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核能制氢前景几何?

氢能是清洁的二次能源,在清洁燃烧、氢燃料电池等方面有广阔的应用前景。更为重要的是,氢气可以将电力的生产与消耗脱钩,作为清洁能源载体,可以气态、液态、固体氧化物等多种形式存储和运输,且能量密度大、储能时间长,因此是一种可实现大规模、长周期的储能手段。

实现氢气的广泛应用,须开发出清洁、高效、可实现大规模制氢的技术。目前,全世界每年大约消耗5000万吨氢气,其中95%以上来源于化石能源的灰氢。中国是世界上最大的制氢国,目前氢气产能约为4000万吨/年,产量约为3300万吨/年,主要由化石能源制氢和工业副产氢构成。根据中国氢能联盟2021年发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》,到2050年氢能在中国能源供应中的占比将达到约10%,氢气需求量接近6000万吨,年经济产值超过10万亿元。

经过半个多世纪的发展,核能已经成为全球清洁能源的重要构成。核能制氢将核反应堆与制氢工艺耦合,既能实现制氢过程的无碳排放,还可有效拓展核能的利用方式,提高核电厂的经济竞争力。

在全球推动“碳中和”的进程中,美国、欧盟、英国以及日本等均在积极推进核能制氢相关研究,但是理想的核热制氢方案必须依托高温/超高温反应堆,而这一核能技术本身目前尚未成熟和规模化应用,而在占绝对主流的现役水冷反应堆核电机组上电解制氢成本较高,不具备竞争优势,很难规模化推广。笔者认为,核能制氢的应用前景取决于高温/超高温反应堆能否批量化建设,目前来看,高温堆自身的经济性问题是最大障碍。

两种技术路线

核能制氢的技术路线可分为核电制氢(机组为制氢提供电能)、核热制氢(机组为制氢提供热能)和电热混合制氢(机组为制氢提供热能和电能)三种。能够与制氢工艺耦合的反应堆有多种选择, 但从制氢的角度来看, 制氢效率与工作温度密切相关,高温 ( 出口温度700-950℃ ) 和超高温反应堆( 出口温度950 ℃以上) 是最优选择。

核电制氢即一般的电解水制氢,该工艺产氢效率(55%~60%)较低,美国开发的SPE先进电解水技术可将电解效率提升为90%,即便如此,由于核电站的热电转换效率仅为35%左右,因此核能电解水制氢最终的总效率只有30%甚至更低。在目前成熟的制氢工艺中,电解水制氢的成本最高,因此核电制氢目前基本不具备竞争优势,很难规模化推广应用。

核热制氢即热化学制氢,是将核反应堆与热化学循环制氢装置耦合,使水在800℃至1000℃下催化热分解,从而制取氢和氧,热能至氢能的转换率可达60%甚至更高,目前的最优方案是美国通用原子能公司开发的碘硫循环。

电热混合制氢是利用先进核反应堆提供的工艺热(约30%)和电能(约70%),在750℃至950℃的高温下将水蒸气高效电解为氢气和氧气,其制氢效率接近60%。

核热制氢和电热混合制氢目前技术成熟度仍较低,面临的主要挑战是耐高温材料的研发。制氢工艺都需要核反应堆提供高温工艺热,但这类反应堆全部属于第四代反应堆,目前除了高温气冷堆建成示范项目之外,其它的堆型均处于研究设计阶段,尚未进行工程验证,距商业化推广仍有较长时间,且面临很大不确定性。因此,美、英、日以及中国等核大国目前都将高温气冷堆列为核能制氢的首选方案。

核能制氢前景几何?

不同反应堆技术的出口温度

主要核大国的研究方向和进程

美国能源部(DOE)早在2004年就启动了核能制氢研究工作,目前的主要进展仍是与现有核电机组匹配的低温电解制氢示范,对基于高温工艺热的热循环制氢和高温蒸汽电解制氢,开展了大量研究工作和原理验证,但其工业规模示范仍受制于高温反应堆的研发和商业化部署。

2019年以来,美国能源部先后支持了三个现役核电机组低温电解制氢商业示范项目,并提供总计约3000万美元的资金支持,这些项目全部由能源部下属爱达荷国家实验室牵头,计划最早于2023年投入运行,其制氢成本和对核电机组经济性的改善仍有待于验证。

