绿氢标准、融资体系及中欧氢能合作路径分析

欧美国家相继出台绿氢定义标准和草案,但全球范围内绿氢定义、范围要求、标准要求尚未达成共识,对未来开展跨国绿氢项目投融资和贸易带来一定阻力。欧盟是该领域的先行者,2023年率先成立了欧洲氢能银行,以刺激和支持本土氢能产业发展。其设立初衷是帮助欧盟更好应对氢能项目发展初期的投资缺口,设计了4项功能机制:释放欧盟及第三国对氢能的投资(拍卖即服务)、扩大氢能进口、整合氢能融资政策、提升融资工具的协调性和效率。绿氢的碳属性和交易属性是支撑欧洲开展绿氢交易的关键依据和重要基础。全球碳中和大势下,氢能已日渐成为未来国际经济合作的重要领域,有望成为打造中欧能源绿色合作伙伴关系的新增长点。为此建议,加强绿氢标准合作和协调,推动国际互认和互用;多形式参与欧洲氢能银行合作,推动项目合作共建;加速建立全球氢能市场,开辟新型能源贸易关系;建立中国特色的氢能投资银行,整合现有金融资源。

绿氢制绿甲醇的技术经济可行性分析

随着全球二氧化碳(CO_(2))排放量逐年递增,气候变化和CO_(2)排放已经成为全球性的问题,CO_(2)减排和资源化利用是实现“双碳”目标的核心。发展可再生能源与CO_(2)清洁利用技术已成为实现“双碳”战略目标的有效途径。可再生能源制绿氢与工业捕捉的CO_(2)合成绿甲醇,构筑碳基化学品零碳循环体系,既能实现CO_(2)资源化利用,又能清洁无污染获得绿甲醇。针对可在生能源制绿氢再耦合CO_(2)制绿甲醇技术经济性问题,分析可再生能源制绿氢的前景,结合现有CO_(2)加氢制甲醇化工企业调研,对绿氢制绿甲醇的技术经济进行分析,预测未来随着可再生能源大力发展,均摊成本降低导致绿电和绿氢价格走低,碳减排补贴力度加大,高效稳定催化剂的开发,绿氢加CO_(2)制绿甲醇相较传统制甲醇技术具有良好的发展前景,为绿氢制绿甲醇化工行业提供技术依据和经济性分析方法。

水资源对我国绿氢产业的影响分析

[目的]文章旨在研究分析我国水资源对绿氢产业发展的影响,揭示水资源与绿氢产业发展之间的矛盾,分析绿氢产业未来发展趋势,为我国可再生能源制氢项目发展布局提供有益参考。[方法]为了证明水资源会在“三北”等地区限制我国绿氢产业发展,结合实地调研情况和文献材料,从水资源政策、传统化工产业用水和制氢技术等角度进行分析论证。[结果]分析结果表明,在我国水资源相关政策限制下,绿氢产业布局应考虑水资源的制约,大规模制取绿氢以及绿氢对化石能源制氢替代,并不能有效节水,反而会促进化工产业用水量增加;在水资源制约下,我国绿氢产业发展须从全局用水角度考虑布局,并要充分结合既有化工产业的发展趋势,同时应考虑海水等可利用的丰富资源。[结论]我国绿氢产业发展不应忽略了既有政策框架、技术水平、产业布局和既有资源特性的问题,布局绿氢项目时,应充分考虑现状和未来趋势,从全局谋划、产业协调发展、资源有效利用等角度考量,解决水资源对绿氢产业的限制问题。

绿氢制储运加用一体化危险有害因素分析与绿氢产业链防控措施

以介绍绿氢制储运加用一体化概况为例,对光伏发电、绿氢制取、储氢、脱氢、输氢、氢气储运(加氢母站)等过程中的危险有害因素进行了分析,提出绿氢产业链防控措施,对发展氢能产业具有重要意义。

基于校正条件生成对抗网络的风电场群绿氢储能系统容量配置

以条件生成对抗网络(CGAN)为代表的半监督学习可计及风电波动并生成出力场景集合,生成的数据可输入氢气储能容量配置模型以支撑优化求解。为此,该文首先设计一种校正条件生成对抗网络(CCGAN),并基于风电预测误差构建条件校正器,对预测失准事件和风电爬坡事件下输入生成器的标签信息进行识别和校正;然后,以储能定容的综合成本和各风场弃风成本为目标函数,构建绿氢储能容量配置的多目标优化模型,并引入基于切比雪夫距离的膝区域数学概念,以指导多目标优化算法设计;最后,以新英格兰39节点系统为例进行算例分析,结果表明未经校正的条件信息将导致定容决策偏离实际,而CCGAN能生成计及风电不确定性的高置信出力场景,使得容量配置结果兼顾鲁棒性和经济性。

