墨,每年可支持高达5 Mt的蓝色氢,约占当前全球纯氢市场的7%[31]。

 

2.2。 氢气运输和储存

从环境和经济的角度来看,氢的运输是供应链可持续性的关键方面。 氢运输可能需要大量的能源消耗,要么将其压缩或液化,要么将其转化为更易于处理的另一种化学物质,例如氨或其他液态有机氢载体(LOHC)。 尽管主要在开发的早期阶段,但另一种选择是在现有的天然气网格中掺入氢气的可能性。

 

氢供应链的另一个方面是它的存储,这在不同级别上是必需的,并且需要适当解决以遵守安全程序并最大程度地减少能耗和损耗。

 

2.2.1。 天然气网格中的氢混合

逐步升级氢气路径的潜在选择是整合现有的天然气网络。 欧洲不同国家[32、33、34]都提出了这一建议,以利用现有资产并开始通过使用清洁氢气来降低天然气的碳强度。 然而,这样的策略具有很大的局限性,即通过将其与燃烧过程中使用的天然气混合,不能充分利用与纯氢有关的较高价值。 因此,即使考虑到环境利益,其经济可持续性也可能难以证明。

 

在考虑天然气网络中的氢混合时,重要的是要强调一个事实,即通常的混合比以体积份额表示。 但是,氢的体积能量密度大约是甲烷之一的三分之一。 因此,当通过考虑能量份额来考虑混合气体时,即考虑到氢的热值份额时,氢的份额要低得多,与之相关的潜在的CO2排放节省也是如此。 作为参考,通常认为的10%和20%的体积氢混合比分别对应于3.5%和7.6%的能量比。 图2表示了不同混合率下CO3排放的变化,比较了绿色氢和蓝色氢的捕获率为90%。

 

图3。 天然气网格中不同H2体积混合比(考虑纯甲烷)的潜在CO2节省量。

二氧化碳排放量减少量与氢气混合体积
天然气网格中不同H2体积混合比的潜在CO2节省量(考虑纯甲烷)

 

通过将甲烷-氢混合物的排放因子与天然气的排放因子进行比较,可以计算出减排量。 该图表基于200%/ kWh的天然气排放量和32.8g / kWh的蓝色氢排放量,基于CCS的90%假设。 因此,使用绿色氢完全替代天然气可以节省100%的排放,而使用蓝色氢则可以节省84%的排放(由于天然气在蓝色氢中的转化效率低于90%) 。 该图表未考虑天然气和蓝色氢的上游甲烷排放。

 

尽管这方面可能看起来是技术细节,但重要的是要记住,通常讨论的混合比并不代表相应的减排量,因此它们的潜在作用常常会被高估。

 

要使当前的天然气供应链转换为接受大量氢,将需要升级大量组件,包括传输和分配网络,燃气表,压缩机以及最终用户。

 

研究表明,与安装新管道相比,现有电网向氢网络的转换可能会带来巨大的经济利益[35]。 但是,除了需要使用材料来应对与腐蚀和氢脆相关的问题[36],重要的是要指出的是,鉴于氢的能量密度低于甲烷,因此当前的管道尺寸将无法满足要求。以管理与天然气当前相同的能源需求。 因此,将需要通过能源效率措施来减少当前的能源需求,或者部分地由其他选择(例如电气化)来提供当前的能源需求。

 

2.2.2。 长途运输

与当前的液化天然气(LNG)物流类似,越来越多地将氢气视为在全球进行贸易的潜在能源载体。 正如以下各节中进一步讨论的那样,许多国际战略和路线图都基于在有利地区(例如,拥有大量低成本可再生资源)生产氢气的想法,并将其运往需求量大,本地选择很少的国家。它的一代。

 

中距离运输氢气最便宜的选择通常是通过管道,而且已经有氢气网络服务于不同国家的工业设施。 但是,由于管道运输成本随距离线性增加,因此在很长的距离内,船舶运输的成本降低了(除了与灵活性相关的其他优点等)。 对于天然气,管道的经济可持续性通过高产量和持续几年的供应得以改善。 这导致需要长期计划并降低灵活性。

 

相反,由于单个出口商有适当的基础设施,有可能由一个出口商向多个国家供货,因此运输具有更大的灵活性。 在过去的几年中,这方面促进了液化天然气的兴起,将来类似的逻辑也可能适用于氢气。 考虑到环境和经济方面,不同的研究比较了海上氢气运输的可用替代方案[37]。 一些研究提出了针对特定路线的详细评估,包括挪威到欧洲或日本[38],澳大利亚到日本和韩国[39],智利-日本[40]和阿根廷-日本[41]。 船舶上的氢气运输需要每单位体积尽可能高的能量密度,以避免过高的成本。 由于氢不能以气态形式在船上运输,因此正在考虑其他解决方案。

 

正在评估长途氢传输的选项包括液态氢,氨或LOHC。 LOHC是可以通过化学反应吸收和释放氢的有机化合物。 液态氢意味着液化并保持在低温下会消耗大量能量。 相反,向其他化学品(例如氨水)的转化或在LOHC中的储存需要额外的过程,这些过程会进一步消耗能量。 这些化合物比液态氢更易于存储,在长距离上具有优势。

 

现有文献中对海上替代运输手段的比较显示出对供应量和距离的强烈依赖。 尽管未来的趋势可能会令人鼓舞,但重要的是要强调指出,目前对于液态氢的长途国际运输没有任何商业选择。 正在开发一些示范项目,例如在澳大利亚和日本之间,并将在未来几年进行测试。

 

相反,氨已经是一种商品,尽管来自化石燃料,但目前已在全球范围内生产和运输[42]。 因此,选择氨而不是液态氢可以利用整个供应链中现有的和成熟的技术和标准。 然而,氨的生产仍然涉及额外的能量消耗,并且当最终用户需要纯氢气时,需要额外的转化步骤。 诸如可渗透膜燃料电池之类的特定技术很容易受到氨中毒的影响,并且需要非常高的氢纯度[43]。

