新能源制氫經濟性分析及開發建議

馬俊杰

（中核坤華能源發展有限公司，浙江杭州 311100）

1 氫產業概述

目前制氫技術路線按原料來源主要分為化石原料制氫、化工原料制氫、工業尾氣制氫和電解水制氫。常規的制氫技術路線中以傳統化石能源制氫為主，全球范圍內主要是使用天然氣制氫，我國由于煤炭資源比較豐富，因此主要使用煤制氫技術路線，占全國制氫技術的60%以上。

為了區分制氫途徑的清潔度（碳排放量），將可再生能源電解水得到的氫氣稱為“綠氫”，生產過程做到零碳排放；將以化石能源為原料，通過蒸汽甲烷重整或自熱重整等方法制造的氫氣稱為“灰氫”，灰氫的成本較低，但是碳強度較高；在 甲烷蒸汽重整與自熱重整制氫過程中增加碳捕捉和貯存環節（CCS）, 這樣制出的氫氣被稱為“藍氫”。藍氫可以降低碳排放量，但無法消除所有碳排。在雙碳背景下，未來交通、建筑，以及大部分工業部門都需要依靠氫能實現深度脫碳，否則碳中和的目標難以實現。未來大量氫能使用的情況下，氫能本身的制取也需要脫碳，化石能源制氫與工業副產氫仍有碳排放，綠氫才是未來主流。

中國對氫能的研究與發展可以追溯到20世紀60年代初，對作為火箭燃料的液氫的生產、H2/O2燃料電池的研制與開發進行了大量工作。將氫作為能源載體和新的能源系統進行開發，則是從20世紀70年代開始的。為進一步開發氫能，推動氫能利用的發展，氫能技術已被列入《科技發展“十五”計劃和2015年遠景規劃（能源領域）》[1]，我國已將氫能納入國家能源戰略，成為優化能源消費結構和保障國家能源供應安全的戰略選擇。

目前中國已形成京津冀、長江三角洲、珠江三角洲、華中、西北、西南、東北7個氫能產業集群，北京、寧波、茂名等多地相繼出臺了氫能和燃料電池產業發展相關規劃，國內氫能產業正在快速發展壯大，“氫能”大幕已經全面開啟。

氫能產業鏈下游應用包括加氫站、燃料電池的各種應用（包括車輛、固定式電站、便攜式電子、分布式發電等)、傳統石化工業應用。石油化工和煤化工是使用的氫氣最多的領域，能夠達到總氫氣使用量的50%。合成氨是氫氣應用的第二大戶，能夠達到總氫氣使用量的45%。未來，氫能將會向供動能、供電能、冶金等方面轉移[2]。

2 電解水制氫技術路線

電解水制氫是一種應用廣泛、技術成熟、工藝簡單、產品純度高的制氫技術，其原理是在充滿電解液的電解槽中通入直流電，水分子在電極上發生電化學反應，在陰極析出氫氣，陽極析出氧氣，其優點是工藝流程短、過程清潔無有害氣體或碳排放。根據電解槽生產技術的不同，電解水制氫的方法可以分為堿性(ALK)、質子交換膜(PEM)、陰離子交換膜(AEM)和固體氧化物(SOEC)四大電解水技術。

2.1 堿性水電解制氫（ALK）

堿性水電解制氫技術是研發最早最成熟的電解制氫技術，它是以KOH、NaOH水溶液為電解質，陰陽極間利用隔膜分隔，通入直流電，將水電解后生成H2和O2。

堿性水電解制氫技術運行壽命可達15 a，因冷態啟動時電解液處于常溫狀態，因此制氫能耗較高。隨著通電時間增加，電解液溫度隨之升高，產氫速度逐漸提高。堿性電解水可以在30%～100%變工況運行。

2.2 質子交換膜電解制氫（PEM）

質子交換膜(PEM)電解槽使用較薄的全氟磺酸膜(PFSA)和先進的電極結構，低阻、高效。PFSA膜化學、機械性都很穩定，且耐壓，因此PEM電池可在最高達70 bar下運行，而氧氣側則處于常壓。PEM電解槽的缺點是需在高酸性、高電勢和不利的氧化環境中工作，因此需要高穩定性的材料。價格昂貴的鈦基材料、貴金屬催化劑和保護涂層是必要的，這不僅為電池元件提供了高穩定性，也提供了良好的傳導性和電池效率。PEM系統有著緊湊、簡單的設計，但對水的雜質敏感（如鐵、銅、鉻、鈉），并會受到煅燒的影響。

2.3 固體氧化物電解制氫（SOEC）

固體氧化物(SOEC)電解槽在高溫（700～850℃）下運行，動力學上的優勢使其可使用廉價的鎳電極。如利用工業生產中高品質的余熱（比如能量輸入為75%電能+25%水蒸氣中的熱能），SOEC的系統效率近期內有望達到85%，并在10 a內達到歐盟的2030年目標90%。SOEC電解槽進料為水蒸氣，若添加二氧化碳后，則可生成合成氣（氫氣和一氧化碳的混合物），再進一步生產合成燃料，如柴油、航空燃油。因此SOEC技術有望被廣泛應用于二氧化碳回收、燃料生產和化學合成品。SOEC的另一優勢是可逆性，即可逆燃料電池用于可再生能源的存儲。耐久性是SOEC目前的首要問題，熱化學循環，特別是系統停、啟時，都會加速老化，降低使用壽命。