我国工业领域绿氢发展应用现状与前景分析

以可再生能源制氢替代化石能源制氢是未来工业领域实现绿色低碳转型的主要路径之一,我国水电解制氢技术以碱性电解技术为主,适合波动性新能源的PEM电解技术将有较好的发展前景。从经济性和碳排放两方面对绿氢的竞争力进行了分析,认为目前我国绿氢成本还较高,未来随着新能源电力成本的下降以及碳排放成本的上升,绿氢将逐渐在我国能源体系中发挥重要作用。重点介绍了绿氢发展现状及趋势,分析了绿氢行业存在的主要问题,指出随着我国绿氢化工项目的加速推进,在行业脱碳进程中应重点考虑不要盲目加快绿氢的工业应用进程,需要国家层面在绿氢制备和工业消纳领域出台相应的支持政策,同时建议加快相关标准体系的建设进度。

绿氢产业链安全风险与防控技术研究进展

发展大规模绿氢产业是推动我国能源结构转型和实现“双碳”目标的战略选择。利用可再生能源制备绿氢,将规模性替代化石能源制氢,有效降低能源生产消费过程碳排放,支撑构筑新型能源体系。绿氢产业链主要包括上游绿氢制取、中游绿氢储运和下游绿氢应用。通过分析绿氢制取、储存、运输及应用过程的技术发展现状,总结了绿氢生产各环节存在的安全风险;并基于系统安全及保护层安全防护理念,从技术、标准、政策法规、创新平台等方面提出了相应的风险防控建议,为筑牢大规模绿氢利用安全基础,保障绿氢产业安全高质量发展提供参考思路。

基于专利文献的颠覆性技术识别框架研究——以绿氢行业为例

新一轮科技革命背景下,全球颠覆性技术创新方兴未艾,各国政府、产业界和学术界也积极寻求有效识别颠覆性技术的方法和路径。专利作为传递技术信息最有效的媒介,在识别颠覆性技术方面发挥着重要作用。本文依托专利文献,结合颠覆性技术的特点,首先从技术突破的角度,筛选出潜在的颠覆性技术清单;然后从技术新创性、技术扩散性和技术影响力三个维度构建技术颠覆性程度的测度体系,并运用层次分析法赋权,提出一套系统的颠覆性技术识别框架,用于从某个特定产业中识别技术颠覆性程度。本文选取绿氢行业对该模型开展了实证研究,并结合颠覆性技术识别框架对绿氢行业的技术进行分析,发现该行业中“太阳能制氢-供电”“生物制氢”“汽车应用”等是颠覆性潜力较高的领域。通过对初筛技术主题的相关调研,验证了该方法对潜在颠覆性技术的前瞻性预测有效。

资源禀赋差异地区绿氢替代灰氢潜力分析

为推动中国氢能产业绿色化发展,研究如何促进可再生能源电解水制氢(绿氢)代替化石能源制氢具有重要现实意义。通过卫星遥感数据获取中国各个省份的可再生资源禀赋氢,并在考虑可再生能源波动情况下构建了可再生能源电解水制氢仿真模型,可以探究各个省份可再生能源电解水制氢成本。最终与当地煤制氢成本做比较,在考虑技术进步以及不同碳交易价格水平下分析了中国未来各个时间节点绿氢对灰氢的替代潜力,并给出我国未来应如何发展绿氢的建议。

提升风电消纳的绿氢钢铁冶炼系统动力学建模

富裕风电电解水制氢,耦合高污染的钢铁冶炼过程,既促进炼钢产业低碳转型,又可有效提升风电消纳能力。为了模拟绿氢钢铁冶炼对风电消纳能力的影响,综合考虑钢铁冶炼的可靠性、氢能发展的经济性以及风力发电的环境性,确定绿电-氢能-钢铁冶炼耦合系统内部交互关系和反馈机制;结合钢铁行业发展趋势和绿氢替代潜力,建立了提升风电消纳的绿氢钢铁冶炼系统动力学模型;同时考虑到政府支持力度与制氢技术的发展,构建差异化情景,分析不同条件下的氢能需求规模和风电消纳水平。基于新疆案例表明,加大氢冶金支持力度和提高制氢电解效率,能够有效提升钢铁行业的绿氢替代率并加速绿氢成本降低,进而实现风电的全额消纳,有效解决“弃风”难题。