 

与目前的化石燃料运输相比,洲际氢船运输的经济学将需要面对更低的体积能量密度。 油轮在某些情况下是最大的营运船舶,每立方米容积可运输约10.3兆瓦时的原油。 由于LNG的能量密度为每立方米6.2 MWh,因此LNG的运输需要更多的空间来容纳相同的能量。 对于液态氢和氨,能量密度分别为每立方米2.4和3.2 MWh,这个数字甚至更糟。

 

而且,液态氢将需要保持在非常低的温度下(即大约20K)。 这将需要非常高质量的绝缘,并且长途旅行中的能量损失可能会很大(如第2.2.4节中进一步讨论)。 可以使用各种缓解措施,包括使用蒸发的氢为船上电力系统供电,尽管应确保正确去除蒸发的氢以避免任何安全问题,但仍在继续研究将其应用于大型船舶的可能性。

 

2.2.3。 氢分布

除了长途运输外,还需要向最终用户提供氢气。 可用的选项包括通过管道输送的气态H2或通过卡车输送的液态氢或压缩氢气。 针对特定国家(例如德国[44]或法国[45])的文献研究强调,为最终用户供应氢气的最佳解决方案的选择取决于多种因素。 当考虑将氢气用于运输[44]时,一个关键参数是加油站的密度:在工厂密度高的情况下,部署分配管道的经济优势变得显而易见。 相反,在需求量较低或较低的地区,气体压缩拖车是最佳选择。

 

考虑使用加油车时,压力水平是一个附加参数,可能会严重影响氢气的最终成本[46]。 考虑250至540 bar的各种压力水平时,最佳解决方案取决于距离和体积,因为运输,存储和压缩的成本占最终成本的各种份额。 长距离和大量的氢气供应依赖高压卡车,而对于200公里以下的距离,在较低压力下存储氢气的卡车表现出更好的经济性能。

 

每个区域最佳解决方案的选择也将与制氢设施的位置有关。 在考虑绿色氢气时,电解槽的位置和尺寸的最佳策略将取决于可再生电力的可用性,还取决于通过电网的输电与通过管道或卡车进行的氢气运输之间的权衡。 需要从系统角度来考虑两个能量载体,以选择最佳解决方案。

 

2.2.4。 存储

需要在供应链的不同层次上确保氢气的存储,而技术和解决方案取决于氢气的物理形式(液/气),其体积,存储的持续时间以及其他需要保证的运行参数。 在运行其供应链所需的氢气存储与应对RES发电厂变化的大型季节性氢气存储之间存在主要区别。

 

氢气在供应链中的存储包括将其存储在码头(例如港口),加油站,以及在沿途使用的各种车辆(包括船,卡车)上以及在将其用于推进的车辆上。

 

高压下的氢气存储通常在不同材料的容器中进行,这些材料包括钢,玻璃纤维,碳纤维和聚合物。 根据所用材料的类型,目前有4种类型的容器,从而导致重量,压力和成本的变化。 工作压力在50–100 MPa范围内变化,对于给定压力,固定解决方案通常通过最小化价格来设计,而对于车载存储系统,重量和成本均被视为设计参数[47]。

 

另一选择是将氢以液态储存,但是该解决方案通常限于氢已经以液态形式存在的情况,因为临时液化需要大量的能量消耗。 氢气在大型工业设施中的液化通常每千克H12.5消耗15-2 kWh的电力[48],与氢气每千克33.3 kWh较低的热值相比,这是一个很大的份额。 技术上的进步可以使每千克H7.5的耗电量降低到9–2 kWh,仍然是氢能含量的四分之一。

 

液态H2的储存通常每天受到0.2%–0.3%的蒸发量的影响。 由不同现象引起的氢气蒸发会导致储罐中压力的升高,因此需要将其排出以避免安全问题。 运输系统(例如卡车和轮船)中的液态氢存储具有更高的蒸发水平,但是可以回收氢来为车辆提供动力。 已经提出了各种限制蒸发的解决方案,包括真空绝热,附加制冷系统或液氮冷却[49]。

 

通过其他化学物质(例如氨和LOHC)进行氢存储,对运行参数(即温度和压力)提出了较低的挑战,这是证明附加的供应链步骤和转换过程所需的能源合理的主要原因。 通过使用标准钢制储罐,可以在25°C和中等压力(10 bar)下以液态储存氨。 LOHC包括各种化合物和化学溶液[50],但它们的共同特征是它们可以在环境温度下以液态储存和处理。

 

需要小型和中型存储来操作氢供应链。 相反,已经提出了大规模季节性储氢作为优化可再生能源发电的解决方案,尤其是对于那些在某些地区,例如太阳能在某些年中表现出较大波动的国家来说[51]。 季节性氢存储需要高存储容量,并且一年中其运行涉及较少的循环次数。 因此,其经济效益与长期存储过程中的低能量损失和较低的存储容量成本有关[52]。

 

存在各种用于储氢的地下选择,包括盐穴,含水层或枯竭的油气藏。 目前,纯氢被存储在全球的四个地点,分别位于美国和英国,均基于盐穴[53]。 文献研究评估了不同地区的储存潜力,包括欧洲[54,55],中国[56]和加拿大[57]。

 

在几个研究计划中引起人们高度关注的另一种储氢方案是[58],它有可能利用多种吸附材料来降低气态氢的存储压力。 固态储氢材料通常分为两类:金属氢化物通过化学键形成来存储氢,而多孔材料则涉及氢的物理吸附[59]。 主要研究目标是进一步最小化这些材料的重量,以与气态氢存储竞争。

 

