摘要：制氫是建立氫能產(chǎn)業(yè)鏈的根基，新能源制綠氫規(guī)模化部署將打開氫能產(chǎn)業(yè)鏈新局面，使氫能產(chǎn)業(yè)從示范向商業(yè)化邁進(jìn)?；茉粗茪錇槟壳爸髁髦茪浼夹g(shù)，具有規(guī)模大、成本低、但二氧化碳排放高的特點(diǎn)。新能源電解水制氫是真正意義上零碳排放的制氫方式，但成本高是制約氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵因素?；谟绊戨娊馑茪涑杀镜暮诵囊?，對制氫成本進(jìn)行剖析，重點(diǎn)就電價(jià)、系統(tǒng)規(guī)模、設(shè)備投資、電解效率、運(yùn)行小時(shí)數(shù)和管理質(zhì)量提升6個(gè)因素對綠氫成本的影響進(jìn)行分析，并與煤制氫進(jìn)行對比，為綠氫降本提供了可供參考的路徑。
1 新能源電解水制氫是氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的基礎(chǔ)
氫能在廣泛應(yīng)用于交通、煉鋼、化工、電力、供熱等領(lǐng)域時(shí)，制氫是各種氫能源應(yīng)用途徑的根基，而電解水制氫技術(shù)又是構(gòu)建電氫能源結(jié)構(gòu)助力新能源實(shí)現(xiàn)大規(guī)模轉(zhuǎn)化利用最重要的方式，各國都將清潔氫視為清潔能源轉(zhuǎn)型與碳中和的重要路徑。
目前根據(jù)制取方式和碳排放量的不同將氫能主要分為灰氫、藍(lán)氫和綠氫3種：①以化石燃料（包括煤炭、天然氣等）為原料制氫以及工業(yè)副產(chǎn)制氫，這類制備方式是目前技術(shù)最成熟的制氫路線，但存在制取過程中會(huì)產(chǎn)生碳排放的問題，因此制取的氫氣被稱為“灰氫”；②在灰氫制取的過程中輔以碳捕捉技術(shù)所得到的“藍(lán)氫”，這種制氫方法可有效減少制氫過程中的碳排放，但仍無法完全解決碳排放問題；③電解水制備得到的“綠氫”，以這種方法制氫不會(huì)產(chǎn)生任何碳排放，但目前綠氫制取的技術(shù)不如化石燃料制氫成熟，綠氫成本較高。
國際上，歐洲將電解水制氫作為實(shí)現(xiàn)氫能戰(zhàn)略最為核心的技術(shù)途徑，歐盟委員會(huì)通過《氣候中性的歐洲氫能戰(zhàn)略》，提出到2024年將安裝600萬kW的電解設(shè)施以具備100萬t綠氫制備能力；到2030年將安裝4000萬kW的電解設(shè)施，以具備1000萬t綠氫制備能力。美國能源部推出“能源地球”計(jì)劃，以加速氫能創(chuàng)新，增加清潔氫能需求，并計(jì)劃將清潔氫能的成本降低80%，至1美元/kg。國內(nèi)以傳統(tǒng)高碳產(chǎn)業(yè)為主的地區(qū)，綠氫布局也是十分積極，建設(shè)新能源制綠氫項(xiàng)目的數(shù)量不斷增多。比如，內(nèi)蒙古以氫能重卡應(yīng)用為突破口，開展風(fēng)光制氫一體化示范項(xiàng)目，將綠氫重點(diǎn)應(yīng)用于重卡汽車、煉化、煤化工等領(lǐng)域。
然而，化石能源制氫為目前主流制氫技術(shù)，具有規(guī)模大、成本低，但二氧化碳排放高；新能源電解水制氫是真正意義上零碳排放的制氫方式，但綠氫成本高是制約氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵因素。為此，本文基于影響電解水制氫成本的核心要素對制氫成本進(jìn)行了剖析，并與煤制氫進(jìn)行了對比分析，為綠氫降本提供了可供參考的路徑。
2 堿性電解水制氫成本影響因素分析