2.4 陰離子交換膜電解制氫

陰離子交換膜(AEM)電解槽的潛力在于將堿性電解槽的低成本與PEM的簡單、高效相結合。但是目前AEM膜存在化學、機械穩定性的問題，影響壽命曲線。此外，AEM膜的傳導性低，催化動力學慢和電極結構較差也影響著AEM的性能。目前AEM技術尚處于研發階段。

3 電解水制氫技術路線對比

各種制氫方式的成本差異較大。目前，煤制氫是我國最成熟、最便宜的制氫方式，其成本約為天然氣制氫的70%～80%。新能源發電再電解制氫的成本主要依賴于發電效率及成本，隨著風電、光伏發電等產業規模擴大和技術進步，新能源制氫成本還有大幅下降的空間。

從材料、性能、效率和成本等各方面來看，上述四種電解水技術都有自身的優勢和挑戰，各種技術路線對比，如表1所示。

4 新能源電解水制氫成本及經濟性分析

從制造成本來看，國內煤氣化制氫成本最低，其他制氫模式上部分擁有資源（天然氣、甲醇、工業電價)價格優勢的地區制氫成本較低。2022年以來受煉焦煤、天然氣、甲醇價格上漲的影響，相關鏈條制氫成本均有一定程度上漲。從投資強度來看，焦爐煤氣副產氫和甲醇制氫最低，天然氣制氫次之，電解水制氫最高。

電解水制氫系統主要由電解槽主體以及BOP輔助系統組成。BOP輔助系統由電力設備（電源、變壓器、整流器等）、氣液分離及干燥純化設備及其他設備構成，其投資主要構成，如圖1所示.

圖1 電解水制氫設備投資構成

4.1 光伏發電制氫經濟性分析

本方案擬建一座50 MW光伏電站及9000 m3（標）/h制氫廠，同時配備10 MW/20 MW·h的儲能系統。

由于各地區光伏發電小時數不同，因此項目整體收益隨著發電小時數的降低而降低。按方案容量，暫定本方案總投資約為3.4億元。在不同利用小時數情況下假定收益率滿足7%要求，具體測算，如表2所示。

表2 光伏項目不同小時數下制氫成本價測算

目前綠氫市場價格約20000元/t，通過上表可以看出，如要保證資本金收益率大于7%，則要求光伏發電小時數大于2100 h。而目前多數光伏電站的發電小數均小于2000 h，所以利用光伏發電制氫售氫很難滿足資本金收益率要求。

4.2 風力發電制氫經濟性分析

本方案擬建一座50 MW風電場及9000 m3（標）/h制氫廠，同時配備10 MW/20 MW·h的儲能系統。

與光伏項目類似，由于各地區風機發電小時數不同，因此項目整體收益隨著發電小時數的降低而降低。按方案容量，暫定本方案總投資約為4.43億元。在不同利用小時數情況下假定收益率滿足7%要求，具體測算，如表3所示。

表3 風電項目不同小時數下制氫成本價測算

通過上表可以看出，如要保證資本金收益率大于7%，則要求風電發電小時數大于3082 h。而大多數風力發電站的年發電小時數都在2000～3000 h區間，故若綠氫價格偏低，風電制氫方案也很難滿足資本金收益率要求。

4.3 國內在建新能源制氫項目

國內新能源發展迅速，截止到2022年，已規劃超過300個新能源制氫項目，較為典型的有中石化新疆庫車綠氫示范項目、內蒙古鄂爾多斯光伏制氫示范項目、內蒙古包頭達茂旗制氫示范項目等，多為示范類項目。

5 結論與發展建議

通過分析新能源制氫技術路線的建設、造價和經濟評價。可以得到以下結論：

1）光伏發電由于發電時間短，發電量太低，故以光伏發電為能源制氫售氫路線暫無法以當前界定的測算邊界條件通過經濟性評價。而風電可利用時間長，發電量高，可在制氫及制氫中獲得較好的經濟性評價，在一般的風電資源條件下，均有在當前市場環境下較為合理的氫價格使項目可達到資本金收益率7%的指標。

2）光伏制氫路線中，若按氫價格20000元/t計算，如要保證資本金收益率大于7%，則要求光伏發電小時數大于2100 h。

3）風電制氫路線中，若按氫價格20000元/t計算，如要保證資本金收益率大于7%，則要求風電發電小時數大于3082 h。

制氫成本制約項目市場競爭力，大規模綠電制氫達到經濟可行尚需時日。但是，在新能源消納壓力較大地區，利用風電、光伏項目棄電制氫，已初步具備經濟性。

6 結語

提升綠電制氫系統經濟性，需要從多方面著手。①結合新能源市場價格，降低電源側建設成本，進一步壓降綠電成本；②選擇適合的制氫路線，合理配比制氫容量；③重點關注“電-氫-氨”系統智能控制模型，以優化新能源發電系統和制氫系統相匹配的生產策略；④降低原材料消耗量；⑤條件允許的情況下，適當降低內部收益率要求，提升市場競爭力。