当前的应用仍然限于重量不是关键参数的特定情况,例如固定存储[60]或叉车[61]。 进一步的研究正在研究纳米化不同材料的可能性,目的是控制氢的结合强度,从而避免高温和高压[59]。

 

2.3。 氢需求

尽管大多数注意力集中在潜在的未来能源需求上,但必须指出的是,当前的全球氢气需求已经增长了几十年。 根据IEA [5],全球对氢气的需求已从30年的不到2 Mt的氢气增加到1975年的115 Mt,包括纯净形式的氢气或与其他气体混合的氢气(纯净氢气总计超过2018吨) 70年)。 需求的最大份额与工业应用有关,主要来自炼油厂或化学生产(氨和甲醇)。

 

最近针对欧洲联盟的一项研究[62]报告说,当前氢气生产向绿色氢气生产的转变远低于所有已考虑的国家的可再生能源发电潜力。 如果转换为电解,目前欧盟目前的9.75 Mt氢气年产量将需要约290 TWh的电力,约占当前总产量的10%。

 

但是,为了使能源系统脱碳,预计未来氢需求将显着增加,并且支持清洁发电所需的RES放大可能还不够。 由于这个原因,需要蓝色氢气来满足过渡阶段的氢气需求,因为RES放大必须专门用于使现有的电力需求脱碳[13]。

 

2.3.1。 行业

该行业实际上对当前所有全球氢气消耗负有责任,而精炼厂和化学工业是最苛刻的行业。 目前,炼油厂使用氢气来降低石油产品中的硫含量,以满足特定的环境标准,在某些情况下还可以升级劣质重油。 在全球范围内,大约三分之一的需求被其他炼油厂副产品获得的氢气所满足,而其余的则通过SMR在本地生产或由外部生产商提供[5]。

 

在某些情况下,与过去几年精炼的经济利润相比,氢气的成本可能很高。 现有的氢气生产设施可能仍将是炼厂未来总产能中的最大份额,并且将CCS集成到当前的本地SMR工厂中可能比部署新的电解工厂要容易得多。 但是,CCS设施需要符合特定条件,某些情况可能无法提供。

 

氢气也被用作生产氨和甲醇的原料。 氨的生产主要用于肥料,而甲醇则用于多种应用,包括用于塑料的高价值化学品或其与燃料的混合物,以提高其性能。 截至2018年,氨气生产消耗了超过30 Mt的氢气,甲醇消耗了约2 Mt [12]。 这些非能源应用的历史趋势可能会导致到5年分别达到42 Mt和23Mt。 但是,这些数字仅考虑了当前的应用,如果更多地使用氨和甲醇作为燃料,这些数量可能会大大增加。

 

另一个依靠氢气的工业应用是通过直接还原铁(DRI)的钢铁生产。 该技术目前仅限于全球一次钢铁产量的不到10%,但由于需要对所有部门进行脱碳,并且如果氢气成本降低,其技术的份额将来可能会增加[63]。 当前的H2消耗量通常是从天然气或煤炭现场产生的。 氢在工业中的未来用途还可以扩展到其他应用,包括使用氢产生高温热量的可能性,而直接起电是不可行的。

 

2.3.2。 氢运输

尽管运输目前在全球氢需求中仅占很小的份额,但由于严重依赖石油产品以及某些应用中很少有低碳选择,因此该行业是氢技术发展最有希望的领域之一。

 

乘用车是关注氢应用的第一个细分市场之一。 如图4所示,在某些国家/地区,日本,韩国,美国(主要在加利福尼亚州)和德国已经存在氢汽车的市场。从2015年到2019年,全球氢汽车的车队数量增长了十倍。考虑到19,000年全球电池电动车的数量从4.8年的约2019辆增至17,000万辆,因此需要考虑到2010年的近64辆[XNUMX]。 尽管一些公司在某些国家/地区销售氢动力车型,但全球越来越多的汽车制造商正在选择电池电动车。

 

图4。 氢乘用车库存在不同的国家。 作者在参考文献中的阐述[64,65,66]。

不同国家的氢乘用车库存
2015-2019年美国,日本,韩国,德国和世界其他地方的氢乘用车库存

 

与电动汽车相比,氢汽车具有特定的优势,特别是在更长的行驶里程和更短的加油时间方面。 当前高昂的氢气价格严重阻碍了其发展,这也是由于考虑到整个供应链时,其效率要低于电动汽车。 电动汽车可以将四分之三的电能转换成有用的能源,而氢能汽车的这一数字却低至三分之一。 电池电动汽车会导致动力传输和存储损失,而氢汽车则需要其他组件,包括电解器,氢压缩和存储以及车载燃料电池。 但是,考虑到替代技术未来发展中的潜在不确定性,选择一种特定的解决方案可能为时过早,应将所有可用的选项彼此同时进行以避免锁定决策[67]。

 

除了私家车,一些国家还在试验特定的应用程序,例如出租车队。 一个著名的例子是巴黎市,该市已经有100辆氢氢出租车车队在运营,目标是到600年底达到2020辆出租车[68]。 欧洲输电系统运营商网络(ENTSO-E)正在协商一个项目,该项目的目标是到50,000年在巴黎增加该车队至2030辆出租车,这是一项十亿欧元投资的一部分,目的是在巴黎增加11 GWh的储氢能力。城市[69]。

 

部署氢能汽车,特别是在高密度城市地区的氢能汽车,至关重要的一步是获得有效的加油站网络[70]。 加油站位置的最佳规划应通过考虑在渗透的各个阶段从不同来源产生氢气的可利用性来制定。 特别是,虽然在第一阶段中多个国家可能会开发基于化石的氢气,但向绿色氢气的转变可能会影响整个供应链。 因此,重要的是从中长期的角度进行加油站的设计。 另外,加油站的部署也可以与特定的应用相结合,例如基于氢的汽车共享系统[71]。

 