目前，綠氫成本總體偏高，全產(chǎn)業(yè)鏈規(guī)模效應(yīng)尚未顯現(xiàn)，商業(yè)化條件仍顯“不夠”，嚴(yán)重制約著氫能產(chǎn)業(yè)可持續(xù)、大規(guī)模發(fā)展。堿性電解水制氫技術(shù)目前發(fā)展的最為成熟，具有槽體結(jié)構(gòu)簡單、安全可靠、運(yùn)行壽命長、操作簡便、售價(jià)低廉等優(yōu)點(diǎn)，是市場上主要的電解制氫方式，得到了廣泛的應(yīng)用。
一般制氫成本分為固定成本和可變成本，固定成本包括設(shè)備折舊、人工、運(yùn)維等，可變成本包括制氫過程的電耗和水耗。由此可以推導(dǎo)出堿性電解槽制氫成本計(jì)算公式，即制氫成本=[電價(jià)×單位電耗+水價(jià)×單位水耗]+[（折舊攤銷利息+工資及福利+修理費(fèi)+其他費(fèi)用（其他制造費(fèi)用、其他管理費(fèi)用、其他銷售費(fèi)用））/制氫總量]+銷售稅金及附加+所得稅。
為此，本研究通過對典型的新能源堿性電解水制綠氫項(xiàng)目分析，發(fā)現(xiàn)包括電價(jià)、系統(tǒng)規(guī)模、設(shè)備投資、電解效率、運(yùn)行小時(shí)數(shù)和管理質(zhì)量提升在內(nèi)6個(gè)變量，是影響綠氫成本最為核心的因素。通過這些變量對綠氫項(xiàng)目成本的影響分析，提出綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展的降本潛力重點(diǎn)方向，以期為提升綠氫項(xiàng)目的競爭力找到發(fā)力點(diǎn)。
（1）新能源電價(jià)對綠氫項(xiàng)目的影響分析
制氫成本方面，電價(jià)影響最顯著。本文以某5000Nm3/h的光伏制氫項(xiàng)目為例，全過程制氫電耗5.4kWh/Nm3（對應(yīng)制氫效率55%），來探索新能源電價(jià)對綠氫項(xiàng)目的敏感性分析。項(xiàng)目的成本費(fèi)用分為以電耗為主的可變成本、經(jīng)營成本、總成本等，具體情況如表1所示。電價(jià)占制氫成本的比重見圖1。
表1 新能源電價(jià)對制氫成本的影響分析
圖1 電價(jià)占制氫成本的比重
從圖1可以看出，隨著電價(jià)的上升，電價(jià)占制氫成本的比例是不斷增加的。在電價(jià)大于0.20元/kWh時(shí)，電價(jià)占制氫成本的比例超過50%，且隨著電價(jià)的增加，電價(jià)占制氫成本的比例將快速增長；在電價(jià)低于0.20元/kWh時(shí)，制氫過程的經(jīng)營成本、固定資產(chǎn)折舊及相關(guān)財(cái)務(wù)費(fèi)用占比較大；當(dāng)電價(jià)為0時(shí)，經(jīng)營成本與固定資產(chǎn)折舊/利息接近，制氫成本也達(dá)到了11.88元/kg H2。以0.2元/kWh為基準(zhǔn)，當(dāng)電價(jià)下浮50%時(shí)，制氫成本下降24.4%。
當(dāng)光伏度電成本降到0.20元/kWh以下，低于絕大部分煤電價(jià)格。此時(shí)，在其他條件都不變的情況下，新能源制氫全成本仍需21.76元/kg，仍將高于其他化石能源制氫成本，其綠色低碳的屬性沒有得到體現(xiàn)。目前來看，降低電價(jià)是制氫降本的重要途徑，除一些政策支持外，在不同場景、不同地區(qū)采取不同的方式也是非常重要的，在新能源豐富的地區(qū)采用離網(wǎng)規(guī)模化制氫可能是一個(gè)非常理想的降低電價(jià)選擇。
（2）規(guī)模效應(yīng)對綠氫項(xiàng)目的影響分析
