立足长远积极推动电制燃料产业发展

发布日期:2020-09-16· 《能源高质量发展》 全球能源互联网发展合作组织 周原

电制氢成本将与传统化石能源制氢相当。但电制氢与可再生能源开发布局尚没有统筹规划。当前急需将电制燃料与可再生能源开发战略相结合。

近年来,随着我国经济总量的稳步增长,用能需求以每年 1.6% 的速度递增, 其中 84% 来自于化石能源。化石燃料的大量使用带来了两方面问题,一是受限于“富煤缺油少气”的资源禀赋,我国的石油、天然气需求严重依赖进口,2019 年对外依存度分别达到 71% 和 43%,对国家能源安全带来重大挑战;二是我国连续多年成为全球最大二氧化碳排放国,2019 年, 我国二氧化碳排放近 100 亿吨,占全球的 30%,承受的碳减排压力与日俱增。随着风电、光伏等可再生能源发电的技术进步和成本快速下降,以清洁电能制取燃料来实现清洁替代和电能替代,为解决我国油气资源匮乏和巨大的碳排放困局提供了一种新的途径。

电制燃料是指利用电作为能量来源, 电解水或者二氧化碳的水溶液,将水中的氢元素和二氧化碳中的碳元素进行还原、重组,生产氢、甲烷和甲醇等燃料的技术。纵观人类能源史,从能源化学构成上看,能源转型是一个不断氢化的过程。木柴、煤中氢元素占比约为 6%, 石油中氢元素占比约 12%,天然气则为25%。氢是质量能量密度最高的燃料, 目前主要用于石油精炼、食品加工、航天推进等,尚未大规模应用于能源领域。

氢能已经迎来发展的战略机遇期。当前,电解水制氢技术日趋成熟,主流的碱性电解槽转化效率可达 60%―70%, 未来随着高温氧化物电解槽技术的成熟, 转化效率有望提升至 90%。电制氢受电价影响明显,随着可再生能源发电平价上网,成本将持续下降,特别是在部分弃风、弃光严重的地区,将更具开发价值。根据测算,当电价低于 0.20 元/ 千瓦时, 电制氢成本将与传统化石能源制氢相当, 如果考虑化石能源制氢配套的碳捕集成本,电制氢将更具经济性。除制氢环节外, 当前氢储运的成本还较高,可以采用“电网输电 + 用能中心制氢”模式,降低能源输送成本。未来随着各类氢化物储氢技术成熟,如将氢与氮化合成氨进行储运等将进一步提高“绿氢”使用的经济性。从欧、美、日等国政府到国际能源署等重要国际组织,都对氢能经济寄予厚望。我国也在 2020 年国民经济和社会发展计划的主要任务中,首次提出要制定国家氢能产业发展战略规划,预计未来 10 年全球氢能产业将迎来快速发展的重大机遇期。

电制甲烷和甲醇已有成熟的技术路线。先电解水制氢,再通过氢还原二氧化碳是一条技术成熟的碳一化合物制备途径,甲烷、甲醇等生成物的选择性可以达到 90% 以上,但反应过程对于反应条件及催化剂、助剂、载体等较为敏感。目前,电制甲烷和甲醇还处于试验、示范阶段,能量转化效率较低,约为 40%―50%。德国、西班牙等部分欧洲国家已建立多项示范工程。我国对此领域也逐渐重视,2019 年底,由中国科学院李灿院士团队主导的国内首个太阳能燃料生产示范工程在兰州新区精细化工园区落地。电制甲烷和甲醇的经济性也主要取决于电价,根据我们的研究和分析,不考虑碳价,当电价降至 0.14 元/ 千瓦时,电制甲烷与中国进口的天然气成本基本相当;当电价降至 0.10 元 / 千瓦时,电制甲醇与考虑碳捕集的煤制甲醇成本相当。考虑碳价对电价要求更低。

电制燃料是能源行业深度减排的关键技术,发展初期需要做好统筹规划和工程示范。现阶段,我国在国家战略层面已经明确将氢能作为能源体系的重要组成部分,但电制氢与可再生能源开发布局尚没有统筹规划,用氢领域也多聚焦于氢燃料电池汽车,应用场景多样性不足。对于电制甲烷、甲醇等燃料还缺乏发展规划。当前急需将电制燃料与可再生能源开发战略相结合,打造上游以可再生能源为源头,下游电、氢、气、油多能互补的“零碳”用能格局,为全面的能源自给和清洁替代做好技术储备和工程示范。

有关电制燃料技术和行业发展的几点建议:一是制定国家层面的电制燃料、电化工产业发展规划,与可再生能源开发和利用相结合,合理规划发展路径; 二是引导加大基础科研投入,突破高温固体氧化物电堆、非贵金属催化剂等电制燃料核心材料和关键部件的技术瓶颈, 促进产品国产化,降低设备成本;三是“十四五”推动电制燃料项目示范,开创可再生能源开发利用的新模式;四是通过政策引导社会资本投入,鼓励能源企业牵头建立稳定、便利、低成本的电制燃料供应体系;五是完善标准法规建设,在确保安全的前提下,将电制气体和液体燃料纳入能源管理体系,推动行业健康可持续发展。


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