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由于认识、安全、审批等多方面因素,与发达国家相比,中国的加氢站布局和建设仍处于缓慢起步阶段。截至2019年11月,我国已投产的加氢站为41座,从地域分布来看,主要集中在广东、江苏、上海、湖北、河北等地,并未实现全国范围的覆盖。未来加氢站的建设数量及地域分布还有待完善。
成本高昂是阻碍加氢站建设的首要原因。一个典型的加氢站由制氢系统、压缩系统、储存系统、加注系统和控制系统等部分组成。从站外运达或站内制取纯化后的高纯氢气,通过氢气压缩系统压缩至一定压力,加压后的氢气储存在固定式高压容器中。当需要加注氢气时,氢气在加氢站固定高压容器与车载储氢容器之间的高压差作用下,通过加注系统快速充装至车载储氢容器。
除土建成本和管阀外,加氢站成本占比较大的主要是一些核心设备,如压缩机、加注设备和储氢罐。由于国内缺乏成熟量产的加氢站设备厂商,进口设备推高了加氢站建设成本。
当前,补贴政策是促进加氢站建设布局的关键。从近年来各地区发布的加氢站建设补贴政策来看,补贴范围从100万元-900万元不等,其中对于单个加氢站补贴力度最大的是佛山市南海区,政策规定新建固定式加氢站按800万元/个的标准进行补贴。以建设成本为1100万元的加氢站为例,400万元的政府补贴可使初始投资下降36.36%,氢气单位成本下降23.57%,投资回收期缩短2.07年。补贴政策的扶持降低了加氢站建设的门槛,对于支持氢能发展发挥着关键作用。
远期来看,氢气的使用成本是制约氢能发展最重要的因素,只有足够低的使用成本,才能完成氢气从危险化学品到能源品的转换,与锂电类似,氢能作为新兴能源,替代的是石油等传统化石能源,从目前锂电和氢能的不同属性来看,锂电池汽车主要应用于乘用车,而燃料电池汽车则在物流车以及重卡等重型商用车上具有更大的发展前景。
就运氢成本而言,现阶段国内使用最广泛的是长管拖车运输,运输压力多为20MPa,单车次可运输347kg的氢气,即插即用但成本较高;技术成熟成本较低的管道运输因为建设周期长而未能普及;液氢槽车运输则在现阶段并不现实。长管拖车的成本随着距离的增大而快速上升,而管道运输成本则维持在一个较低的区间。
从现状来看,只有在采用化工副产物制氢的情况下,且运输半径在200km以内的条件下,氢气的使用成本可能降到30元/kg以下。由于加氢站的下降空间主要在于设备的下降空间,相对比较有限,因此,更多依赖于制氢以及储运的环节。
影响氢气成本的变量较多。目前氢气使用成本中最突出的矛盾是,制氢成本低的地方距离使用氢气的地区较远,比如工业副产氢以及西北地区较为便宜的光伏风电制取的氢气难以运到中东部地区,高昂的运氢成本制约了氢气成本的下降。
短期内工业副产物制氢对比其他制氢方法优势较大。中长期来看,结合管道运输,电解水制氢优势崭露头角。由于电解水绿色环保,且能将弃风弃电重新利用起来,故长期看好电解水作为制氢的主流方法。在氢能总成本为30元/kg的情况下,使用管道运输能大幅降低运氢成本,最大运输距离相比使用长管拖车进行运输翻了几倍。
具体到运氢环节,短期来看,由于国内氢气管道发展较为落后,仅有两条稍有规模的管道项目,运氢方式只能选择技术较为成熟的长管拖车。长期来看,管道运输仍然是发展首选。而由于管道运输的运能较强,在4MPa的工作压力下,年运氢能力能达到10.04万吨。所以,管道运氢成本很大程度上受到需求端的影响。不同运能利用率下,成本也相应地不同。故要降低管道运氢的成本,首要目标是稳定需求,将运能尽可能地利用起来。
