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燃气资讯2021年第10期(总第394期)

发稿时间:2021/6/24 15:47:00来源:

氢 能:碳中和时代,中国氢能之路该怎么走

市 场:百亿元级“碳中和”市场浮现 ,绿色金融体系构建提速在即

政 策:广东天然气市场大变革!

杭 燃:将萧山机场分布式能源项目打造成“能源工厂、环保课堂、艺术空间”


资 讯:液化天然气市场信息




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杭州市燃气集团有限公司

科技信息部

汇编


碳中和时代,中国氢能之路该怎么走

我国力争于2030年前实现二氧化碳排放达到峰值、2060年前实现碳中和。在2021 年全国两会上,碳达峰、碳中和被首次写入政府工作报告。如何高质量实现碳达峰、碳中和目标,已成为中国未来一段时期内能源结构发展与转型的必然要求。为了实现这一目标,能源的生产和消费环节均要走向绿色低碳的道路。

氢能将在全球能源新格局中扮演重要角色,其发展所带来的科技创新、行业竞争和巨量投资机会是提高社会生产力和综合国力的战略支撑,已让世界主要发达国家趋之若鹜。氢能在我国的碳中和路径中也将扮演重要角色:氢能的利用可以实现大规模、高效可再生能源的消纳;在不同行业和地区间进行能量再分配;充当能源缓冲载体提高能源系统韧性;降低交通运输过程中的碳排放;降低工业用能领域的碳排放;代替焦炭用于冶金工业降低碳排放,降低建筑采暖的碳排放。

我国氢能源发展目前主要集中在氢燃料电池汽车及配套加氢站建设方向。2018年下半年以来,我国氢能产业发展热情空前高涨,在氢燃料电池汽车领域的布局已初见成效。然而,作为一种二次能源,氢能的潜力却远不止于氢燃料电池汽车,利用氢能在电力、工业、热力等领域构建未来低碳综合能源体系已被证明拥有巨大潜力。

氢能在未来绿色能源结构中的作用。当前世界能源生产和消费结构情况是全球碳排放量依旧加剧,可再生能源比例增加、多种新能源共存。在此作用下未来能源体系逐步形成。然而,新体系仍面临许多挑战,包括可再生能源装机规模增加所带来的波动性以及能源供需距离过长等问题。

氢能的价值在于可为各种关键性的能源挑战提供应对策略,即为多种能源之间的物质与能量转换提供解决方案。首先,氢是当前交通、工业和建筑等碳排放大户实现大规模脱碳的最现实选择;其次,氢在可再生能源生产、运输、消费过程中发挥着重要的系统性调节作用,可提供一种能灵活地跨领域、跨时间和跨地点的能源流通体系;最后,氢的利用方式更符合当前使用者的偏好和习惯。在未来能源系统中,氢具有替代煤炭、石油、天然气等传统化石能源的潜力。

根据各国氢能发展路线所描绘的图景,在制氢方面,利用趋于成熟的PowertoGas(PtG)技术,将弃风、弃光等无法并网的可再生能源电解水制氢,以解决可再生能源的消纳问题。在储运方面,氢可通过管道、海上液化运输、汽车等多种方式进行运输,在减少电力基础设施投资的条件下,解决了可再生能源的长期存储与远距离运输问题。在氢能利用方面,由于与天然气性质类似,氢可直接作为燃料,按照一定比例混入天然气中进行混烧或在纯氢燃气轮机中直燃;也可利用氢的电化学性质,作为燃料电池的原料用于燃料电池汽车、分布式热电联产等。氢能可被广泛利用已成为发达国家的一种普遍共识。


氢能的主要关键技术。氢气作为一种原料应用于工业原料、直燃供能、家用燃料电池和燃料电池汽车等领域是氢能的主要使用与发展方向,相关技术近年来已取得了长足进步。然而,新兴能源发展的核心就是实现低廉、高效的原料来源和储运,氢能发展也面临同样的问题。因此,制氢与储氢技术是氢气得到高效利用的关键,是限制氢能大规模产业化发展的重要瓶颈,也成为目前氢能产业化发展的重点和难点之一。