制氫規(guī)模是降低單位投資造價(jià)水平的關(guān)鍵，根據(jù)對3個(gè)不同等級(jí)項(xiàng)目的梳理，選取單套設(shè)備工程費(fèi)用作為1個(gè)評(píng)價(jià)指標(biāo)，單套工程費(fèi)占總投資的3/4，是能反應(yīng)整體項(xiàng)目投資造價(jià)水平的。如圖2所示，當(dāng)設(shè)備達(dá)15套以上時(shí)，單套設(shè)備工程費(fèi)（設(shè)備、建安和土建）趨于平緩，為1200萬元/套；當(dāng)5套時(shí)，單套工程費(fèi)就上升到2000萬元/套；當(dāng)只有1——2套時(shí)，上升到3000萬——3500萬元/套。
圖2 規(guī)模效應(yīng)對單套制氫工程費(fèi)用的影響
不同規(guī)模的制氫成本構(gòu)成詳見表2。由表2可以看出，隨著臺(tái)套數(shù)的增加，制氫成本有所下降；當(dāng)從5臺(tái)套增加到15臺(tái)套，單臺(tái)套的工程費(fèi)用下降了40%，但制氫成本僅僅下降7.1%。且隨著臺(tái)套數(shù)的增加，單臺(tái)套的工程費(fèi)用基本持平，由此帶來的制氫成本下降潛力有限。
表2 不同規(guī)模的制氫成本構(gòu)成
（元/kg）
（3）設(shè)備投資對綠氫項(xiàng)目的影響分析
目前，1000Nm3/h電解槽（包括氣液分離器）設(shè)備費(fèi)用在800萬——900萬元/臺(tái)；單套制氫設(shè)備的費(fèi)用在1000萬——1300萬元，電解槽占制氫設(shè)備費(fèi)用的比例為2/3左右；制氫工程費(fèi)約占總投資的2/3。隨著臺(tái)套數(shù)的增加，設(shè)備及安裝費(fèi)占工程費(fèi)用的比例逐漸增大，如圖3所示。
圖3 不同規(guī)模下制氫設(shè)備安裝費(fèi)占工程費(fèi)的比例
隨著電解槽制造規(guī)模進(jìn)一步擴(kuò)大，設(shè)備成本將繼續(xù)下降。但由于堿性電解槽工藝技術(shù)已經(jīng)十分成熟，很難通過技術(shù)革新降低成本。根據(jù)預(yù)測，未來10年通過技術(shù)改進(jìn)和規(guī)模擴(kuò)張，可以降本40%，1000Nm3/h電解槽成本會(huì)降至500萬元，屆時(shí)制氫成本將下降5%——10%。
（4）效率對綠氫項(xiàng)目的影響分析
從熱力學(xué)角度出發(fā)，根據(jù)電解水反應(yīng)方程 Gibbs 自由能與可逆電位的關(guān)系和法拉第定律，可計(jì)算理論上單位體積電解水制氫耗電為2.95 kWh/Nm3，即33kWh/kg。目前大多數(shù)電解槽直流側(cè)的電耗是4.3——4.6kWh/Nm3，制氫系統(tǒng)總的電耗為5——5.5kWh/Nm3。2022年3月，澳大利亞公司Hysata新型“毛細(xì)管供電電解槽”可將能源成本降至41.5kWh/kg，打破了能效紀(jì)錄，折算到直流側(cè)的電耗為3.7kWh/Nm3，技術(shù)進(jìn)步帶來了制氫能耗的大幅下降。從圖4可以看出，當(dāng)制氫效率由60%提升至70%，制氫總成本可以下降8.2%。
圖4 制氫效率對制氫總成本的影響
（5）設(shè)備利用率對綠氫項(xiàng)目的影響分析
對達(dá)到一定規(guī)模效應(yīng)（15000Nm3/h及以上）的制氫項(xiàng)目，在假定電價(jià)不變（0.15kWh）及制氫效率不變（5.36kWh/Nm3）的情況下，分析單位質(zhì)量制氫全成本隨著設(shè)備利用率（運(yùn)行小時(shí)數(shù)）的變化情況，如圖5所示。分析發(fā)現(xiàn)，可變成本與耗電量和制氫效率、耗水量及銷售費(fèi)用相關(guān)，折算成單位制氫成本后，其可變成本是不變的。但是隨著設(shè)備利用率的提升，固定成本（工資福利、維修費(fèi)等）和折舊攤銷利息會(huì)隨著產(chǎn)量的提升，單位制氫成本是下降的。