我国绿氢供需格局变化及影响因素研究

为研究我国绿氢未来供需态势,本文以总供给成本最小为原则,利用Python构建了绿氢供需平衡模型,进而开展了制氢资源评估和绿氢经济流向分析。研究表明,我国风、光、土地资源充足,依托区域调水系统,绿氢制取潜力大,且对用水紧张地区的工农业发展影响在可控范围内。绿氢主要供给地区包括内蒙古、青海、甘肃和宁夏回族自治区,经济流向从西北、东北地区流向华北、华中、华东、西南地区。建议在绿氢主要供给地区布局光伏、风电和制氢等基础设施,并根据绿氢经济流向,制定纯氢管道发展规划,布局绿氢相关产业。

我国绿氢产业发展现状分析

新能源电解水制绿氢是国际上公认的减碳措施,但因绿氢生产规范标准不健全、技术不成熟、市场机制不完善、产业链不完整、投资大、产品成本高等原因,国内外的绿氢装置多处于示范阶段。本文通过分析我国绿氢产业发展现状,提出绿氢战略规划建议,为企业开展绿氢产业规划提供参考。

加快推进云南绿氢产业高质量发展研究

国内外氢能产业呈现出一派欣欣向荣的景象。云南氢能产业还处于起步阶段,本文结合云南资源优势和产业布局,提出加大政策支持、构建多元制氢体系、搭建科技创新载体等措施加快云南绿氢产业高质量发展。

碳交易机制下绿氢蓝氢协调优化对综合能源系统的影响评估

能源结构低碳转型下,针对绿氢蓝氢协同利用下综合效益不明确的问题,提出一种绿氢蓝氢对综合能源系统影响综合评估方法。首先基于电制绿氢、气制蓝氢、掺氢燃机和储氢罐等设备构建绿氢蓝氢综合能源系统结构,进而在碳交易机制下,建立以碳交易成本、风电运行及弃风惩罚成本、购能成本和蓝氢提纯成本之和最小为优化目标的低碳经济调度模型;其次基于调度结果,从经济性、设备寿命损耗和节能环保性3个方面充分挖掘评价指标,构建综合评估指标体系,并利用基于AHP-熵-独立性权法的综合赋权法计算指标权重以增强赋权结果的合理性,进而计算出综合评价值。算例结果验证了所提综合评价方法的合理性,同时也表明绿氢蓝氢协同使综合能源系统具有较高的综合效益。

绿氢制储运用技术及配套基础设施建设综述与建议

绿氢能赋能新型电力系统,促进能源结构转型。通过文献调研的方式,从技术概况、技术优势和应用三个维度分析了天然气与绿氢产业融合、氢蓄混合储能、可逆固体氧化物电池以及地下储氢这四种技术的发展现状及趋势。研究表明,在基础设施、民用产品等领域可出台适氢化补贴政策;需加强对绿氢使用技术链中较为薄弱环节的研究;天然气管道掺氢可作为当前满足运氢需求的过渡手段,逐渐探索提高氢气比例的方法,最终做到纯氢输送;未来多技术融合即组合优化空间巨大,并提出建设三种多技术融合系统的建议;目前,我国在可逆固体氧化物电池技术及其产业化、商业化方面仍处于追赶阶段,与发达国家存在一定差距。

绿氢-绿氨工艺流程的多稳态模拟和动态响应

绿氢-绿氨工艺是指利用可再生能源发电、电解水制氢得到的氢气为原料合成氨的工艺流程,其具有受天气条件影响、负荷波动大、工段间耦合性强的特点。为研究绿氢-绿氨工艺流程中发输变电、电解水制氢、储氢、电化学储能、合成氨等工段之间的系统集成和协同调度方案,利用新一代流程模拟软件AVEVA Process Simulation建立了稳态-动态双模式通用型绿氢-绿氨全流程工艺模型,并通过多稳态模拟的手段分析了系统对天气变化的动态响应。结果表明,合理设计和调度储氢和储能单元不仅可以显著稳定化工生产、合理消纳可再生电力,还能稳定网电补充,提高整体经济效益。