与电池相比,氢气目前的优势使该技术在公路货运中具有潜力,尤其是在长途运输中。 从生命周期的角度已经证明了氢卡车与柴油车相比的优势[72],但是压缩和液化的电力消耗在最终结果中占了很大的比重。 在道路货运中逐渐采用氢气的短期机会可能是通过改造现有的燃油喷射系统来采用双燃料卡车[73]。 发现预期的减排量与柴油的排量比成正比。 但是,一些专家估计,可预见的电池成本降低将使它们成为卡车的标准低碳解决方案[74],并可能与电动高速公路等其他技术一起使用[75]。

 

工业公司正在逐渐朝卡车的氢应用测试方向发展,但是道路上仍然没有商业模型。 在部署车辆的同时,重要的是要确保有适当的加油基础设施。 氢卡车正在挪威[76]和荷兰[77]中进行测试,一家德国公司正在努力将柴油重型卡车转换为氢混合动力传动系统[78]。 此外,计划正在大规模部署,例如鹿特丹港的一项计划,目标是到2025年在道路上达到千辆燃料电池卡车,涉及整个供应链中的多个合作伙伴[79]。 他们的目标是在荷兰,比利时和德国之间提供一条氢通道。 其他研究也在评估氢卡车在其他世界地区的利益,例如中国[80]和美国[81]。

 

除了私家车和货运,氢公交车的发展也引起了人们的极大兴趣。 在不同的国家(包括意大利,德国,瑞典,英国[82、83],日本和美国[84])已进行了测试案例,尽管氢公交车的经济可持续性难以实现,但氢公交车是一种行之有效的可靠技术。用当前的氢气价格实现[85,86]。

 

除了公路运输以外,氢气对于火车,轮船和飞机也可以代表一种潜在的解决方案。 由氢驱动的燃料电池代表了一种有趣的解决方案,用于为由于技术或经济障碍而难以电气化的客运和货运铁路线供电。 加油基础设施和车辆设计需要通过评估运行时间表和预期范围来仔细评估,以优化系统性能[87]。 区域性旅客列车的商业应用在包括德国[88],英国[89],意大利[90]和法国在内的多个欧洲国家中都受到了越来越多的关注。

 

氢气也已被提议作为航运业脱碳的潜在解决方案,尽管大多数情况下是通过使用氨来实现的,这将更容易以液态形式储存在船舶上,而无需达到非常低的温度[91]。 氢也被评估为航空运输的低碳解决方案,尽管高空运行需要非常严格的安全标准以及高能量密度[92]。 空中客车公司最近宣布了在2035年前建造首架氢动力商用飞机的雄心,尽管到目前为止只提出了初步概念[93]。

 

2.3.3.建筑物

一些项目正在考虑通过将天然气混入天然气网格中或开发专用的氢气锅炉来在建筑领域使用潜在的氢气。 但是,与建筑物的其他低碳技术(例如热泵(与RES的电力耦合)相比)相比,建筑物采暖的应用具有较低的优势,但在非常特殊的情况下除外。

 

已经进行了不同的研究来评估随着天然气中氢的体积浓度升高而产生的不同技术的行为,包括小型锅炉[94,95],工业锅炉,燃气发动机[96]和微型涡轮机[97]。固定式发电。 考虑到氢动力住宅锅炉,目前最先进的应用正在荷兰和英国进行测试。

 

英国一直是将氢整合到当前能源基础设施中的不同研究的对象。 最为人所知的可能是H21项目[98],该项目于2016年启动,它估计了利兹市将现有燃气网转换为承载100%氢气的技术可行性。 英国政府目前支持25万英镑的Hy4Heat项目[99],其任务是“确定在技术上是否可行,安全且方便地在住宅和商业建筑以及燃气用具中用氢气替代天然气(甲烷)” ”。

 

同时,一些公司已经提出了可以使用100%氢气运行的商用锅炉[100],其目标是由于技术障碍和局限性(包括有限的空间,隔热的难度)而可能难以通过热泵进行脱碳的潜在应用。历史建筑和向低温供暖系统转变)。 然而,尽管已经开发了一些示范站点来测试该技术[101],但部署有效的基础设施向居民用户提供氢气的过程可能需要一些时间,并且相对于直接电加热的经济优势并不明显。

 

在建筑物中使用氢气的另一种选择是利用燃料电池的高电效率来为现场热电联产(CHP)电厂供电。 过去的研究对氢气用于微型热电联产的潜力持乐观态度[102],前提是氢气成本非常低,而其他燃料的成本更高。 但是,在目前的情况下,由于天然气微型CHP取得的成功很少,特别是在住宅领域,微型CHP在建筑物中的潜力似乎前景不大。

 

最后,尽管承认与燃料电池和储氢系统相关的投资成本很高,但一些研究人员提出了局部储氢技术,以保证配备光伏(PV)系统的建筑物的年度自给自足,以补偿季节性产量。 ]。

 

2.3.4。 发电

除了直接用于最终行业外,氢也被视为可调度发电。 尽管通常通过燃料电池或改编的燃气轮机以及联合循环发电本身的效率很高,但在考虑包括氢气生产和存储在内的整个过程时,能量损失可能高达70%。 用零成本或零成本的电力可以保证经济的可持续性,但是即使在这种情况下,每年的运行时间也应足够高以证明资本支出是合理的。

 

然而,要实现完全脱碳的能源系统,长期的电力存储似乎是不可避免的,氢气可能是少数可用的解决方案之一。 需要进行更多的研究投资,以降低通过氢存储电力的全周期成本,并支持更有效的能源转换[104]。

 

已经提出了在本地可再生能源潜力较低的地区,主要是在日本实施基于进口氢发电的气候战略的建议[105,106]。 其他应用包括确保为偏远地区(如矿山,港口城市或可再生能源潜力低的岛屿)(如北极地区)提供清洁能源的可能性[107]。 在多项研究中,已经评估了将电解器和燃料电池与可变的可再生能源耦合使用的情况,以评估避免依赖偏远岛屿或孤立的微电网上的进口化石燃料的可行性[108、109、110]。