氢气的来源十分广泛,主要的氢源供应方式有煤、天然气等化石能源重整制氢、工业副产氢和电解水制氢,未来或具有规模化氢源供应潜力的其他方式还包括生物质制氢、光热制氢、光电制氢及核能制氢等。目前来看,95%以上的氢气来源于化石能源重整制氢及工业副产氢,其他来源的氢气还非常有限,然而利用可再生能源电解水制氢,让可再生能源通过(或化工原料)”的方式将电力、交通、热力和化工等领域耦合起来,实现绿氢的真正高效利用,才能发挥氢作为一种能源的真正作用。

可再生能源制氢的关键核心技术是高效的电解水制氢技术。电解水制氢就是在直流电的作用下,通过电化学过程将水分子解离为氢气与氧气,分别在阴、阳两极析出。根据电解质系统的差别,可将电解水制氢分为碱性电解水、质子交换膜(PEM)电解水和固体氧化物电解水等。三者的基本原理是一致的,即在氧化还原反应过程中,阻止电子的自由交换,而将电荷转移过程分解为外电路的电子传递和内电路的离子传递,从而实现氢气的产生和利用。但三者的电极材料和电解反应条件不同

与其他燃料相比,氢的质量能量密度大,但体积能量密度小(汽油的1/3000),因此,构建氢储能系统的一个大前提条件就是在较高体积能量密度下储运氢气。尤其当氢气应用于交通领域时,还要求有较高的质量能量密度。目前,氢气的储存方式主要有高压气态储氢、低温液态储氢、有机液体储氢、多孔材料及金属合金等物理类固态储氢。对于氢气的规模化储存和运输,尽管迄今已研发出多种技术和手段,但目前工业上最可行的仍只有高压气态储氢和深冷液化储氢。

高压气态储氢是最普通、直接的储氢方式,高压容器内氢以气态储存,储存量与压力成正比。高压储氢技术商业一般选用可承受20MPa氢压的储气钢瓶,贮氢压15MPa左右,因为氢气密度较低而储氢罐自身较重,氢的质量分数一般都少于3%。温液化储氢是一种可实用化的储氢方式,由于常温常压下液态氢的密度是气态氢的845倍,因此低温液化储氢具有储氢密度高、储存容器体积小等优势,其质量浓度约为70g/L,高于高压气态储氢(70MPa下质量浓度约为39g/L)。但氢气液化过程需要多级压缩冷却,氢气温度降低至20K,将消耗大量能量,液化消耗的能量约占氢能的30%。另外,为了避免液态氢蒸发损失,对液态氢储存容器绝热性能要求苛刻,需要具有良好绝热性能的绝热材料。低温储氢罐的设计制造及材料的选择一直存在成本高昂的难题,导致液化过程和储氢容器技术复杂,成本增加。低温液化储氢技术主要应用于军事与航天领域,商业化研究与应用才刚刚开始,然而由于在大规模、长距离储运方面的优势,或将在未来与高压气态储氢互补共存发展。

氢气可以通过容器以压缩气体、液体或者存储在氢化物的形式进行运输。近距离的氢气运输主要采用长管拖车进行输送。洲际间的氢气运输可利用船舶集装箱液态运输,类似于当今液化天然气运输。液氢的密度比天然气要低很多,因此运输成本更高。此外,氢的洲际运输还存在其他安全问题,如容器泄漏,氢气装填和卸载时发生事故,船只碰撞等。

氢气运输的另一个主要方式就是管道运输。由于氢气与天然气性质相似,因此,氢气在管道中运输方式也与天然气的极为类似。事实上,使用钢材料、焊接工艺连接的管道运输天然气时,运输压力最高可达到8MPa,这同样可以实现氢气在管道中的运输,且现今使用的检验方法足以控制氢气的运输风险与天然气的运输风险等级在同一水平。但是氢气的管道运输还要解决一些问题,如氢气的扩散损失大约是天然气的3倍,材料吸附氢气后产生脆性,需要增加大量气体监测仪器,需要安装室外紧急放空设备等,这些都会使运输过程中的成本增加。目前,氢气运输管道的造价约为63万美元/km,天然气管道的造价仅为25万美元/km左右,氢气管道的造价约为天然气管道的2.5倍。

