相比通过大规模的输电设施建设来分配可再生能源电力,将可再生能源电力就地 制氢,再通过管道和公路等方式储存和运输,就近消纳,应该是更贴近市

相比通过大规模的输电设施建设来分配可再生能源电力,将可再生能源电力就地 制氢,再通过管道和公路等方式储存和运输,就近消纳,应该是更贴近市场需求和解 决可再生能源消纳的措施。

3.2 储运氢:氢气的储存和运输效率亟待提高

氢气的可大规模存储和运输是其区别于化学电池储能的重要特性,在资源总量不 受约束,制备成本中远期可控的前提下,氢气的储存性能和运输效率是氢能网络建设 的瓶颈问题。

储氢技术

目前,氢气的储存主要有气态储氢、液态储氢和固体储氢三种方式、高压气态储 氢已得到广泛应用,低温液态储氢在航天等领域得到应用,有机液态储氢和固态储氢 尚处于示范阶段。

气态储氢。高压气态储氢具有充放氢气速度快、容器结构简单等优点,是现阶段 主要的储氢方式,氛围高压氢瓶和高压容器两大类。其中钢制氢瓶和钢制压力容器技 术最为成熟,成本较低。20MPa 钢制氢瓶已得到广泛的工业应用,并于 45MPa 钢制 氢瓶、98MPa 钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站中。碳纤维缠绕高压氢瓶的开 发应用,实现了高压气态储氢瓶由固定式应用向车载储氢应用的转变。70MPa 碳纤 维缠绕 4 型瓶已经是国外燃料电池乘用车车载储氢的主流技术,35MPa 碳纤维缠绕 3 型瓶目前仍是我国燃料电池商用车的车载储氢方式,70MPa 碳纤维缠绕 3 型瓶已 少量用于我国燃料电池乘用车中。

液态储氢。液态储氢具有储氢密度高等优势,可分为低温液态储氢和有机液体储 氢。低温液态储氢将氢气冷却至-253℃,液化储存于低温绝热液氢罐中,储氢密度可 达 70.6kg/m3,但装置一次性投资较大,液化过程中能耗较高,储存过程中有一 定 的蒸发损失,其蒸发率与处请关注容积有关,大储罐的蒸发率远低于小储罐。国内产 能液氢已在航天工程中成功使用,民用缺乏相关标准。

有机液体储氢利用某些不饱和有机物(如烯烃、炔烃或芳香烃)与氢气进行可逆 加氢和脱氢反应,实现氢的储存,加氢后形成的液体有机氢化物性能稳定,安全性高, 储存方式与石油产品相似。但存在着反应温度较高、脱氢效率较低、催 化剂易被中 间产物毒化等问题。国内已有燃料电池客车车载储氢示范应用案例。

固体储氢。固态储氢是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体, 通过化学吸附和物理吸附的方式实现氢的存储。固态储氢具有储氢密度高、储氢压力低、安全性好、放氢纯度高等优势,其体积储氢密度高于液氢。但主流金属储氢材料 质量储氢率仍低于 3.8wt%,质量储氢率大于 7wt%的轻质储氢材料还需解决吸放氢 温度偏高、循环性能较差的问题、国外固态储氢已在燃料电池潜艇中商业应用,在分 布式发电和风电制氢规模储氢中得到示范应用:国内固态储氢已在分布式发电中得到 示范应用。

氢输运技术

氢气在常温常压下为气态,密度仅为 0.0899 千克/立方米。作为易燃气体,它属 于 І 类危险品(非燃料),与空气混合能形成爆炸性混合物,遇热即发生爆炸,因此 对运输安全要求较高。目前氢气的输运方式主要有气态运输、液态输运和固体输运三 种方式。

气态输氢。高压气态输运可分为长管拖车和管道输运 2 种方式。高压长管拖车是 氢气近距离输运的重要方式,技术较为成熟,国内常以 20MPa 长管拖车运氢,单车 运氢约 300 公斤,国外则采用 45MPa 纤维缠绕高压氢瓶长管拖车运氢,单车运氢可 提至 700 公斤。

管道运输是实现氢气大规模、长距离运输的重要方式,管道运行压力一般为 1.0~4.0MPa,具有输氢量大、能耗小和成本低等优势,但建造管道一次性投资较大。 美国已有 2500 公里的输氢管道,欧洲已有 1598 公里的输氢管道,我国则仅有 100 公里的输氢管道(法规限制)。

液态输氢。液态输氢通常适用于距离较远、运输量较大的场合。其中,液氢罐车 可运 7 吨氢,铁路液氢罐车可运 8.4-14 吨氢,专用液氢驳船的运量可达 70 吨。采用 液氢储运能够减少车辆运输频次,提高加氢站单站供应能力。日本、美国已将液氢罐 车作为加氢站运氢的重要方式之一。我国仅在航空航天有运用液氢技术。