 

3.地缘政治方面

对氢的重新关注引起了对由氢的发展引起的潜在地缘政治后果的若干分析[12,111]。 许多国家在努力实现其气候目标和到本世纪中叶全面脱碳之前,正在考虑在难以减排的部门中使用蓝色和绿色的氢。 由于其巨大的潜力和广泛的应用,氢也可能成为一个主要的地缘政治问题。 在低碳未来,技术知识有望成为能源地缘政治的一个更相关的问题。 国家和私人公司都致力于获得特定的技术知识和竞争力,以成为脱碳努力的主要参与者。

 

随着氢技术的发展,将出现新的“进口商”和“出口商”。 同时,化石燃料生产商和出口商正在考虑未来的氢项目和计划,以抵消能源转型带来的潜在地缘政治和经济损失。 本节的目的是简要概述氢的地缘政治影响,介绍主要的国家氢战略,概述潜在的氢参与者,私营参与者在氢开发项目中的作用以及有关氢贸易的国际协议。

 

3.1。 国家战略

越来越多的国家已经发布或正在研究旨在发展氢技术和市场的国家氢战略[11]。 此类战略反映了各国的野心和能源需求的不同以及“进口商”和“出口商”之间的潜在分歧。 正如IRENA最近的一篇论文所概述的那样[112],国家战略只是更长过程的最后一步。 实际上,各国最初建立了研发计划,以了解氢技术的基础,并转向长期的“远景文件”。 进一步的步骤是一个“路线图”,该路线图定义了一个综合计划,其中包括为更好地评估氢势所需的活动。 路线图确定了推进氢气部署所需的短期和中期行动,确定了研究领域中的最高优先事项。 最后一步是该策略定义目标,解决具体政策,并评估其与现有能源政策的一致性。

目前,亚洲和欧洲是主导氢气需求创造的两个大陆。

 

日本是氢经济的主要领跑者。 2017年2019月,日本提出了其氢战略。 此外,日本于2019年更新了《氢和燃料电池战略路线图》。 目前,日本严重依赖能源进口,主要是化石燃料。 2011年,日本是第四大原油进口国,最大的LNG进口国和第三大煤炭进口国。 在87年福岛核事故后,日本关闭了核计划,加剧了这种情况。 核事故后,日本的能源结构和发电发生了巨大变化。 天然气,石油和可再生能源增加了其在总能源消耗中的份额,以取代核能份额。 尽管日本决定重新开放部分核电站,但化石燃料占日本一次能源供应量的2050%以上,破坏了其国家气候目标。 因此,氢可以为实现其气候目标(即到XNUMX年实现碳中和)提供可行的解决方案。

 

在日本,尽管对商业应用的实际部署几乎没有影响,但在过去的几十年中,已经在燃料电池研究上花费了很多预算[113]。 相反,很少将精力放在供应链的其他步骤上,从而导致本国在发电和供应方面的专业知识水平较低。 日本对进口的依赖程度极高(该国正在进口其所有的石油和天然气需求)不会消失,因为它计划进口大部分氢。 日本没有明确宣布其偏爱特定的氢途径。

 

其他国家则将其战略重点放在特定部门上。 例如,中国在交通运输部门制定了氢能战略[114],包括实施专门的激励措施以促进燃料电池汽车的采用。

 

2020年,中国宣布了其到2060年实现碳中和的计划。在这种努力下,核能在中国的能源结构中将变得更加重要。 中国目前正在建造或计划建造五十多个新核反应堆。 核能部门可能会成为氢的另一来源,以抵消核能的高经济成本并开发清洁氢。

 

目前,中国是世界上最大的氢气生产国,每年超过20万吨,几乎占世界总产量的三分之一。 尽管如此,中国大部分的氢气都来自煤炭。 中国氢能联盟预计,到35年,氢需求将增加2030万吨,绿色氢将占国内总需求的15%。 预计2040年氢需求将增加到45万吨(绿色氢占40%),到2050年增加到60万吨(绿色氢占75%)[115]。

 

另一个在韩国启动氢战略的亚洲国家。 2019年初,韩国宣布了其《氢经济路线图》。 考虑到韩国汽车领域的强大作用,其优先事项是在汽车燃料电池和大型固定式燃料电池中的领导地位。 该路线图的目标是到6.2年生产2040万辆FCEV。其中,2.9万辆将投放到国内市场,而3.3万辆将出口到出口。 此外,路线图概述了到15年将提供2040吉瓦的燃料电池用于发电,其中包括7吉瓦的出口[116]。

 

在欧洲,氢在欧洲和国家层面都引起了特殊的兴趣。 2020年2030月,欧盟发布了其氢能战略。 欧盟战略将绿色氢作为欧洲的头等大事,而蓝色氢仅被视为中期的临时解决方案。 到40年,欧盟承诺将拥有470吉瓦的氢电解槽产能(从实际角度看),几乎是中国三峡大坝(世界上最大的发电厂)容量的两倍。 为实现这一目标,欧盟设想到2050年将进行多达40亿欧元的公共和私人投资。此外,在同一时期,欧盟宣布建设一条进口供应链,其中包括来自东部和南部邻国的另外XNUMX吉瓦(即乌克兰和北非国家)。

 

同时,一些欧洲成员国发布了自己的氢能战略。 其中,西班牙,德国和法国宣布承诺到4年分别安装5、6.5和2030吉瓦的绿色氢[117]。 到50年,德国,法国,葡萄牙,荷兰和西班牙的绿色氢国家指标已经占欧盟40 GW电解槽目标装机容量的2030%以上。这些国家宣布了数十亿的氢投资。 在COVID-19和经济放缓之后,各国政府可能会考虑向氢气分配资金,这是在实施气候目标的同时促进经济复苏的可行方法。