目前,全欧洲已有超过128个各类型PtG示范项目正在德国、英国、西班牙、荷兰、丹麦等欧洲多地广泛开展。此外,德国计划于2022年建成一座100MW规模的PtG项目;欧洲能源宏伟计划(100GW北海风电枢纽计划)也将在枢纽人工岛上配建PtG项目,2030年建成后将有约10000台风力发电机组向电解制氢装置供能。

除了氢能燃料电池汽车外,欧盟正在发展将氢气混入欧洲天然气管网中形成混合气的技术。将混合气通过天然气管网直接输送至居民用户作为燃料,是欧洲氢能利用的主要发展方向之一。建筑物能耗占欧洲总能源消费的第二位,占二氧化碳总排放量的15%。为实现《巴黎协定》目标,该部分的碳排放量需在现有水平下降低57%。建筑节能有多种手段,但利用氢气为天然气脱碳在欧洲已被认为是在改造难度和成本效益上更具竞争力的方式。天然气是欧洲建筑物供暖的最主要燃料,占所有家庭用能的42%。欧洲天然气管网为大约9000万家庭提供天然气。

FCHJU研究表明:现有天然气管道网络可以容纳最高20%氢气的混合气体(按体积计算),且无需进行重大升级。同时,在储氢方面同样可以利用现有天然气基础设施和技术实现大规模的高效存储。欧洲天然气管网的存储能力为360亿,若按10%比例混合,则可储存的氢能折合成电量高达100TW·h

欧盟还筹划将天然气管道网络升级改造成纯氢的供气管道系统。英国的示范研究表明:除了技术可行外,将天然气管道升级为纯氢供气管道,单位投资成本只需100~120英镑,而升级家庭热泵系统以达到同样降碳效果的单位投资成本为270~320英镑。氢

目前,欧洲的示范项目包括混入氢气体积分数为20%的法国敦克尔刻GRHYD项目和英国HyDeploy项目。此外,H21LeedsCityGate项目计划到2028年将英国利兹市建成一座使用100%氢燃料的城市。该项目作为英国将氢能源向全国推广的示范项目,已完成将现有天然气管网升级成100%氢气管网的技术与经济可行性研究。在FCHJU等组织的支持下,欧洲正在开展66个示范项目,涉及投资4.26亿欧元。

日本电力系统以集中式发电为主,福岛核事故暴露了现行体制的脆弱性。由于能源严重依赖海外供给、核电发展停滞等情况,日本能源自给率从2010年度的20%降至2016年度的8%左右。实现自给自足的分布式能源体系已成为日本能源转型的方向。构建氢能供给系统在消费地就近使用,已被认为是一种有效、经济、安全的途径。特别是对自然灾害频发的日本来说,氢能的多种利用方式既适合分布式能源发展,也适用于大型集中发电,大大丰富了能源系统的灵活性。按照日本氢能社会国家战略的目标,氢能最终将与电能、热能一起构成新的二次能源供给结构,在整个社会得到普及和利用。日本《氢能源白皮书》预测:到2030年日本氢能将达到1万亿日元的市场规模,氢燃料发电量将占全国总发电量的5%

为了向全世界展示氢能发展成果,日本政府还斥资3.5亿美元为东京奥运会修建地下输送管道,将福岛氢能直接输入奥运村,使至少100辆氢燃料电池公交车以及训练设施、运动员宿舍等6000余座奥运村建筑全部通过氢燃料供能。日本对标欧盟和美国,为PtG系统设定了世界最高标准的技术指标与成本目标,包括2020年之前实现投资成本5万日元/kW2032年左右在日本可再生能源固定价格收购制度(FIT)下,正式进入发电交易市场的商用化目标等。除了福岛项目,日本还开展了氢气直接燃烧发电技术的开发及示范。日本企业大林组和川崎重工于20184月在全球率先实现以100%氢气作为1MW级燃气轮机组的燃料,在测试期内即向神户市中央区人工岛PortLand4个相邻设施(神户市医疗中心综合医院、神户港岛体育中心。