粉煤气化耦合绿氢制甲醇过程经济性和减碳研究

重点介绍了煤和绿氢耦合制甲醇替换煤制甲醇过程的经济效益和CO_(2)减排情况对比。使用光伏发电电解水生产绿氧、绿氢,绿氧用于煤气化,绿氢全部替代工艺变换产生的灰氢。在煤炭价格为500元/t、工业用电价格为0.86元/kWh时,煤制甲醇单位甲醇成本约为1 527.1元/t;当绿电成本为0.2元/kWh时,煤和绿氢耦合制甲醇生产成本约为1 669.7元/t。若煤和绿氢耦合制甲醇全部替换煤制甲醇,CO_(2)排放量将减少98.5%。大规模绿氢和绿电与煤化工的深度耦合可实现CO_(2)直接减排,助力“双碳”目标实现。

“双碳”目标下我国能源电力系统发展趋势分析:绿电替代与绿氢替代

能源电力系统的低碳转型是实现碳达峰碳中和目标的关键所在。为研判“双碳”目标下我国能源电力系统的未来发展趋势,该文构建了考虑绿电替代与绿氢替代的中长期能源电力发展估算模型,基于模型对2020—2060年我国能源电力发展场景进行测算,分析相关核心指标的演化趋势,并针对绿电绿氢与现有能源系统协同发展的多能互补综合能源发展模式提出方案设想。结果表明,以绿电为主、绿氢为辅对传统化石能源的“双替代”,作为实现“双碳”目标的关键措施,将在新型能源体系和新型电力系统建设中发挥决定性作用,分别针对源端能源生产基地和终端消费区域提出的综合能源生产单元(integrated energy production unit,IEPU)和综合能源产消单元(integrated energy production and consumption unit,IECU)设想,可为促进多类型资源协同优化和高效配置、支撑构建新型能源体系与新型电力系统提供方案参考。

绿氢市场培育政策设计与应用

在遵循双碳目标的框架内,发展绿氢市场对于构建以绿色低碳为核心的能源消费新结构具有关键意义,为此,加强政策导向以充分挖掘绿氢市场潜力并促使其逐步成熟至关重要。剖析了中国发展绿氢市场的迫切性及其所面临的挑战;在此基础上,深入探讨了两类主要的培育政策:支持绿氢经济的政策和绿氢管理的监管政策,涵盖直接激励措施、收益稳定机制、碳定价机制、监管政策以及构建绿氢认证体系等方面;并对这些政策工具做出全面评价,就推动中国绿氢市场发展提出具有针对性的建议。

基于风光发电的中国各省绿氢替代灰氢经济性研究——基于精细地理网格分析

为了深入研究基于风力与光伏发电的我国各个省份绿氢能源替代灰氢能源的经济性,本文基于卫星遥感技术首先对我国各个地理网格单元内的可再生能源禀赋进行了分析,在考虑了风力发电与光伏发电出力情况的前提下,运用构建的相关计算公式,经过计算分别获得了当前我国各个省份的氢气需求量、灰氢制取成本、绿氢制取成本、绿氢平均输送距离、绿氢使用成本等相关数据,进而借助以上数据对我国各个省份绿氢能源替代灰氢能源的经济性及其替代量都进行了深入探究,并且还对各个省份未来绿氢能源替代灰氢能源的前景做出了预测。研究结果表明:1)内蒙古、新疆、河北等个别北方省份(自治区、直辖市)的风力发电、光伏发电的效果较好,可再生能源发电成本较低,2022年在内蒙古、新疆、河北等省份中部分地区的绿氢使用成本已经低于灰氢使用成本。2)2022年我国绿氢能源对灰氢能源的替代总量为51.80万~335.62万t。随着风力发电、光伏发电及电解槽技术的持续进步,以及碳交易价格的不断提升,至2040年我国绿氢能源对灰氢能源的替代总量预计将会达到4168万~8176万t,至2060年我国绿氢能源对灰氢能源的替代总量预计将会达到27900万~48000万t。3)至2040年我国各省份间的用氢需求量,以及绿氢制取量差距较为悬殊,其中内蒙古、新疆、甘肃、青海等省份的绿氢制取量相对较多,预计可以共同向其他省份输送1352万~3410万t的绿氢能源,而宁夏、山西、四川、河南4个省份的绿氢制取量相对较低,还无法满足本省对氢气能源的需求且缺口较大,预计缺口将会达到516万~946万t。