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怎样更好地储存、利用氢能是行业关注的重点。传统的氢气储运主要通过高压气态法或低温液态法实现,高压气态法对容器质量要求高,容易造成氢气泄漏,而且安全性低。低温液态法则需要将氢气冷却至零下200摄氏度以下,成本昂贵,经济性差导致适用范围小。
我国储氢瓶使用的碳纤维约有一半由国外厂商供应,日本东丽、日本东邦、韩国SK等化工产品厂商均是我国市场的主要供应商。其中,日韩企业占据我国进口储氢瓶用碳纤维70%以上的市场份额。
“氢能主要的问题我认为有四个,制氢、储氢的成本下降和效率的提高。第二,基础设施目前还比较薄弱,第三是关键设备的制备,第四是安全的问题。”北京大学教授李星国在可再生能源制绿氢技术、装备与案例大会上发言。
作为氢气供应的必经环节,氢气储运备受关注。前一步怎么储,决定着后一步怎么运,但无论哪种储运方式,推进国产化升级和加快降成本都是当务之急。氢气的储运目前主要分为气态、液态及固态等方式。由于密度、设备、体积等条件不同,这几种方式各有利弊。
“用氢地区不产氢”,“产氢地区没装备”……氢气储运技术及装备发展滞后、储运成本居高不下……在全国各地争相发展氢能产业的另一面,氢气储运正成为当下我国氢燃料电池产业发展的“卡脖子”地带。业内通常认为:将氢气液化,以提高储运密度,是尚未具备大规模管道输氢技术背景下,最直接有效的输送方法。
当前,国际能源发展出现了新趋势,我国能源供需格局发生了新变化,如何在推进实现碳达峰、碳中和战略目标下保障国家能源安全,是我国迫切需要面对和解决的重大课题。为此,记者采访了全国政协委员、中国石化集团公司总经理马永生。马永生表示,据国际氢能理事会预测,到2050年,氢能将满足全球18%的终
2月24日,《麻省理工科技评论》发布2021“十大突破性技术”,绿色氢能技术入选其中。浙江大学研究员姚思宇对绿色氢能技术所面临的壁垒进行了解读。姚思宇表示,目前最大的壁垒是氢气的储存和运输问题,氢气作为储能的介质并不理想,虽然在质量的能量密度上非常高效,但在体积的能量密度上却非常低,如
前言:近年来,中国氢能产业发展迅速,投入力度不断加大。随着有关技术标准的出台和示范项目的开展,未来中国氢能市场发展空间广阔。中欧双方在可再生能源制氢等氢气制备、氢气储运、加氢站等关键技术、燃料电池技术等方面具备合作潜力。目前,中国正在大力推动能源转型与非化石能源发展。2020年,中国
日前,大同氢创科技有限责任公司与成都深冷液化设备股份有限公司签署合作协议,拟在我市成立一家合资公司,进一步打造液氢生产及装备制造基地。随着国家“以奖代补”新政的发布,燃料电池汽车产业持续发力,但氢气储运环节仍是薄弱环节,严重掣肘了燃料电池汽车的推广应用。液氢作为解决氢气储运的重要技术路
自2019年氢能首次被写入《政府工作报告》以来,我国氢能产业发展明显提速,全国多地政府纷纷出台氢能相关产业规划,加氢站建设如火如荼。然而,多位业内专家告诉记者,近两年来,各地氢燃料汽车用氢价格却基本没有下降。“在全国范围内,用氢价格居高不下是当前氢能发展面临的普遍问题。在我国氢能上游
近日,河北省首个天然气掺氢示范项目在张家口市启动,项目氢源来自鸿华清洁能源有限公司张家口制氢厂,预计每年可生产氢气约1000吨,经纯化后分三路向外输送,其中一路将与张家口市政燃气管网掺混,应用于民用灶具及混氢天然气(HCNG)汽车。近年来,在一系列政策推动下,我国氢能产业快速发展,多家大
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