 

不同的潜在氢气进口者依赖于不同的氢气策略。 尽管欧洲已明确宣布偏爱绿色氢,但亚洲市场(如韩国,日本和中国)在未来几十年中将采取更加多样化的灰蓝绿色战略。

 

尽管大多数国家已经制定了由国内脱碳目标驱动的氢战略,但其他国家开始将低碳氢作为潜在的出口资源。

 

依靠石油和天然气出口来获得政府收入的国家对开发氢用于出口特别感兴趣。

 

一个著名的例子是澳大利亚,该国正在开发多个旨在成为世界级出口国的项目。 鉴于其地理位置和丰富的资源,澳大利亚寻求向亚洲市场(尤其是日本和韩国)供应清洁氢气。 2020年2月,澳大利亚能源和减排部长宣布了一个雄心勃勃的“ H2低于2”目标,旨在将制氢成本削减至每公斤1.5澳元以下(即每公斤118美元)。 这个具有挑战性的目标将需要与产业战略和研究活动相协调的支持性政策[XNUMX]。

 

中东和北非(MENA)地区的主要石油和天然气生产商正在越来越多地评估氢项目和计划。 这些国家是基于化石燃料的现有全球能源系统的基石。 化石燃料(尤其是石油)是这些国家中许多国家的主要政府和出口收入来源。 因此,随着可再生能源的作用不断增强,全球能源转型对其国内稳定构成了生存威胁。 这些国家正在考虑消除负面的宏观经济影响和在未来的脱碳世界中减少地缘政治作用的方法。 鉴于其丰富的可再生能源和CCS潜力,MENA油气生产商可以将自己定位为绿色氢的主要出口国。 尽管潜力巨大,但中东和北非地区国家的氢气野心可能会因该地区严重缺水而受到破坏。 可以预期,中东和北非地区的水分压力只会因气候变化而加剧。 为了解决缺水问题,中东和北非国家可以像Neom一样开发氢能项目以及海水淡化计划。 这将进一步发展中东和北非地区的海水淡化能力,目前该海水淡化能力约占全球海水淡化能力的一半。

 

截止到今天,三个海湾国家已经宣布了氢能项目:沙特阿拉伯,阿拉伯联合酋长国(UAE)和阿曼。 2020年5月,空气产品公司,沙特ACWA和Neom签署了一项合资协议,以建设一座耗资2025亿美元的绿色氢和绿色氨工厂(被认为是世界上最大的),该工厂由太阳能和风能提供动力。 该项目应在4年上线。该厂将通过集成超过119吉瓦的太阳能和风能可再生能源来供电[XNUMX]。 尽管该项目有可能使沙特阿拉伯成为绿色氢的最大出口国,但该项目仍面临严峻挑战。 宣布的将为氢计划提供动力的可再生能源能力非常重要。

 

此外,尽管2020年油价下跌导致沙特宏观经济和金融制约,该项目仍需要大量资金支持。

 

阿联酋正在投资绿色和蓝色氢项目,以努力开发新的清洁能源。 尽管阿联酋仍在制定其正式的氢路线图,但国有的迪拜电力和水务局(DEWA)致力于开发绿色的氢迁移项目,以利用穆罕默德·本·拉希德·阿勒马克图姆(Mohammed bin Rashid Al Maktoum)的太阳能驱动电解设施太阳公园。 预计到5年,太阳能公园的装机容量将达到2030吉瓦。阿联酋有信心太阳能的有竞争力价格将成为降低绿色氢价的推动因素[120]。 尽管对可再生能源有雄心壮志,但阿联酋仍在寻求利用蓝色氢气来利用其CCUS潜力。

 

阿曼是第三个一直在研究家用氢气潜力的海湾国家。 为此,阿曼宣布在杜克姆港口建设绿色氢工厂,在那里正在开发大型的以出口为重点的炼油和石化设施。 Hyport Duqm工厂预计从一期开始就具有250-500 MW的电解槽容量,产品专门用于出口。 国有的阿曼石油开发公司(Petroleum Development Aman)也在寻求从亚洲国家(尤其是日本)吸引投资,这表明部分未来产出可能会运往亚洲。 阿曼宣布了即将出台的制氢战略。

 

另一个计划成为重要的氢出口国的中东和北非国家是摩洛哥。 摩洛哥没有任何已知的碳氢化合物储藏,但试图利用其巨大的太阳能和风能来开发氢。 摩洛哥已经在可再生能源(风能,太阳能光伏和集中太阳能)方面进行了重要投资,以减轻其对进口的高度依赖。 该国的目标是到2030年,将52%的电力来自可再生能源,相当于约11吉瓦已安装的可再生能源[121]。 雄心壮志是将摩洛哥绿色氢的三分之一用于国内市场,而将三分之二用于出口。 摩洛哥拥有丰富的太阳能和风能资源,并且毗邻欧洲,因此可能成为欧洲绿色氢的主要来源。 如第3.3节所述,与德国的紧密联系是未来地缘政治格局的一个例子。

 

随着欧洲脱碳活动的开展,俄罗斯是另一个主要的石油和天然气出口国,将需要考虑潜在的氢能项目,以保持其收入和地缘政治影响力。 俄罗斯可以从其主要的天然气储量中受益,成为氢经济的主要参与者。 2020年200,000月,俄罗斯能源部副部长帕维尔·索罗金(Pavel Sorokin)宣布了一项新的政府政策,到2024年每年出口2万吨氢气,到2035年将其增加到122万吨[XNUMX]。 俄罗斯还可以从其生产氢的核能力中受益。 除了其天然气和核能的潜力外,大量淡水储备以及其在欧洲和亚洲之间的地缘战略位置也可能进一步有助于使俄罗斯成为领先的制氢国。

