LNG产业视角下不同天然气制氢模式的终端氢气成本分析.doc
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1、LNG产业视角下不同天然气制氢模式的终端氢气成本分析得益于燃料电池成本的快速下降和整个产业链上下游技术的迅速发展,氢能在全球掀起了发展热潮。交通能源电动化替代汽柴油已成为世界各国交通发展的大趋势,推动化石能源向清洁、低碳能源转型。完整的氢能产业链包括制氢、储运、利用,还包括燃料电池和燃料电池汽车等,链条长且复杂,被称为“亚马逊丛林”式的产业生态链(见图1)。图1 氢能产业链上下游示意在制氢端,长期来看绿色、零碳排放的可再生能源电解水制氢是未来发展的趋势,但由于技术和成本因素,在相当长一段时期内,大宗氢源依然需要依赖化石能源。大规模制氢主要是煤制氢和天然气制氢。天然气制氢在环保、效率、能耗、投资
2、、碳排放等方面相比煤制氢有明显优势,基于目前已经完善的天然气产业和基础设施,能为氢能产业的发展提供稳定、充足、低价和低碳的氢源。1 LNG产业链与氢能产业的融合模式1.1 LNG产业链组成2018年,我国天然气消费量约2830亿m3,占一次能源消费量的7.43%,其中进口LNG约735亿m3,占天然气消费量的25.98%(见图2)。可以预期LNG将在我国天然气供应中占比越来越大,为我国清洁能源供应和环境保护做出更大的贡献。图2 2018年我国一次能源消费结构组成及天然气消费构成LNG产业经过多年发展已经形成完整、成熟的产业链条,包括天然气开采、净化、液化、LNG跨洋运输,LNG的接收、储存和气
3、化,天然气长输、配送和利用等。氢能的快速发展为LNG产业提供了宝贵的延伸产业链、扩展价值链、提高天然气附加值的战略机遇。氢能产业发展初期,如果能够利用LNG接收站、管道、加注站、燃气发电等LNG产业上下游的基础设施,如开展灵活的天然气制氢、天然气管道掺氢、LNG-H2混合加注、掺氢燃气轮机发电、天然气分布式与氢气分布式发电等,将有利于实现氢能新产业与传统能源产业的融合、协同发展,降低氢能制、储、运、用各环节的成本,加快产业发展的速度和质量。1.2 LNG产业链与氢能产业的融合模式按照氢气来源和运输场景的不同,LNG产业与氢能产业融合发展的可能路径(见图3)主要有以下三种:路径一:在接收站附近或
4、管道所及的用氢城市群地区开展天然气制氢,发展氢气在工业、交通加注、燃气轮机发电和分布式发电方面的应用。此路径下的天然气制氢适合于大、中规模。考虑到氢气运输成本较高,优先选址在城市周边有利于降低氢气成本。路径二:直接在天然气资源国获得低价、大宗的氢资源,通过液氢或有机物氢载体(LOHC)跨洋运输至国内,再开展后续的氢气利用。此路径即为国际氢供应链,利用不同国家、地区的制氢资源禀赋和生产成本的差异,有望形成新的类似于LNG的国际能源贸易新品类。LOHC的竞争力在于适用于大规模氢气储运,集中式的LOHC处理相比分散式成本更低。因此,可以考虑先把LOHC运输至城市周边,集中转化释放氢气后,再通过氢气管
5、道或氢气管束车运输至加氢站的方式。而液氢则可以通过槽车直达加氢站,在加氢站内气化。路径三:在加氢站内开展小型的天然气制氢。站内小型的天然气制氢能够实现橇装化、模块化,运输灵活、建造速度快,能够省去昂贵的氢气运输环节,显著降低氢气成本。站内天然气制氢是未来加氢站发展的重要趋势之一。图3 LNG产业链与氢能产业融合发展路径基于LNG产业发展氢能的以上三种路径,采用天然气制氢为加氢站供应氢气资源,可能的组合模式可以有很多,但在考虑实际应用场景后,甄选出最贴近实际、最可能实施的以下六种模式(见表1)。表1 LNG产业发展天然气制氢为加氢站供氢的不同模式2 不同天然气制氢模式的终端氢气成本分析2.1 三
6、种路径的制氢成本分析三种发展路径对应了三种氢气来源方式,其中路径一对应大、中规模的天然气制氢;路径二为以液氢或LOHC进口的氢气,对应成本为包含了海外制氢、跨洋运输和进口、出口终端的成本;路径三为站内小型天然气制氢,相比大、中规模的天然气制氢价格稍贵。对比工业副产氢的制氢,几种路径的氢气成本如图4。图4 不同路径的制氢成本从制氢成本来看,目前包含进出口的终端和远洋运输费用的国际氢,供应氢气成本已经高于40元/kgH2,无经济优势。且从图4中可以看出,氢气的液化成本较高,进口液氢的成本比进口LOHC还要高出约51%。但未来随着国际氢供应链和氢气贸易的成熟,以及运输规模的增加,国际氢供应的价格有较
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