在高温/超高温气冷堆尚未实现商业化应用的情况下,积极推进现有核电机组示范和规模化制氢无疑是更为务实的做法,事实上这也是改善美国现役核电机组经济性的重点举措之一,美国核电机组的持续运行面临着严峻的经济性挑战,自2013年以来已有10台机组在运行寿期内永久关闭,另有10多台机组宣布将在未来几年内关闭。

法国作为全球核电比例最高的国家,目前仍在开展高温热化学制氢和蒸汽电解制氢的试验研究工作,尚未开展在役压水堆核电机组制氢示范。2021年法国政府公布 的“法国2030计划”中,提出未来5年在氢能领域投入20亿欧元,并将核能列为生产绿氢的关键,但目前尚未提出明确的技术路线图。

英国核能制氢的技术路线同样是“两条腿“走路。短期内首先在在役核电机组上进行制氢示范和应用,中长期则优选高温气冷堆制氢,并将高温气冷堆作为其先进模块化反应堆的首选堆型,并提供资金支持示范项目建设,2021年英国政府颁布的“绿色工业革命10项计划”(Ten Point Plan)中,规划到2030年实现绿氢等效装机容量达到500万千瓦,核能被视为生产绿氢的主要来源之一。2021年5月,英国核工业协会(NIA)宣布其《氢能路线图》已获得英国核工业委员会(NIC)通过,提出到2050年英国1/3的氢需求由核能生产,但并未提出具体的实现路径,目前也未实质推进现役核电机组的示范制氢。

日本的首选方案是使用高温气冷堆制氢。日本原子力研究机构(JAEA)自1998年建成运行热功率30 MWe的高温气冷试验堆(HTTR),成功实现在850 ℃下稳定运行,2004年冷却剂出口温度达到950 ℃,该试验堆的主要目的是验证高温蒸汽制氢工艺,成功完成了连续一周的制氢试验运行。在高温试验堆的基础上,日本原子力研究机构进行了大功率(600 MWt)高温气冷堆设计研发,但一直未进行工程验证和项目建设。

国内也在积极推进核能制氢研究工作,优选方向同样是利用高温气冷堆核热制氢。清华大学从2004年开始论证核能制氢方法的可行性,随后开展了对碘硫循环核热制氢的基础性实验研究。“十二五”期间,国家设立高温气冷堆科技重大专项,主要目标之一是掌握碘硫循环和高温蒸汽电解制氢的关键技术。

2016年国家能源局《能源技术创新“十三五”规划》将高温气冷堆950℃高温运行及核能制氢的可行性作为研究目标之一。华能石岛湾高温气冷堆示范项目已建成运行,但利用其高温工艺热制氢仍须开展关键技术、关键设备与材料等一系列技术攻关。2021年9月,清华大学牵头,华能和中核集团参与成立了高温气冷堆碳中和制氢产业技术联盟,提出将在2022-2023年期间研究形成工业示范工程建设方案,启动示范工程项目相关工作。

挑战大于优势

如前所述,当前以美国为主的在役核电机组低温电解制氢商业化示范,其制氢效率较低,经济性尚待验证,仅适用于负荷因子和区域电力价格较低的部分核电机组,很难进行规模化推广。彭博新能源财经(BNEF)2021年9月发布的《探索核电制氢经济性》报告指出,目前在役核电机组平准化度电成本(LCOE)高昂,利用其制氢比风电或光伏制氢更为昂贵。除非核电与制氢系统的成本显著降低,核电制氢并不具备竞争力。

对于可显著提高制氢效率的高温堆核热制氢,则面临反应堆技术本身尚未实现商业化的处境。国内虽然率先建成了高温气冷堆示范项目,然而其千瓦比投资大幅高于三代压水堆项目,与二代加机组相比更无竞争优势,因此,建设投资和经济竞争力将是挡在高温气冷堆及其制氢应用发展面前的巨大难题。

此外,安全性也是制约核能制氢的一大因素之一。由于氢气在常温常压下极易燃烧,考虑到核电站安全的高度敏感性,如何保证核能制氢过程中氢的安全运输和储存,也是需要考虑的关键问题。

笔者认为,核能制氢面临的挑战大于优势,其发展前景并不明朗,关键在于大幅改善高温反应堆的经济竞争力,实现规模化建设,才能为核能制氢的大规模应用奠定根基。

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