 

此外,世界范围内还出现了其他可能的绿色氢出口国。 智利就是其中之一。 南美国家已经是矿物的主要供应国,有潜力出口绿色氢,到25年每年将产生2050万吨绿色氢。清洁氢的出口可提供可观的收入,估计将超过30亿美元[ 11]。 鉴于其地理位置,智利可以成为氢贸易的主要参与者,除了北美和西欧以外,还向亚洲市场(韩国,日本,甚至还有中国)提供清洁能源。

 

最后,国家氢能战略反映了每个国家可以发挥的潜在作用。 国内消费和可再生生产潜力只是定义未来“进口商”和“出口商”的一些主要因素,如图5所示。

 

图5。 根据绿色氢国内消费和生产潜力对选定国家进行比较。 GCC指海湾合作委员会(包括巴林,科威特,阿曼,卡塔尔,沙特阿拉伯和阿拉伯联合酋长国)。 资料来源:[123]。

绿色氢气的国内消费和生产潜力
绿色氢气的国内消费和生产潜力

 

3.2。 私营公司的作用

氢气不仅引起了各国政府的关注,也引起了私营部门的关注。

 

首先,国际石油公司(IOC)已根据其气候承诺和日益增加的政治压力开始考虑潜在的氢项目。 重要的是要注意国际奥委会之间的总体趋势:欧洲和美国能源专业人士之间的分歧越来越大。 欧洲的IOC在可再生能源方面的投资越来越多,而美国的IOC则继续将重点放在传统的化石燃料资产上。

 

2020年2月,由Shell,Gasunie和Groningen海港组成的财团发射了NortH1。 该项目旨在利用北海一个大型海上农场产生的可再生电力生产绿色氢。 该项目的容量到2027年将达到4吉瓦,到2030年将达到10吉瓦,并且有雄心壮志,到2040年增长到约2020吉瓦。该项目获得了Equinor和RWE的支持,后者在2021年2021月成为新的合作伙伴。到XNUMX年。 ,该项目将完成可行性研究,目的是在XNUMX年下半年开始项目开发活动。

 

2020年50月,BP开始与Ørsted合作开发“ Lingen Green Hydrogen”项目,用于工业规模生产绿色氢。 在该项目下,两家公司的目标是在德国西北部的BP的Lingen炼油厂建造最初的2022 MW电解槽和相关的基础设施。 这将由北海Ørsted海上风电场产生的可再生能源提供动力,所产生的氢气将用于炼油厂。 BP和Ørsted计划在2024年初做出最终投资决定(FID),该项目将于XNUMX年投入运营。

 

西班牙最大的能源公司雷普索尔(Repsol)也在扩大对氢的投资。 该公司将投资60万欧元在西班牙建立一家工厂,该工厂通过在附近的Petronor炼油厂将风力发电产生的绿色氢与CCS结合起来,生产超低排放燃料。

 

其次,电力公司特别热衷于投资氢。 他们正在国内外寻求绿色氢。 意大利的Enel就是一个例子,该公司计划在智利建立第一个生产绿色氢气的项目。 该项目将由风能提供动力,并将于2022年投入生产。其他主要公用事业,例如西班牙的Iberdrola,美国的NextEra和德国的Uniper,都已启动了氢能项目。 随着电气化和脱碳技术的发展,电力公用事业越来越重要。 氢为他们提供了一个额外的领域,以增强其作为脱碳主要能源参与者的作用。

 

第三,由于可再生能源的增长,天然气运营商的收入和影响可能会减少。 氢为他们提供了参与气候努力的机会。 燃气网运营商已提议将现有的燃气管道转换为运输氢气。 尽管在天然气管道中使用氢气存在一些挑战,但欧洲燃气网络运营商于2020年124月发布了一项计划(所谓的“欧洲氢主链”)[2020],提出了从2030年代中期开始出现的基础设施网络向前。 到6800年,最初的2040公里管道网络将仅限于选定的氢谷,而到23,000年,该网络将扩大到将近XNUMX公里,延伸到整个大陆。

 

像意大利的Snam这样的燃气电网运营商都在押注氢气,以努力使其基础设施成为脱碳过程的一部分,并避免潜在的搁浅资产。 2020年,Snam承诺在未来四年内投资7.4亿欧元。 Snam承诺将其中的50%用于建立“氢就绪”基础设施,或以氢就绪标准替换和开发新资产。 Snam认为,意大利有条件成为欧洲市场的氢中心,从北非国家进口绿色和蓝色氢。

 

负担得起的氢经济的发展面临重大挑战。 因此,跨越不同部门的众多公司已开始协调其工作。 绿色氢弹射器计划就是一个例子,该计划由七家公司创立:西班牙的Iberdrola,丹麦的Orsted,意大利的Snam,沙特阿拉伯的ACWA,CWP Renewables和Yara。 绿色氢弹射器的目标是在全球范围内发展高达25吉瓦的可再生能源制氢能力,到2年将目前的生产成本降低一半,降至每公斤2026美元以下。这一目标将需要大约110亿美元的投资[125]。

 

3.3。 国际协定

氢可能会重提未来的国际能源贸易。 实际上,与国家氢战略同时,一些国家已经在建立专门的双边协议,以将具有高生产潜力的国家与氢需求高的国家联系起来。 在潜在的进口国中,德国正在与摩洛哥合作,以第一个100兆瓦的太阳能发电项目为该国的绿色氢生产提供支持。

 

2020年XNUMX月,德国还与澳大利亚签署了一项双边协议,旨在通过澳大利亚的太阳能发电厂增加氢生产的进口。 在潜在的出口商中,澳大利亚位居榜首。 根据与德国最近达成的协议,澳大利亚已朝着成为氢生产和出口重地的目标又迈出了一步。 如前所述,澳大利亚还希望将其氢气出口到快速增长的亚洲能源市场。 与德国的伙伴关系是澳大利亚已经与其他国家(包括日本,韩国和新加坡)寻求的现有承诺的补充。

