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时间:2020-04-04 17:15:23 作者:澳门银河备用网址 浏览量:98567

AG永久入口【AG88.SHOP】亚游体育德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?德国:可再生能源规模化制氢是否可行?德国:可再生能源规模化制氢是否可行?德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<,见下图

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?,见下图

德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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德国:可再生能源规模化制氢是否可行?德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

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德国:可再生能源规模化制氢是否可行?,如下图

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?,见图

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?。

德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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1.德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?德国:可再生能源规模化制氢是否可行?德国:可再生能源规模化制氢是否可行?德国:可再生能源规模化制氢是否可行?德国:可再生能源规模化制氢是否可行?德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

2.

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<。

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

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德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

<德国:可再生能源规模化制氢是否可行?德国:可再生能源规模化制氢是否可行?

利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

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在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

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毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

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PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。

在德国,可再生能源电力制氢已经被很多业内人士视为实现脱碳的重要路径之一,利用光伏、风电等可再生能源生产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷,此过程也被称为PtG/P2G。从电力到天然气的生产第一步就是利用可再生能源电力通过电解水的方式合成氢,生产的氢气可以直接使用,也可以通过氢气与二氧化碳反应生成甲烷。

事实上,长久以来制氢工业在工业部门已经十分成熟,大约超过95%的氢气生产主要来自于化石燃料。蒸汽——甲烷重整 (SMR) 是最常见的氢气生产方式,石油和煤炭气化方式也被广泛使用。

自过去十年以来,德国一直在进行PtG技术试验,并且已经将 PtG 技术列为利用可再生能源的一项重要的储能技术,将其列入能源转型计划。虽然PtG技术被业内看好,但截至目前德国仅有35个PtG工厂正在运行,总容量约为30MW,最大的装机仅为6MW。其中大多数是小规模的试点或示范项目,并用于研究目的。

毫无疑问,利用可再生电力生产氢气和甲烷可以解决能源部门最棘手的挑战,作为能源的载体,氢气和电力在能源转型中互为补充。用可再生能源生产氢气,从技术上有可能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的部门,例如工业、交通部门以及建筑和电力部门。

甲烷是天然气的关键成分,甲烷化过程中使用的二氧化碳从空气中捕获,或从生物质以及沼气中捕获,以确保封闭的碳循环。如果二氧化碳来自化石能源,就像在目前的工业过程中那样,此过程就将不被视为是脱碳过程。

PtG划算吗?

PtG产生的能量具有很高的价值,合成气体可用于长时间储存并运输良好,并且在生产中生产出工业所需的高温。而根据使用现有技术,储能电池无法存储足够的能量,或者以可承受的成本来平衡季节性波动。因此,德国目前使用传统燃煤燃气电厂进行调峰,并将在未来几年继续这样做。

因而,PtG也可能是工业部门长期脱碳的关键。电解过程中产生钢铁生产等工艺所需的高温。德国工业联合会BDI于2018年初发布了气候路径研究报告,得出的结论是,到2050年德国要实现其温室气体排放量减少95%的上限目标,其整个天然气供应需要用沼气和合成气体代替,以降低工业燃烧过程产生的排放。

值得注意的是,合成燃料具有明显的缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量,这意味着生产过程需要消耗大量的可再生能源电力。电解之后,仅剩下约67-81%的能量,并且在甲烷化的步骤之后,仅留下约54-65%的能量。合成燃料的生产是费力的,并且它们总是比直接用电更昂贵且效率更低。

2018年由咨询公司Enervis进行的一项分析,比较了10项关于电力转化天然气未来作用的不同研究,结果表明德国在减少二氧化碳排放方面更加雄心勃勃,对PtG的需求将更大。

规模化的前景

从中长期来看,氢气可成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式,特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况下。在德国,由于高压输电线路建设的滞后,无法将北方的风电运输到南方电力高需求地区,许多人已经将PtG视为在德国北部利用剩余风力发电的一种方式,然而,该技术仅在德国约30多个研究和试点项目中启动并运行,而且这些技术仍远未实现盈利。

如果没有政府支持和监管,PtG的高成本意味着它无法与传统工艺进行竞争,国家需要出台相关政策以扶持规模化的推广,例如规定合成气在能源结构中的配额,或者提高二氧化碳排放价格。

对于像德国这样的工业国家,PtG的规模化试验也会带来额外的经济效益。世界各国面临削减化石燃料使用的压力,德国可从出口该技术中受益。

但在本土大规模生产合成气的可能性有限。PtG投资属于资本密集型。即使PtG设施已经存在必要的规模,咨询机构Agora表示德国北部目前还没有足够的可再生电力供他们盈利。由于固定成本高,他们需要尽可能满负荷运行。

一些研究人员表示,未来德国可能不得不进口大量合成气。德国可能根本没有足够的空间需求所需的风力涡轮机和太阳能电池板的数量来生产足够的合成气。

根据Nature Energy的一项研究,从可再生能源中生产氢气在利基市场已经具有成本竞争力,并且可能在十年内在工业规模应用中具有竞争力。慕尼黑工业大学联合曼海姆大学和斯坦福大学商学院模拟了德国和德克萨斯州的能源市场。他们得出的结论是,如果最近的趋势持续存在,并且通过某些监管变化或激励措施,使用可再生电力制氢可能比预期更有吸引力。

近期,输电网运营商Amprion和天然气输电网运营商Open Grid Europe(OGE)对外宣称,希望在德国进行工业规模级别的PtG技术测试,以便更好地将电力与其他部门整合。他们计划建设50-100MW不等规模的设施,通过此过程可以为取暖和运输提供无碳或碳中和燃料。“我们需要突破”,OGE的母公司Vier Gas Transport GmbH的董事总经理Stephan Kamphues表示,现在是时候以工业规模打开行业的大门了。

据统计,在德国,16个工业规模的Pt G项目仍在规划中,未来PtG总产能将大幅增加(估计为273MW),其中“HYBRIDGE”和“ELEMENT ONE”两个项目将在德国下萨克森州的两个不同地点选址。根据目前的规划,“ELEMENT ONE”将于2022年逐步运营,“HYBRIDGE”将于2023年全面投入运营。

据咨询机构Agora的估算,在欧洲目前该技术成本大约在20-30欧分/千瓦时,如果2050年全国PtG的规模可以达到100GW,成本将会降到10欧分/千瓦时。

Amprion董事会成员Klaus Kleinekorte表示,“德国为了完成退出核能以及退出煤炭的目标,给整个能源行业带来了巨大挑战。到2030年,我们必须创造条件,使得千兆瓦尺寸的PtG技术准备就绪,这样才能建立一个将不同能源部门联系起来的系统。”

(编辑:小虫)

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