(来源:天然气咨询

【主持者言】

氢能被誉为未来能源。虽然从目前的技术成果分析,氢能在储运方面还存在一些问题,但在“双碳”背景下,氢能的广泛应用可以有效解决大气污染、弃风弃电等一系列问题。目前欧洲和日本都投入了大量的人力物力来研究和推广氢能应用。特别是日本将借助奥运会的东风,扩大氢能应用范围。杭州将于2022年召开亚运会。公司可以借时借势,与亚组委等相关部门沟通,研究并推广使用氢能。同时为公司培养氢能人才和累计技术经验。



百亿元级“碳中和”市场浮现 ,绿色金融体系构建提速在即

相比于传统金融服务,绿色金融主要涵盖用于减少温室气体排放、适应全球气候变暖的相关经济活动。我国现阶段对绿色金融的关注点大多集中在银行信贷业务中的“绿色信贷”,即对环保、节能、清洁能源、绿色交通、绿色建筑等领域提供信贷服务。以国家开发银行为例,其绿色信贷债券超过2.3万亿元,累计发放的绿色信贷债券达700亿元。

但与此同时,业内专家指出,当前我国的绿色金融基础仍不够牢固,很多定义以及核算、法规、指南等都不够健全。绿色金融体系构建需要进一步完善绿色金融法规等最基本的配套工具,从完善体系标准、建立激励机制、增强覆盖面积等方面着力开展工作。

对此,亚洲开发银行气候变化首席专家吕学都指出,绿色金融中的碳金融发展的核心是要量化,这是绿色金融助力“碳中和”的重要突破口。“但实际上,目前绿色金融数据并未与减碳效益直接挂钩。如果不进行量化,就无法做到金融工具开发,也无法充分发挥金融支持绿色发展的资源配置、风险管理和市场定价三大功能。”

吕学都进一步表示,碳金融量化指标的制定和量化金融工具的开发,需要减碳相关专业机构与金融机构的密切合作,也需要用政策法规保驾护航。只有将碳作为资产对待,一系列与减碳相关的金融属性功能才能得以体现。

4月21日,央行等三部委联合发布的《绿色债券支持项目目录(2021年版)》,首次统一了绿色债券相关管理部门对绿色项目的界定标准,同时更加科学准确界定了绿色项目标准,煤炭等化石能源清洁利用等高碳排放项目不再纳入支持范围,使减碳约束更加严格。

贵州省贵安云谷多能互补分布式能源中心项目是绿色金融支持的绿色能源项目之一。记者了解到,该项目采用天然气+三种可再生能源互补模式,相较于常规中央空调系统,每年可以节省标煤2270吨,减少二氧化碳排放6243吨,减碳功能明显,因此被核定为绿色项目,获得了绿色信贷的支持,信贷利率比基准利率低5个百分点。

新版绿债目录发布,到碳减排支持工具加速出台,绿色金融顶层设计已逐步清晰。“政府有必要建立碳金融项目库以及碳金融基金,明确减碳项目类型、标准以及碳金融的核算办法,在项目层面更好推动绿色金融发展。”吕学都建议。

(来源:中国城市能源周刊)

【主持者言】

近日,由中国投资协会能源投资专业委员会与落基山研究所共同研究编制的中国首部“碳中和”主题蓝皮书——《零碳中国·绿色投资蓝皮书》在京发布。蓝皮书认为,中国“碳中和”转型将带来巨大的市场规模和效益。其中,可再生资源利用、能效、终端消费电气化、零碳发电技术、储能、氢能、数字化七大投资领域最为重要。据我国相关机构测算,实现“碳中和”需要百亿元的投资。

