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北海有个“海上风电+天然气+氢能”试验区,油气公司解锁能源“一体化”新战略?

日期:2020-09-07    来源:南方能源观察

国际风力发电网

2020
09/07
09:28
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关键词: 海上风电 风电+氢能 风力发电产业

受新冠疫情下全球能源需求减少的影响,2020上半年传统油气公司的业绩普遍大幅下跌。在全球倡导实现净零排放的背景下,油气巨头们不断加大转型力度,加快布局可再生能源业务。油气公司布局呈现出什么趋势?可再生能源行业发展如何?未来可以向哪些方面深入发展?

近日,在英国国际贸易部和英中贸易协会联合举办的“中英油气行业合作发展—氢能新机遇”研讨会上,来自中英两国的专家对这些问题一一作出了解答。

海上风电+天然气+氢能,能源“一体化”试起来

“能源一体化是英国实现全面能源转型的重要一步。”来自英国国际贸易部的注册工程师、专家顾问Dr Mark Priest介绍道。

目前,英国的海上风电与天然气项目建设基本集中在北海区域,截止2019年,英国海上风电累计并网装机容量达到994.5万千瓦,海上天然气已拥有200个平台,1.5万千米长的管道及15个主要岸上设施,两者已形成协同效应。海上风机为天然气平台提供电力,保证自身发电收益的同时降低平台的用电成本和碳排放,还将天然气在海上就地发电,借用风场建设的电力送出通道,将电力运回陆地,改善海上风电发电间歇性的弊端。

此外,海上风电的负荷终端并不单一,除了为附近的天然气平台供电外,还为氢气生产提供了便利。利用海上风电制氢,再将氢输送回陆地用做发电和交通燃料,从而减少了对输电网络的依赖;还可以利用油气公司的输气管路,将氢气和原有的燃气资源结合使用,实现减碳的目标。

加速清洁能源技术创新,Dr Mark Priest认为有三个必需参考因素:可持续、可负担,以及安全性。来自庄信万丰(Johnson Matthey)的高级业务发展经理Dr Sam French提到,英国曾于2017年至2018年间试行过一个名为Acorn的小规模项目,该项目获准开展碳捕获与封存(Carbon Capture and Storage, CCS),捕集St Fergus天然气加工厂产生的二氧化碳,并利用石油天然气基础设施运输到北海海底进行永久封存。

在英国,家庭和工业供暖占英国全部能源消耗的近一半,占全国碳排放的三分之一。2017年,一项名为HyDeploy的开拓性能源试点项目曾尝试在不更改电气设备和使用方式的前提下,成功在天然气管道中加入了20%的氢混合物,从而实现氢+天然气的混合气的供应。2018年底开始启动的Hynet项目使混合天然气得到广泛应用。Hynet项目通过自动热重整(Auto Thermal Reformer, ATR)和碳捕获、利用与封存(Carbon Capture,Utilization and Storage, CCUS)基础设施对天然气进行调节,向英国西北部超过200万消费者提供氢混合燃料,同时实现西北工业集群的脱碳,以及二氧化碳的封存。

 Hynet项目示意图(来源:公开信息)

“能源转型不是放弃原有的做法,而是利用现有的资源进行结构优化。”Dr Mark Priest总结道。英国面积小,结构紧凑,公用事业网络高度集成,为建立、验证和部署新能源系统提供了便利。在2020年7月9日国际能源署召开的清洁能源转型全球峰会上,英国经济、能源和工业部战略大臣Alok Sharma表示,英国承诺到2024年全面停止使用煤电。英国能源需求总量趋于稳定,到2050年,英国的能源转型投资将使氢满足25%的能源需求。

油气公司&氢能,必然之选?

