内容来源: CGH绿氢博览会
摘要：制氢是建立氢能产业链的根基，新能源制绿氢规模化部署将打开氢能产业链新局面，使氢能产业从示范向商业化迈进。化石能源制氢为目前主流制氢技术，具有规模大、成本低、但二氧化碳排放高的特点。新能源电解水制氢是真正意义上零碳排放的制氢方式，但成本高是制约氢能产业发展的关键因素。基于影响电解水制氢成本的核心要素，对制氢成本进行剖析，重点就电价、系统规模、设备投资、电解效率、运行小时数和管理质量提升6个因素对绿氢成本的影响进行分析，并与煤制氢进行对比，为绿氢降本提供了可供参考的路径。 氢能在广泛应用于交通、炼钢、化工、电力、供热等领域时，制氢是各种氢能源应用途径的根基，而电解水制氢技术又是构建电氢能源结构助力新能源实现大规模转化利用最重要的方式，各国都将清洁氢视为清洁能源转型与碳中和的重要路径[1-3]。
目前根据制取方式和碳排放量的不同将氢能主要分为灰氢、蓝氢和绿氢3种：①以化石燃料（包括煤炭、天然气等）为原料制氢以及工业副产制氢，这类制备方式是目前技术最成熟的制氢路线，但存在制取过程中会产生碳排放的问题，因此制取的氢气被称为“灰氢”；②在灰氢制取的过程中辅以碳捕捉技术所得到的“蓝氢”，这种制氢方法可有效减少制氢过程中的碳排放，但仍无法完全解决碳排放问题；③电解水制备得到的“绿氢”，以这种方法制氢不会产生任何碳排放，但目前绿氢制取的技术不如化石燃料制氢成熟，绿氢成本较高。 国际上，欧洲将电解水制氢作为实现氢能战略最为核心的技术途径，欧盟委员会通过《气候中性的欧洲氢能战略》[4]，提出到2024年将安装600万kW的电解设施以具备100万t绿氢制备能力；到2030年将安装4000万kW的电解设施，以具备1000万t绿氢制备能力。美国能源部推出“能源地球”计划，以加速氢能创新，增加清洁氢能需求，并计划将清洁氢能的成本降低80%，至1美元/kg。国内以传统高碳产业为主的地区，绿氢布局也是十分积极，建设新能源制绿氢项目的数量不断增多。比如，内蒙古以氢能重卡应用为突破口，开展风光制氢一体化示范项目，将绿氢重点应用于重卡汽车、炼化、煤化工等领域。 然而，化石能源制氢为目前主流制氢技术，具有规模大、成本低，但二氧化碳排放高；新能源电解水制氢是真正意义上零碳排放的制氢方式，但绿氢成本高是制约氢能产业发展的关键因素。为此，本文基于影响电解水制氢成本的核心要素对制氢成本进行了剖析，并与煤制氢进行了对比分析，为绿氢降本提供了可供参考的路径。
目前，绿氢成本总体偏高，全产业链规模效应尚未显现，商业化条件仍显“不够”，严重制约着氢能产业可持续、大规模发展。碱性电解水制氢技术目前发展的最为成熟，具有槽体结构简单、安全可靠、运行寿命长、操作简便、售价低廉等优点，是市场上主要的电解制氢方式，得到了广泛的应用[5]。 一般制氢成本分为固定成本和可变成本，固定成本包括设备折旧、人工、运维等，可变成本包括制氢过程的电耗和水耗。由此可以推导出碱性电解槽制氢成本计算公式，即制氢成本=（电价×单位电耗+水价×单位水耗）+[折旧摊销利息+工资及福利+修理费+其他费用（其他制造费用、其他管理费用、其他销售费用）]/制氢总量+销售税金及附加+所得税。 为此，本研究通过对典型的新能源碱性电解水制绿氢项目分析，发现包括电价、系统规模、设备投资、电解效率、运行小时数和管理质量提升在内的6个变量，是影响绿氢成本最为核心的因素。通过这些变量对绿氢项目成本的影响分析，提出绿氢产业发展的降本潜力重点方向，以期为提升绿氢项目的竞争力找到发力点。 制氢成本方面，电价影响最显著。本文以某5000Nm³/h的光伏制氢项目为例，全过程制氢电耗5.4kWh/Nm³（对应制氢效率55%），来探索新能源电价对绿氢项目的敏感性分析。项目的成本费用分为以电耗为主的可变成本、经营成本、总成本等，具体情况如表1所示。电价占制氢成本的比重见图1。 从图1可以看出，随着电价的上升，电价占制氢成本的比例是不断增加的。在电价大于0.20元/kWh时，电价占制氢成本的比例超过50%，且随着电价的增加，电价占制氢成本的比例将快速增长；在电价低于0.20元/kWh时，制氢过程的经营成本、固定资产折旧及相关财务费用占比较大；当电价为0时，经营成本与固定资产折旧/利息接近，制氢成本也达到了11.88元/kgH2。以0.2元/kWh为基准，当电价下浮50%时，制氢成本下降24.4%。 当光伏度电成本降到0.20元/kWh以下，低于绝大部分煤电价格。此时，在其他条件都不变的情况下，新能源制氢全成本仍需21.76元/kg，仍将高于其他化石能源制氢成本，其绿色低碳的属性没有得到体现。