绿色金融、碳金融这些都是在“双碳”目标推行下相伴而生的金融工具。公司所属城市能源公司在天然气分布式能源的推广和建设方面应该学习相关金融政策,合理利用规则。借鉴贵安云谷多能互补分布式能源中心取得金融支持的方式。学以致用,借助金融工具降低分布式能源建设成本,打造品牌。

广东天然气市场大变革

为适应形势发展,逐步解决城市天然气发展存在的矛盾和问题,更好满足经济社会发展需要,526日,广东省人民政府办公厅发布《关于广东省加快推进城市天然气事业高质量发展实施方案的通知》(以下简称“《实施方案》”)。

明确主要目标:到2025年,全省城市居民天然气普及率达到70%以上,年用气量达到200亿立方米以上,城市天然气利用规模进一步扩大;市县建成区供气管网基本实现全覆盖,城燃企业规模化整合稳步推进,天然气终端价格更趋合理等。

在规范城市天然气经营秩序方面,《实施方案》提出一是采取企业并购、协议转让、联合重组、控股参股等多种形式,依法依规推动城燃企业整合,淘汰部分规模小、实力弱、经营管理和供应保障水平低的企业,同时推动实行集团化经营的城燃企业整合下属公司。二是推动供气层级扁平化。按照减少供气环节、降低输气成本的原则,积极推动大用户直供。城镇燃气管网已覆盖的区域,直供用户可自主选择直供方式或城燃企业管网代输方式供气。尽快取消没有实质性管网投入的“背靠背”分输站或不需要提供输配服务的省内管道。按照“国家管网—城燃企业管网—用户”的供应模式,整合城市供气管网。

《实施方案》提出提高天然气市场进入门槛。从气源供应、场地设施、人员资质、安全管理等方面,细化完善燃气经营许可申报资格、程序、审批以及考核等事项。组织开展全省城燃企业燃气经营许可核查,对违规发放的燃气经营许可证进行清理,对部分供应保障不力、经营管理不规范、用户服务质量差、安全管理不到位的城燃企业,严格督促进行整改。整改不到位的,收回经营许可证。还提出加大特许经营企业考核评估力度。对现有的特许经营企业,推动签订约束性补充协议;对到期的特许经营企业开展专项评估等。

《实施方案》还提出创新城市天然气运营模式。开展天然气大用户直供试点。选择部分达到直供标准的企业用户,开展天然气大用户直供试点,探索规范大用户直供申报、审批、建设和管理等事宜。组织广州、韶关、潮州等市开展城燃企业综合改革试点。

(来源:天然气与法律)

【主持者言】

在本次油气体制改革过程中,广东省一直走在前列。本次发布的《关于广东省加快推进城市天然气事业高质量发展实施方案的通知》更是从政策方面对天然气产业健康发展给予了重大支持。《实施方案》中明确提出了推动城燃企业整合、淘汰服务质量差的城燃企业,按照“国家管网—城燃企业管网—用户”的供应模式,整合城市供气管网。这些值得我省学习借鉴。

浙江省将要打造成为“重要窗口”,杭州市要展现“头雁风采”。在油气改革方面,省、市政府也应制定明确的改革目标和详细的时间表。围绕“增供给、降成本、优服务、促消费、惠民生、保安全”和“扁平化、规模化”的主旨,从政府层面大力推进油气改革工作。


将萧山机场分布式能源项目打造成“能源工厂、环保课堂、艺术空间”

2021年514日上午,集团党委书记、董事长芦俊,党委委员、副总经理俞峻、严益剑携办公室、建设发展部一行调研杭州萧山国际机场三期能源中心分布式能源项目现场,城市能源公司、杭天公司、工程公司、中国美术学院风景建筑设计院、浙江省电力设计院、浙江西子联合工程公司、川崎(上海)有限公司、远大集团等相关负责人参加。芦董一行实地查看了杭州萧山国际机场三期能源中心分布式能源项目建设现场,详细了解项目概况、工程建设进度、配套高压管线建设及体验优化设计等情况。