 

2020年40月,世界上第一批从沙特阿拉伯运往日本的蓝色氨水成为氨气作为能源载体的未来贸易中的重要里程碑。 首批运往日本的126吨蓝氨货物用于发电[2050]。 日本宣布,氨气将在日本的火力发电中发挥重要作用,这是日本为实现XNUMX年碳中和所做的努力的一部分。

 

4.结论和政策建议

当前,在全球范围内发展未来氢能战略的势头非常强劲。 本文介绍了与实施基于氢能技术的能源系统有关的主要方面,以及与氢能产生有关的市场和地缘政治观点(通过绿色或蓝色途径,其运输,存储以及最终在不同行业中的使用) 。

 

未来氢经济的成功将需要通过改进当前技术以有竞争力的价格向感兴趣的用户提供氢的技术来应对多个方面。 目的不是氢本身的使用,而是当前能源系统向低碳替代能源的过渡。 因此,氢是更广阔前景的关键组成部分,重要的是,将其实施的未来策略与其他解决方案很好地整合在一起。

 

从这个角度来看,应该通过考虑两种解决方案对支持低碳能源系统的潜在贡献来解决绿色和蓝色氢途径的比较问题。 在许多国家,可再生能源发电能力的扩大可能不足以支持低碳氢的需求,在过渡期间,蓝色氢可用于填补这一缺口。

 

除了制氢,重要的是要考虑其整个价值链。 尽管大多数技术已经在氢供应链的不同层次上成熟,但是由于需要多种过程将氢供应给最终用户,因此其复杂性导致相对较低的能源效率。 人们通常将重点放在发电成本上,但是有证据表明,氢气的运输和存储在能源损失和所需的基础设施方面都面临着重大挑战。 解决技术局限性和部署清晰一致的策略的成功将是达到低碳氢可接受的成本的两个关键方面。

 

然而,氢供应链的复杂性表明,氢是一种有价值的载体,应主要用于几乎没有可行的脱碳替代品的应用中。 这通常反映在价格中,因为用其他替代品替代资源的可能性越低,其价格就越高。

 

由于气候变化是一个全球性问题,有效的战略需要强有力的国际协议,才能充分认识和量化温室气体减排的潜在效益[127]。 尤其重要的是,为氢途径的发展和预期影响定义透明和清晰的标准和目标,包括所考虑的技术,系统边界(系统运行或包括生命周期评估)以及假定的阈值定义低碳氢。 如果不同国家之间没有明确的一致性,则存在不同愿景相互重叠的风险,并且可能无法导致可用资源的最佳配置。 此外,至关重要的是避免在没有认真介绍现实的时间表和中间目标的情况下设定最终目标。 为此,政策和路线图需要考虑到不确定性和挑战,并定期适应新知识和新现实。

 

氢可以绘制新的地缘政治地图。 同样在氢能源地缘政治中,各国将考虑经典的能源地缘政治问题,例如供应/需求的安全性和多样化。 地缘政治将越来越多地考虑技术优势以及资源可用性。 当前的石油和天然气主要生产国将与拥有RES的其他国家一道,努力将自己定位为安全可靠的氢出口国,以维护或发挥地缘政治作用(以及随之而来的收入)。 一些国家或地区除了需要在国内生产部分氢气外,还需要进口氢气(绿色和/或蓝色)以满足其气候目标。

 

国际氢气贸易正在兴起。 尽管氢可以在某些地区减少排放并使难以减排的部门脱碳,但不应忘记,所有国家都应集中精力为本国公民提供清洁能源。 因此,政府和公司应该合作,以防止绿色氢气出口的情况,而局部能源需求可以部分满足更多污染能源的需求。

 

氢开发的主要驱动力是能源系统的脱碳,但重要的是要考虑经常被忽略的其他影响,包括需要淡水以生产绿色和蓝色氢,尽管具体用水需求不同。 确实,尽管某些解决方案(例如海水淡化或废水回用)可能有助于解决这一关键问题,但仍需要进行全面分析,以避免对当地生态系统造成负面影响以及其他用途的淡水供应受到限制。

 

作者认为,与其他旨在应对气候变化的技术一样,低碳氢途径的发展也应得到基于全球视野的清晰愿景的支持。 国家战略可能没有扩大国与国之间的鸿沟并加剧现有的不平等现象,因此如果没有更广泛地关注全球形势,可能不会产生任何效果。 在这样一个分裂的世界中,实现限制气候变化所需的挑战性目标将是一项更加艰巨的任务。

 

作者贡献

MN,PPR,RS和MH一起将研究概念化,它们对工作的所有部分都做出了不同程度的贡献。 MN是技术部分和地缘政治部分PPR的主要作者。 MN,PPR,RS和MH为撰写和审阅最终论文做出了贡献。 所有作者均已阅读并同意该手稿的发行版本。
作者宣称没有利益冲突。

 

缩略语

本手稿使用以下缩写:
ATR-自动热重整
BNEF-彭博新能源财经
热电联产
直接还原铁直接还原
电动汽车
温室气体
国际能源署
IRENA-国际可再生​​能源机构
较低的发热量
LNG液化天然气
LOHC-液态有机氢载体
PEM-质子交换膜
光伏
RES-可再生能源
SMR-蒸汽甲烷重整
TRL技术准备水平

 

本文最初由MDPI(瑞士巴塞尔)于31年2020月XNUMX日发布,并根据《 知识共享署名-非商业性-无衍生品4.0国际公共许可证。 您可以阅读原始文章 点击此处。 本文表达的观点仅是作者的观点,而不是WorldRef的观点。

 

重新发布者 : 阿克斯·库尔迪普·辛格(Aks Kuldeep Singh)

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