中国是全球第一煤炭消费大国,原油与天然气消费对外依存度较高。发展氢能产业,为优化中国的能源消费结构,以及推动能源消费的低碳、清洁化发展提供了一条新的思路。

中国石油天然气股份有限公司石油化工研究院的技术专家、高级工程师黄格省介绍,当前中国氢能经济产业链主要分为上游(制氢)、中游(储氢、输氢)、下游(加氢站供氢)及氢能消费四个环节。

在上游制氢方面,2019年中国氢气产量2310万吨,占全球总产量的30%,位列全球第一。预计2030年中国氢气需求量将达到3500万吨,2050年将达到6000万吨。

在制氢方式上,煤炭/石油焦制氢在炼厂得到普遍应用,这与我国煤炭资源储量丰富有着密切的关系。此外,工业副产氢应用也有较大的潜力。中国有大量工业副产氢资源可供利用(例如煤化工、丙烷脱氢、乙烷裂解、焦炉煤气和氯碱化工领域)。这部分氢气每年产量约800万吨,在短中期内或将成为燃料电池汽车发展的有效供氢主体,但这部分氢气纯度与燃料电池汽车用氢质量标准仍有差距,需要采用变压吸附装置进行纯化处理。

不同制氢工艺路线的经济性对比

氢能作为清洁的二次能源,除了用于发电、供热以及分布式能源等多种用能场景外,也是理想的交通替代能源。

2019年7月中石化在广东佛山建成首座油氢混合加氢站,目前国内建成运营、在建和规划建设的加氢站总计约150座,其中建成61余座,在建及规划建设的约90余座。已建成加氢站设计储氢容量有每天500kg及1000kg等级,以专用加氢站为主,且有少量油氢合建站和油氢电合建站,未来新建加氢站将会呈现多种类型混合的趋势。

此外,下游还包含氢燃料电池汽车生产与销售。根据中国产业信息网的数据,2019年中国氢燃料电池汽车产量2833辆,销售量2737辆,目前保有量达到6178辆。从目前投放市场的氢燃料电池汽车车型来看,主要是商用车,以客车与物流车、环保车等专用车居多。

发展氢能必然会对传统能源产生替代,这对石油公司而言机遇与挑战并存。黄格省指出,石油公司对于氢能产业链的多个环节都具备自身优势。

在制氢环节,石油公司具备成熟的化石原料制氢技术,规模化的炼化制氢装置以及生产运营经验,可结合CCUS技术开发及氢气纯化技术,在蓝氢利用领域发挥引领作用,同时积极布局可再生能源制氢,即绿氢业务;在氢气的储运环节,石油公司拥有管网设施,可借鉴如英国的氢混合燃料输送的可行性,供下游用户使用;在加氢站建设运营环节,石油公司拥有众多的加油站和加气站,可参与建设油/氢/气/电混合站,降低加氢站建设成本,提高运维效率。

截至目前,全国工业能源领域已有12家央企涉及氢能业务布局,包括中石化、中石油、国家能源集团、中化集团、宝武集团、国家电网、华能集团、国家电投集团、三峡集团、东方电气集团、中核集团、中广核集团等,业务布局涵盖从制氢到加氢站、燃料电池研发的氢能利用全产业链。

针对中国发展氢能可能存在的限制,来自伍德麦肯兹(Wood Mackenzie),炼油、化工和石油市场副总裁Alan Gelder分析,通过甲烷蒸汽重整装置(Steam Methane Reformer, SMR)制氢,是否采用CCS对制氢成本影响较大。

来源:IEA

中国煤制氢是否使用CCS的成本差额达到每千克0.37美元。黄格省解释,煤制氢是一种十分经济的制氢方式,但会伴随产生的大量二氧化碳,如果要通过煤制氢加大清洁能源应用的话,突破点之一正是利用CCS技术减碳,但这势必又将增加制氢成本。对于中国而言,当下正面临着这样的难题。

中英两国之间是否还有更多合作的机会?黄格省建议,可以在加氢站建设方面开展合作。一方面,加氢站的投资十分高昂,一座加氢站的建设成本约在1500-2500万人民币之间;另一方面,加氢站的核心技术、关键设备仍然依赖进口,比如氢气循环泵、加氢箱等,此外发展液态氢和燃料电池的关键材料,虽然中国也能自主生产,但与国外的顶尖水平仍有差距。


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