圖5 設(shè)備利用率對單位制氫成本的影響
（6）管理質(zhì)量提升對綠氫項(xiàng)目的影響分析
隨著建設(shè)項(xiàng)目的增多，管理質(zhì)量將得到提升，相應(yīng)的工資、維修、管理、制造等費(fèi)用也將下降，由此也能使得制氫總成本下降。在保持項(xiàng)目其他費(fèi)用不變的情況下，當(dāng)由于管理質(zhì)量提升帶來的費(fèi)用（維修費(fèi)、其他管理費(fèi)、其他制造費(fèi)、人員工資等等）下降50%，制氫總成本可以下降10%。詳見表3。
表3 固定成本下降對制氫成本的影響
（7）綠氫成本影響因素結(jié)果分析
綜上所述，當(dāng)前可以有效降低電解水制氫的路徑主要就是電價(jià)降低和設(shè)備利用率升高，如圖6所示。隨著電價(jià)的降低，電解制氫成本也隨之降低，同時(shí)電力成本的占比也同步降低。電力成本每下降0.1元/kWh，氫氣成本平均下降5.96元/kg。另隨著電解槽每年工作時(shí)間的延長，由于單位氫氣固定成本的降低，制氫成本隨之下降，從2000h提升至8000h后，單位氫氣成本平均降低30%以上。
圖6 不同條件下制氫成本與設(shè)備利用率的關(guān)系
3 不同技術(shù)路線制氫成本的對比分析
3.1 煤制氫與天然氣制氫成本分析
由于我國資源的稟賦特征，目前氫氣的來源主要是煤氣化制氫和工業(yè)副產(chǎn)氣制氫。煤氣化是指在高溫常壓或高溫高壓下，煤與水蒸氣或氧氣（空氣）反應(yīng)轉(zhuǎn)化為以氫氣和CO為主的合成氣，再將CO經(jīng)水氣變換反應(yīng)得到氫氣和CO2的過程。煤氣化制氫工藝成熟，目前已實(shí)現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)化。傳統(tǒng)煤制氫采用固定床、流化床、氣流床等工藝，碳排放較高。根據(jù)CO變換反應(yīng)的特征，生成1kg氫氣，將額外產(chǎn)生22kgCO2，是天然氣重整制氫碳排放水平的2倍。結(jié)合氫能產(chǎn)業(yè)當(dāng)前的現(xiàn)狀，下面將重點(diǎn)對煤制氫、煤制氫+CCS或碳稅、天然氣制氫、新能源制氫進(jìn)行對比分析。
獨(dú)立制氫裝置規(guī)模以90000Nm3/h為測算基準(zhǔn)，對煤制氫和天然氣制氫2種工藝路線進(jìn)行比較。計(jì)算結(jié)果如表4所示。
表4 煤制氫和天然氣制氫成本分析
（1）煤制氫成本主要由煤炭、氧氣、燃料動(dòng)力能耗和投資折舊構(gòu)成，當(dāng)煤價(jià)為450元/t時(shí)，煤炭費(fèi)用比例約占37%；空氣分離裝置氧氣成本約占26%；煤制氫固定資產(chǎn)投入大，相應(yīng)的折舊及利息成為重要的成本影響因素，約占23%；燃料動(dòng)力費(fèi)用占8%，其他占6%。隨著煤炭價(jià)格的增長，煤炭占比也逐步提高，當(dāng)煤價(jià)達(dá)到1000元/t時(shí)，煤制氫中煤炭費(fèi)用占比達(dá)到60%。
（2）天然氣制氫成本主要是由天然氣費(fèi)用決定，在天然氣價(jià)格為2.5元/Nm3時(shí)，天然氣費(fèi)用占比達(dá)到73%，其次是燃料動(dòng)力能耗和固定資產(chǎn)折舊，占比22%，其他占比5%。天然氣價(jià)格是決定制氫價(jià)格的重要因素，考慮到中國“富煤、缺油、少氣”的資源稟賦特點(diǎn)，天然氣依賴進(jìn)口，因此從化石原料制氫分析比較，煤制氫優(yōu)于天然氣制氫。
