文/陈皓 杨玺 赵煜 张国莹 杨婷娜 曾庆辉 黄启祥 翟妤晴，云南省能源研究院，当代石油石化
绿氢产业是我国战略性新兴产业的重点发展方向，也是搭建新型能源体系、建设现代化产业的重要举措，发展绿氢将为我国经济高质量发展注入新活力。绿氢作为一种新兴产业，涉及化工、材料、能源、装备制造等领域，发展绿氢下游产业与新能源、新材料、高端装备制造等产业具有较强的关联性，以新质生产力赋能传统产业转型升级，其中绿氢制甲醇/氨、天然气管道掺氢及燃气轮机掺氢燃烧、氢燃料电池及氢能重卡正逐步成为绿氢科技创新的代表性技术，有必要对其进行成本和经济性分析，为行业应用提供参考依据。
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1绿氢制甲醇/氨经济性分析
1.1绿氢制甲醇经济性分析
分别对化石能源和绿氢制甲醇生产成本进行测算，氢气价格参考技术最成熟的碱性电解水制氢为1.6元/Nm3，甲醇成本主要由原料成本、辅助耗材及间接费用构成，测算结果如表1~3所示。
在考虑碳税的前提下，当煤炭价格为800元/t时，煤制甲醇的生产成本为2374.55元/t；当天然气价格为1.59元/m3，天然气制甲醇的生产成本为2203.36元/t；在考虑碳减排效益的前提下，当电解水制氢电价为0.3358元/kWh，绿氢加二氧化碳制甲醇的生产成本为4493.38元/t，远高于甲醇的市场均价2100~2600元/t，相比化石能源制甲醇，目前绿氢加二氧化碳制甲醇尚不具备经济性。
结合可再生能源电价、氢气价格和其他费用等边界条件计算，只有在电价为0.13元/kWh（对应绿氢成本为7.62元/kg）时，绿氢加二氧化碳制甲醇的成本为2198元/t，与煤价800元/t以及天然气价格1.59元/m3对应的化石能源制甲醇成本接近。煤制甲醇和天然气制甲醇需要交纳碳税，而合成绿色甲醇消耗二氧化碳可以获得碳减排补贴，且随着碳捕集、利用与封存（CCUS）技术发展，二氧化碳的利用成本将会降低，从而降低绿色甲醇生产成本。
1.2绿氢合成氨经济性分析
利用风力发电和光伏发电等可再生能源制氢合成氨的生产工艺流程如图1所示。
综合考虑现有技术和成本因素，采用碱性电解水制氢技术，合成氨工艺采用哈伯博世合成技术。分别对化石能源和绿氢合成氨的生产成本进行测算，结果如表4所示。
可以看出，新能源电价是影响合成氨成本的关键因素，随着电价逐渐提高，可变成本和经营成本的占比不断提升，绿电价格在0.1~0.2元/kWh时，生产合成氨的全成本为2278~3562元/t，当绿电价格为0.14元/kWh，对应的绿氨生产成本为2684元/t，绿氢耗电成本占合成氨生产成本的58.61%，与碳价90元/t对应的煤制合成氨成本（2578元/t）及天然气合成氨成本（2933元/t）大致接近。未来绿氨将作为替代煤/天然气合成氨的技术手段，控制绿氨生产成本仍需进一步降低绿电价格，待产业扶持政策逐步完善后，绿氨产业将迎来飞速发展。
2天然气管道掺氢及燃气轮机掺氢燃烧经济性分析
2.1天然气管道掺氢经济性分析
目前天然气管道掺氢处于前期发展阶段，主要受制于安全性、可行性、经济性3方面关键因素。在安全性方面，根据掺氢管道类型的不同，最大安全掺氢比例控制在10%以内，比例过高可能面临氢脆与爆炸、部件过热、回火等问题。从可行性上看，掺氢天然气直接燃烧已应用在“氢进万家”示范项目中，证明实现掺氢燃气的宽压力、长周期、规模化应用是可行的，未来还需进行长周期实验，更准确地对燃气基础设施进行适应性评价并形成标准体系。从经济性上看，我国天然气管道掺氢示范项目较少，按照可再生能源制氢价格1.6元/Nm3，通过实验分别掺入1%、3%、5%和10%氢气后，对应不同天然气价格条件下，计算掺氢天然气热值、气体价格、生产1t蒸汽耗气量及燃气成本，结果如表5所示。