目前来看，降低电价是制氢降本的重要途径，除一些政策支持外，在不同场景、不同地区采取不同的方式也是非常重要的，在新能源丰富的地区采用离网规模化制氢可能是一个非常理想的降低电价选择。 制氢规模是降低单位投资造价水平的关键，根据对3个不同等级项目的梳理，选取单套设备工程费用作为1个评价指标，单套工程费占总投资的3/4，是能反应整体项目投资造价水平的。如图2所示，当设备达15套以上时，单套设备工程费（设备、建安和土建）趋于平缓，为1200万元/套；当5套时，单套工程费就上升到2000万元/套；当只有1～2套时，上升到3000万～3500万元/套。 不同规模的制氢成本构成详见表2。由表2可以看出，随着台套数的增加，制氢成本有所下降；当从5台套增加到15台套，单台套的工程费用下降了40%，但制氢成本仅仅下降7.1%。且随着台套数的增加，单台套的工程费用基本持平，由此带来的制氢成本下降潜力有限。
目前，1000Nm³/h电解槽（包括气液分离器）设备费用在800万～900万元/台；单套制氢设备的费用在1000万～1300万元，电解槽占制氢设备费用的比例为2/3左右；制氢工程费约占总投资的2/3。随着台套数的增加，设备及安装费占工程费用的比例逐渐增大，如图3所示。 随着电解槽制造规模进一步扩大，设备成本将继续下降。但由于碱性电解槽工艺技术已经十分成熟，很难通过技术革新降低成本。根据预测，未来10年通过技术改进和规模扩张，可以降本40%，1000Nm³/h电解槽成本会降至500万元，届时制氢成本将下降5%～10%。 从热力学角度出发，根据电解水反应方程Gibbs自由能与可逆电位的关系和法拉第定律，可计算理论上单位体积电解水制氢耗电为2.95kWh/Nm³，即33kWh/kg。目前大多数电解槽直流侧的电耗是4.3～4.6kWh/Nm³，制氢系统总的电耗为5～5.5kWh/Nm³。2022年3月，澳大利亚公司Hysata新型“毛细管供电电解槽”可将能源成本降至41.5kWh/kg，打破了能效纪录，折算到直流侧的电耗为3.7kWh/Nm³，技术进步带来了制氢能耗的大幅下降。从图4可以看出，当制氢效率由60%提升至70%，制氢总成本可以下降8.2%。 对达到一定规模效应（15000Nm³/h及以上）的制氢项目，在假定电价不变（0.15kWh）及制氢效率不变（5.36kWh/Nm³）的情况下，分析单位质量制氢全成本随着设备利用率（运行小时数）的变化情况，如图5所示。分析发现，可变成本与耗电量和制氢效率、耗水量及销售费用相关，折算成单位制氢成本后，其可变成本是不变的。但是随着设备利用率的提升，固定成本（工资福利、维修费等）和折旧摊销利息会随着产量的提升，单位制氢成本是下降的。 随着建设项目的增多，管理质量将得到提升，相应的工资、维修、管理、制造等费用也将下降，由此也能使得制氢总成本下降。在保持项目其他费用不变的情况下，当由于管理质量提升带来的费用（维修费、其他管理费、其他制造费、人员工资等等）下降50%，制氢总成本可以下降10%。详见表3。 综上所述，当前可以有效降低电解水制氢的路径主要就是电价降低和设备利用率升高，如图6所示。随着电价的降低，电解制氢成本也随之降低，同时电力成本的占比也同步降低。电力成本每下降0.1元/kWh，氢气成本平均下降5.96元/kg。另随着电解槽每年工作时间的延长，由于单位氢气固定成本的降低，制氢成本随之下降，从2000h提升至8000h后，单位氢气成本平均降低30%以上。 3.1煤制氢与天然气制氢成本分析
由于我国资源的禀赋特征，目前氢气的来源主要是煤气化制氢和工业副产气制氢。煤气化是指在高温常压或高温高压下，煤与水蒸气或氧气（空气）反应转化为以氢气和CO为主的合成气，再将CO经水气变换反应得到氢气和CO2的过程。煤气化制氢工艺成熟，目前已实现大规模工业化。传统煤制氢采用固定床、流化床、气流床等工艺，碳排放较高。根据CO变换反应的特征，生成1kg氢气，将额外产生22kgCO2，是天然气重整制氢碳排放水平的2倍。结合氢能产业当前的现状，下面将重点对煤制氢[6]、煤制氢+CCS或碳税、天然气制氢、新能源制氢进行对比分析。
独立制氢装置规模以90000Nm³/h为测算基准，对煤制氢和天然气制氢2种工艺路线进行比较。计算结果如表4所示。
![]()
（1）煤制氢成本主要由煤炭、氧气、燃料动力能耗和投资折旧构成，当煤价为450元/t时，煤炭费用比例约占37%；空气分离装置氧气成本约占26%；煤制氢固定资产投入大，相应的折旧及利息成为重要的成本影响因素，约占23%；燃料动力费用占8%，其他占6%。随着煤炭价格的增长，煤炭占比也逐步提高，当煤价达到1000元/t时，煤制氢中煤炭费用占比达到60%。