（3）為控制氫氣制取環(huán)節(jié)的碳排放，煤制氫需結(jié)合碳捕集與封存（CCS）技術(shù)。根據(jù)《中國碳捕集利用與封存技術(shù)發(fā)展路線圖（2019版）》規(guī)劃，當(dāng)前國內(nèi)CCS成本在0.35——0.40元/kgCO2，2030年和2050年有望分別控制在0.21元/kgCO2和0.15元/kgCO2。結(jié)合煤制氫路線二氧化碳排放濃度高，CCS成本暫按照200元/t（當(dāng)前）和150元/t（未來）進(jìn)行考慮。具體的測算結(jié)果如圖7所示。從圖7可以看出，在當(dāng)前1000元/t的煤炭價(jià)格下，煤制氫的成本已經(jīng)達(dá)到了15元/kg,如果考慮200元/t的CCS成本，煤制氫的成本將達(dá)到19.4元/kg。
圖7 煤制氫成本分析
3.2 電解水制氫成本與煤制氫成本分析
依據(jù)前文論述，電解水制氫的成本如表5所示。在當(dāng)前的投資水平下，電解水制氫在不同電價(jià)和利用小時(shí)數(shù)的前提下，對應(yīng)的制氫成本在分別為12.11元/kg和26.67元/kg之間。
表5 電解水制氫的成本
（元/kg）
目前，煤價(jià)按1000元/t來考慮，煤制氫的成本15元/kg，煤制氫+碳價(jià)（50元/t）的成本是16.10元/kg，煤制氫+CCS（200元/t）的成本是19.4元/kg。當(dāng)前，新能源電價(jià)為0.25元/kWh時(shí)，電解水制氫成本21.05——26.67元/kg之間，仍高于煤制氫+CCS的成本；當(dāng)新能源電價(jià)下降到0.20元/kWh時(shí)，電解水制氫成本在18.07——23.69元/kg之間，低于煤制氫+CCS的成本；當(dāng)新能源電價(jià)下降到0.15元/kWh時(shí)，電解水制氫成本在15.09——20.71元/kg之間，低于煤制氫+碳價(jià)的成本；當(dāng)新能源電價(jià)下降到0.10元/kWh時(shí)，電解水制氫成本在12.11——17.72元/kg之間，低于煤制氫的成本。由此可見，在不同的條件下，隨著碳中和目標(biāo)的實(shí)施，“綠氫”的生產(chǎn)成本將接近甚至低于“灰氫”。
4 結(jié)論
電解水是“綠氫”生產(chǎn)的主要途徑，是氫能發(fā)展的必要技術(shù)，是實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的重要支柱，而電解槽是電解制氫的核心設(shè)備。通過對目前市場上主流的堿性電解槽制氫成本的分析，目前電解制氫的成本仍然高于化石能源制氫，沒有經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢。未來降本空間主要在于降低電價(jià)，增加電解槽的工作時(shí)間以攤薄折舊和其他固定成本，通過技術(shù)進(jìn)步和規(guī)模化生產(chǎn)降低電解槽的投資成本等。
隨著“雙碳”政策的不斷推進(jìn)和深化，新能源（尤其是光伏、風(fēng)電等）電力成本的降低，氫能應(yīng)用市場的逐漸成熟，市場對氫氣的需求將呈爆發(fā)式增長，雖然傳統(tǒng)的化石原料所生產(chǎn)的“灰氫”在中短期內(nèi)仍將占據(jù)市場主流，但通過“綠色”電力來電解水制氫將是未來低碳經(jīng)濟(jì)的主流方向，具有減碳屬性，有利于碳中和戰(zhàn)略目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。“綠氫”成本也必將隨著氫能的推廣和技術(shù)的進(jìn)步下降到可接受的水平，電解水會(huì)成為氫氣的主要來源。