当掺氢比例不变而天然气价格提升时，生产1t蒸汽的耗气量不变，燃气成本逐渐增加；当天然气价格不变而掺氢比例提升时，生产1t蒸汽的耗气量和燃气成本逐渐增加；当掺氢比例和天然气价格都提升时，生产1t蒸汽的耗气量和燃气成本逐渐显著增加。按照目前燃气价格和电价制氢，掺氢燃烧不具备商业化应用的经济可行性，据测算，当掺氢比例达到上限10%，氢气价格低至0.9元/m3，耗气量和燃气成本分别为80.45m3和171.36元，掺氢燃烧则兼具经济性和低碳环保双重效益。
2.2燃气轮机掺氢燃烧经济性分析
燃气轮机掺氢燃烧发电是利用燃气轮机将氢气与天然气混合燃烧产生热能，并通过涡轮驱动发电机发电的技术。最初燃气轮机使用天然气等化石燃料进行燃烧发电，近年来随着对环保要求的提高，使用氢气作为可持续能源的替代燃料逐渐受到关注，不仅能够降低氮氧化物等温室气体的排放量，同时也为氢能提供了新的应用场景。
对天然气掺氢燃烧发电的边界条件和经济性测算如下：按照5500kcal/kg煤炭价格800元/t，天然气价格2.27元/Nm3，绿电价格0.3358元/kWh计算，对应的制氢成本分别为0.9元/Nm3、1.2元/Nm3、1.6元/Nm3；燃气轮机选用F级重型燃机，单位体积天然气可发电5.0~5.5kWh/Nm3，每Nm3天然气热值为氢气的3倍条件下，取发电量平均值5.25kWh/Nm3进行反推，得出纯天然气、煤制氢掺烧、天然气制氢掺烧、可再生能源制氢掺烧的燃气度电成本分别为0.438kWh/元、0.597kWh/元、0.754kWh/元、1.232kWh/元。结果表明，采用化石能源或可再生能源制氢掺烧替代纯天然气燃烧发电，在现有政策条件下没有市场竞争优势，未来随着绿电价格进一步降低，使用清洁能源氢燃料替代天然气作为燃气轮机发电原料可以减少大量的碳排放。
3氢燃料电池及氢能重卡经济性分析
氢燃料电池作为一种新型发电装置，能量密度远高于锂离子电池[7]，且相比锂离子电池其具有补给时间短、零污染、续航里程高等优点，但加氢站相比充电站建设成本较高（见表6）。未来要获得氢源需要依靠工业副产氢和电解水制氢，消耗能量较大、成本高，因而氢燃料电池技术的产业化进程较慢。
测算燃油重卡、纯电动重卡以及氢能重卡的全生命周期成本。在车辆购置费用方面，以49t重卡为例，燃油车及电动车分别选取中国重汽某重卡牵引车、陕汽重卡德龙某纯电动牵引车，氢能重卡参考各地49t牵引车中标价格及出厂指导价。根据《燃料电池汽车城市群示范目标和积分评价体系》，结合国内平均补贴，计算购置氢能重卡的补贴金额约76万元。在能源成本方面，对于燃油重卡，按照0号柴油市场价格7.7元/L，满载后百公里油耗根据地形条件、用车习惯等有所差异，选取油耗30L/百公里进行测算；对于纯电动重卡，由于充电价格因充电桩所在区域、充电峰谷时段等有所差异，选取1元/kWh进行测算，根据其电池容量及续航水平计算百公里电耗约188kWh。对于氢能重卡，加氢价格依据制氢方式、所处区域等差异较大，分别选取45元/kg（无补贴）和30元/kg（含补贴）加氢价格进行测算，而百公里氢耗依据地形条件等有所差异，选取10kg/百公里进行测算。测算结果如表7所示。
在目前的补贴政策下，氢能重卡相对燃油重卡和纯电动重卡仍未实现经济性。49t氢能重卡初始购置费用为130万元，考虑购车财政补贴和加氢补贴价格测算，行驶70万km后报废，其全生命周期成本为386万元，比燃油重卡和纯电动重卡的全生命周期成本分别高出20%和16%。
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4、结语
绿氢是未来最具潜力的清洁制氢技术，目前控制绿氢应用成本主要依靠降低可再生能源电力价格、电解水系统成本、加大产业政策扶持力度以及将碳减排效益转化为经济效益等实施路径，预计绿氢在耦合二氧化碳制甲醇、耦合氮气合成氨、天然气管道掺氢、燃气轮机掺氢燃烧、氢燃料电池及氢能重卡等产业的规模化应用有望在2030年前实现。