固态输氢。轻质储氢材料(如镁基储氢材料)兼具高的梯级储氢密度和质量储氢 率,作为运氢装置具有较大潜力。将低压高密度固态储罐仅作为随车输氢容器使用, 加热介质和装置固定放置于充氢和用氢现场,可以同步实现氢的快速充装及其高密度 高安全输运,提高单车运氢量和输氢安全性。

目前,我国氢能示范应用主要围绕工业副产氢和可再生能源制氢地附近(小于 200 公里)布局,氢能储运以高压气态方式为主。氢能市场渗入前期,车载储氢将以 70MPa 气态方式为主,辅以低温液氢和固态储氢,氢的运输将以 45MPa 长管拖车、 低温液氢、管道(示范)输运等方式,因地制宜,协同发展。中期(2030 年),车载 储氢将以气态、低温液态为主,多种储氢技术相互协同,氢的输运将以高压、液态氢 罐和管道输运相结合,针对不同细分市场和区域同步发展。远期(2050 年)氢气管 网将密布于城市、乡村,车载储氢将采用更高储氢密度、更高安全性的储氢技术。

3.3 加氢站:核心设备依赖进口,国产化逐步开启

加氢站是氢能源产业上游制氢和下游用户的联系枢纽,是产业链的核心。加氢站 的建设数量和普及程度,在很大程度上决定了氢燃料电池汽车的产业化进程。

中国加氢站氢源绝大部分来自于外供高压氢气

加氢站的技术路线主要站内制氢技术和外供氢技术。站内制氢技术又包括天然气 重整制氢和电解水制氢。其中,电解水制氢已经应用广泛且技术已十分成熟,欧洲大 多数加氢站都采用这种技术。据不完全统计,当前国内正在运营的加氢站中,仅大连 新源加氢站、北京永丰加氢站具备站内制氢能力,其余加氢站的氢气主要来源于外部 供氢,使用氢气长管拖车(运输高压气态氢)、液氢槽车(运输低温液态氢)往返加 氢站与氢源之间。由于燃料电池汽车还没有实现大规模运营,目前加氢站建设成本和 运营成本远远高于传统加油站、加气站。从全球范围内来看,政府和整车企业是加氢 站建设的主体,政府补贴的幅度均超过 50%。

中国加氢站目前都尚未盈利,能否盈利取决于运营成本、投资额、运行负荷

截至 2019 年底,全国累计已建成的加氢站共有 61 座,已经投入运营的有 52 座, 在建/拟建加氢站数量为 72 座。按照《节能与新能源汽车技术路线图》规划,到今年 底,我国计划燃料电池汽车规模达到 5000 辆,建成加氢站至少 100 座;到 2025 年, 建成加氢站至少 300 座。但是中国加氢站目前都尚未盈利,从加氢站的营运模式来 看,能否盈利主要取决于运营成本(氢气的价格)、投资额(设备)、加氢站运行负荷 (燃料电池汽车保有量)。

氢气的大规模、低成本、高效的制备和运输是降低氢气价格的首要解决难题

当前氢气交货成本远大于同等能量水平下的汽柴油成本。我们对氢气与汽柴油 做简单经济性对比,汽车行驶每 100 公里,需要消耗 1kg 氢气或 6-7 升汽油,每升 汽油价格为 6.5~7 元左右(对应布伦特油价 55 美元/桶),因此每百公里的汽油成本 为 39-49 元,即只要氢气的成本降至 40 元/kg 以下,氢气能源较之传统汽油就有成 本优势。但现阶段国内氢站氢气零售价格普遍为 60-70 元/kg,明显高于传统汽柴油 的交货成本,如果氢燃料电池公交车运行成本要达到和柴油车同等水平,加氢站氢气售价需要大幅降低。

从氢气售价结构来看,主要由氢气原材料、氢气的生产运输成本、加氢站的固定 和可变成本以及加氢站运营维护几个部分组成。其中涉及到氢气的制备和储运的成本 占到 70%。而对比看来,汽油售价的重要组成部分则是汽油的消费税。因此从降低 氢气售价角度,氢气的大规模、低成本、高效的制备和运输是首先要解决的关键性 难题。

[责任编辑:赵卓然]

免责声明:本文仅代表作者个人观点,与电池网无关。其原创性以及文中陈述文字和内容未经本网证实,对本文以及其中全部或者部分内容、文字的真实性、完整性、及时性,本站不作任何保证或承诺,请读者仅作参考,并请自行核实相关内容。涉及资本市场或上市公司内容也不构成任何投资建议,投资者据此操作,风险自担!

凡本网注明 “来源:XXX(非电池网)”的作品,凡属媒体采访本网或本网协调的专家、企业家等资源的稿件,转载目的在于传递行业更多的信息或观点,并不代表本网赞同其观点和对其真实性负责。

如因作品内容、版权和其它问题需要同本网联系的,请在一周内进行,以便我们及时处理、删除。电话:400-6197-660-2 邮箱:119@itdcw.com

电池网微信
燃料电池
中国电池网
氢能源