（2）天然气制氢成本主要是由天然气费用决定，在天然气价格为2.5元/Nm³时，天然气费用占比达到73%；其次是燃料动力能耗和固定资产折旧，占比22%；其他占比5%。天然气价格是决定制氢价格的重要因素，考虑到中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋特点，天然气依赖进口，因此从化石原料制氢分析比较，煤制氢优于天然气制氢。
（3）为控制氢气制取环节的碳排放，煤制氢需结合碳捕集与封存（CCS）技术。根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图（2019版）》规划，当前国内CCS成本在0.35～0.40元/kgCO2，2030年和2050年有望分别控制在0.21元/kgCO2和0.15元/kgCO2。结合煤制氢路线二氧化碳排放浓度高，CCS成本暂按照200元/t（当前）和150元/t（未来）进行考虑。具体的测算结果如图7所示。从图7可以看出，在当前1000元/t的煤炭价格下，煤制氢的成本已经达到了15元/kg，如果考虑200元/t的CCS成本，煤制氢的成本将达到19.4元/kg。
![]()
3.2电解水制氢成本与煤制氢成本分析
依据前文论述，电解水制氢的成本如表5所示。在当前的投资水平下，电解水制氢在不同电价和利用小时数的前提下，对应的制氢成本在12.11元/kg和26.67元/kg之间。
![]()
目前，煤价按1000元/t来考虑，煤制氢的成本15元/kg，煤制氢+碳价（50元/t）的成本是16.10元/kg，煤制氢+CCS（200元/t）的成本是19.4元/kg。当前，新能源电价为0.25元/kWh时，电解水制氢成本在21.05～26.67元/kg之间，仍高于煤制氢+CCS的成本；当新能源电价下降到0.20元/kWh时，电解水制氢成本在18.07～23.69元/kg之间，低于煤制氢+CCS的成本；当新能源电价下降到0.15元/kWh时，电解水制氢成本在15.09～20.71元/kg之间，低于煤制氢+碳价的成本；当新能源电价下降到0.10元/kWh时，电解水制氢成本在12.11～17.72元/kg之间，低于煤制氢的成本。由此可见，在不同的条件下，随着碳中和目标的实施，“绿氢”的生产成本将接近甚至低于“灰氢”。
电解水是“绿氢”生产的主要途径，是氢能发展的必要技术，是实现“双碳”目标的重要支柱，而电解槽是电解制氢的核心设备。通过对目前市场上主流的碱性电解槽制氢成本的分析，目前电解制氢的成本仍然高于化石能源制氢，没有经济优势。未来降本空间主要在于降低电价，增加电解槽的工作时间以摊薄折旧和其他固定成本，通过技术进步和规模化生产降低电解槽的投资成本等。 随着“双碳”政策的不断推进和深化，新能源（尤其是光伏、风电等）电力成本的降低，氢能应用市场的逐渐成熟，市场对氢气的需求将呈爆发式增长，虽然传统的化石原料所生产的“灰氢”在中短期内仍将占据市场主流，但通过“绿色”电力来电解水制氢将是未来低碳经济的主流方向，具有减碳属性，有利于碳中和战略目标的实现。“绿氢”成本也必将随着氢能的推广和技术的进步下降到可接受的水平，电解水会成为氢气的主要来源。 [1]王明华．绿氢耦合煤化工系统的性能分析及发展建议[J]．现代化工，2021，41（11）：4-8． [2]王明华．氢能-煤基能源产业战略转型路径研究[J]．现代化工，2021，41（7）：1-4． [3]王明华．氢能产业发展之困局———“源”与“汇”[J]．现代化工，2022，42（9）：1-6． [4]董一凡．欧盟氢能发展战略与前景[J]．国际石油经济，2020，28（10）：23-30． [5]邓甜音，何广利，缪平．不同应用场景的电解水制氢成本分析[J]．能源化工，2020，41（6）：1-5． [6]张彩丽．煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议[J]．石油炼制与化工，2018，49（1）：94-98．作者：王明华（国能经济技术研究院有限责任公司，北京102211）
“3060”除了原创外，均是转载其他媒体/公号的，开头都明显标示来源，“原文阅读”附有原文链接。
![]()
![]()
![]()
联系： 电话：16620430193
微信/邮箱：995201502@qq.com