交流会上,杭燃集团各参建单位与萧山国际机场建设指挥部交流分布式能源项目及机场高压专线的建设情况及后续工作安排。芦董对机场三期建设指挥部在项目建设上的支持表示感谢,指出萧山机场三期能源中心分布式能源项目意义非凡,要求各参建单位提高认识,面对复杂的变化形势要不松懈,借杭州市快速发展和亚运会的东风,协同推进,克服困难,有效突破。同时,要紧紧围绕“能源工厂、环保课堂、艺术空间”的定位,打造杭燃集团的企业金名片、市民绿色能源低碳生活的体验打卡地。

萧山国际机场三期建设指挥部党委副书记翁樟强感谢芦董对机场重点项目建设的关心及杭燃集团在机场分布式能源项目、高压管网建设上做出的努力,高度赞赏杭燃集团把分布式能源项目打造成“能源工厂、环保课堂、艺术空间”的高站位、新理念。希望与杭燃集团各参建单位充分交流沟通,注重建设施工细节,严把管线建设过程安全管理,将三期能源中心分布式能源项目打造成绿色能源项目的典范。

(来源:杭州市燃气集团有限公司)

【主持者言】

天然气分布式能源系统节能效果明显,碳排放量低,在能源安全保障和电网调峰方面也具有优势。发展分布式能源系统是杭燃集团在“十四五”期间一个重要的战略布局。萧山国际机场天然气分布式能源项目的定位是打造“能源工厂、环保课堂、艺术空间”。该项目的建成将充分展现公司在分布式能源发展方面的核心竞争力,形成品牌效应,占据市场优势。


液化天然气市场信息

上周全国LNG周均价为3689.84 /吨,较上周价格下降 51.63/吨,环比下降1.38% 。其中,接收站出厂周均价3690.07 /吨,较上周价格上涨49.60/吨,环比上涨 1.36%;工厂出厂周均价为3606.87/吨,较上周价格下降153.11/吨,环比下降4.07%

上周全国LNG均价出现下滑。前期价格上涨过快打击了国内下游LNG需求,而供应面比较充裕,供需宽松局面下,下游企观望情绪较浓,接货意愿不大,虽然 LNG接收站成本仍高位运行,挂牌价格继续上调,但在下游需求不旺的情况下, 国内 LNG工厂并未跟涨,整体来看,国内 LNG价格相比上周出现下滑。

上周国内LNG下游接货价涨跌互现。LNG市场下游接货价涨价区域主要集中在东部沿海地区,接收站方面由于进口成本高位支撑,本周价格较为坚挺;而其他地区来看,当下属于天然气消费淡季,下游需求有限,加之前期上游高价抑制下,近期下游接货氛围较为低迷,多数业者持观望态度,因此部分地区下游接货价小幅下滑。

有机构预测,本周LNG市场供应量或相对稳定:工厂方面,陕西、山西等地部分检修工厂本周有复产和提产计划,且涉及产能较大,虽然有部分工厂计划检修,但检修产能低于复产产能,预计本周整体LNG工厂开工负荷或有所提升,国产资源供应量或将随之增加;接收站方面,进口成本提升明显,后期接收站槽批出货量或有小幅减少。两相抵消下,预计本周LNG市场供应量或相对稳定。

在需求方面,本周LNG市场需求量预计波动不大:当前LNG市场价格波动幅度收缩,LNG价格与替代能源的价差基本稳定,预计短期内LNG下游工业及车用版块需求波动不大;今年南方气温较往年同期偏高,随着气温上升,多地用电需求提升,或将带动LNG发电需求增加,但城燃需求或进一步减少,综合来看,预计短期内LNG市场需求波动不大。

综合整体供需情况来看,虽然局部地区气源价格有上涨预期,但LNG市场当前处于淡季,LNG市场供需相对稳定,预计本周整体LNG市场大势或以维稳为主,局部或有震荡调整。




    审:严益剑

评论主持:崔爽

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