亚洲电力：中国煤炭向氢能转型有点难
绿氢全面替代煤炭有困难？这是亚洲电力的观点。
铂道今天看到海外行业网站亚洲电力刊登评论文章，认为中国煤炭向氢能转型，但发展受成本和基础设施差距影响。
绿氢需要大量可再生能源和昂贵的储存设施。
中国在电力部门以绿氢替代煤炭的推进面临着高昂成本和基础设施障碍，使得短期内全面转型似乎不太可能。
根据德国在线数据平台Statista的数据，中国拥有全球最多的煤电厂，共1,195座，是排名第二的印度290座的四倍。在其低碳转型行动计划下，中国的目标是到2027年将二氧化碳排放量从2023年的85.51亿吨减少50%。
报道称，中国正在现有电厂测试绿色氨共燃，并探索氢能作为可再生能源调峰燃料。但专家表示，绿氢仍然成本高昂，需要大量可再生电力以及运输和储存系统。
《亚洲电力》与行业专家就中国的绿氢推进进行了访谈。以下是访谈的内容节选。
韩雨佳和马丁·韦尔
全球能源监测机构可再生能源及其他电力研究员的观点
大多数专家都同意，使用绿氢进行常规发电是浪费的，在将其转换为氢气然后再转换回电力的过程中，原始清洁电力损失高达80%。虽然对重工业和化工行业的脱碳以及长期储能至关重要，但在电力部门，它远不如电池、抽水蓄能或需求管理高效且经济。
具体在电力部门，绿氢可以通过为风能和太阳能提供季节性、长期储能来帮助长远替代煤电。
从短中期看，选择大规模可再生能源建设，或者电池等储能形式，输电升级，提升需求响应和能效水平，似乎更现实，更适合煤炭大规模替代。
中国发展绿氢电厂还处于早期阶段。一些公用事业公司和制造商在各地启动了燃料电池或氢气轮机项目，都是试验规模，包括南方电网2023年在广州和昆明建的固态氢储存项目，这是光伏制氢首次用在电力系统。
哪一年，一家上海公司宣布在新疆和内蒙古三个地点使用其燃料电池技术，以建设中国首个公用事业规模的绿氢调峰项目。然而，该公司最近宣布由于"行业政策变化"，推迟了内蒙古乌兰察布丰镇项目EPC招标。
深圳能源在内蒙古鄂托克旗有个30兆瓦氢能发电项目，它可能是第一个真正投入运营的项目。电解制氢设施、以及为其供电的505兆瓦风光电厂的建设都挺顺利。
业主宣布氢能发电厂年底完成。
中国的绿氢成本约为每立方米0.2至0.25美元（人民币1.4至1.8元），成本主要由电解所需电力构成；而煤制灰氢的成本仅为每立方米0.084至0.11美元（人民币0.6至0.8元）。
（铂道将上述数据换算了一下，大约是，绿氢每公斤成本15.6-20人民币；煤制灰氢每公斤成本6.7-8.9人民币。喜欢计算的朋友也可以算一算。）
虽然这种替代从成本角度看并不节约，但环境效益相当可观。
采用的主要障碍是供需双方的高成本。即使可再生能源平准化电力成本（LCOE）下降并降低氢能成本，电解仍比灰氢昂贵得多，因为电力主导着绿氢的成本结构；低电价难以获得，主要只能在少数资源丰富的北方地区实现。
在需求方面，氢气及其衍生物（氨、甲醇、烯烃）在统一基准下定价，不考虑绿色路径的低碳价值，因此绿氢和灰氢在相同条件下竞争；这种微弱的采购信号破坏了项目经济性，阻碍了大规模整合所需的基础设施投入。
从目前趋势来看，中国在未来五年可能增加数十万吨绿氢产能，主要用途包括转化为氨、甲醇和烯烃等化学品，以及车用燃料，可能还有钢铁和其他金属生产。行业和研究机构将专注于克服绿氢生产、储存和使用的关键技术障碍。
奈杰尔·拉姆布胡君
Rystad Energy氢能研究分析师
中国一半的发电量来自煤炭，氨气共燃是短期内电力部门脱碳而非关闭煤电厂的有吸引力方式。
然而，使用绿氢或氨气为电力部门脱碳将是昂贵的选择。
低碳氨共燃的成本很大程度上取决于用作原料的绿氢/蓝氢成本。假设氢气价格为每公斤5美元，相当于氨气价格每吨1,000美元，Rystad Energy估计10%氨气混合的LCOE将比仅煤炭发电的LCOE高约50%。
绿氢的大部分成本来自电解槽组的资本支出，由于中国原始设备制造商之间的激烈国内竞争，这一成本一直在下降。绿氢采用的潜在节约将取决于国内和国际政策，如欧洲的碳边境调节机制，高排放公司将面临额外成本。
新疆金风科技股份有限公司和远景能源有限公司等公司由于其可再生能源基础设施的垂直整合，在开发出口规模的绿氢项目方面处于领先地位。行业的一般障碍将是改造电厂以使用氢气/氨气运行。
迄今为止，中国尚未完成大规模氨气共燃试验，而日本已成功完成了20%氨气共燃率的试验。
将氢气或氨气从生产厂（主要在内蒙古）运输到电厂将是一个基础设施挑战。中国目前正在建设数百公里的氢气专用管道，将氢气运输到需求中心。
中国计划在煤电厂引入10%的生物质和绿氨共燃，以比2023年水平减少一半的排放，但适应或容纳新的共燃技术需要时间。
（信息来源：Asian Power杂志，以上内容仅供业内或关注人士参考，不代表铂道观点）