双碳目标下氢能的可持续发展模式探讨.doc

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1、双碳目标下氢能的可持续发展模式探讨氢能具有清洁环保、能量密度高等优势，被视为极具潜力的可再生替代能源，是实现国家“双碳”目标的重要支撑。目前的核心问题是用氢成本过高，与燃油车和电动车相比没有价格优势。从制氢运氢加氢的产业链角度出发，对近中远期氢能产业链进行了成本分析，发现在近期和中期，制约氢气价格下降的瓶颈主要在于加氢站，而加氢站氢气成本下降的核心在于提升加氢量，摊薄成本。如果氢燃料电池汽车数量提高，每日加氢量提升至一定水平，会迅速降低氢气成本，并为中远期的CCUS、电解制氢等更为低碳的制氢技术留出足够的利润空间。同时给出了具体建议，包括通过政策引导大力增加燃料电池汽车数量以增加加氢量；合理规

2、划，减少运氢距离；增加运氢压力以增加单次氢气运载量；优化加氢站工艺，减少日常运营成本等。迄今为止，人类共经历了两次能源革命，第一次发生在19世纪初，伴随着工业革命及蒸汽机的普及，煤炭取代柴薪，成为主要动力能源，建立了煤炭铁路为核心的工业链条；第二次发生在19世纪末，伴随内燃机革命，石油和天然气逐渐取代煤炭，成为主要能源，建立了以油气田管道（油轮）炼油厂加油站为核心的能源供应链条。但是，200年来，以化石燃料为主要能源的工业体系使二氧化碳排放量增加，在大气中的浓度上升，温室效应加剧，全球气候变暖，极端天气增多。面对日益严重的气候挑战，各国纷纷制定碳减排及最终“脱碳”路线图。由此，第三次能源革命呼

3、之欲出。在此次重大变革中，以太阳能、风能、核能和氢能为主的可再生清洁能源将逐渐取代化石能源，成为人类未来的主要能量来源。其中氢能作为一种高效、清洁、可持续的能源，质量能量密度为传统汽柴油的3倍以上，被认为是人类的“终极能源”。为应对气候挑战，我国作为世界上二氧化碳排放量第一大国，已经提出30/60的碳减排目标，发展氢能等清洁能源作为替代能源已经成为国家战略，被写入国家“十四五”发展规划，地方鼓励政策也陆续出台。但目前阻碍氢能发展的关键问题仍然是氢气成本太高，燃料成本与传统燃油车相比没有经济优势，如果没有政府政策介入很难获得大规模推广。本文主要探讨氢能供应链上各个环节如何在不依赖补贴的条件下，实

4、现可持续发展。1 近期模式探讨我国目前正处于氢能产业的起步阶段，近期的政策目标是氢气终端售价不高于35元/kg，当前各地政府的政策补贴也将其作为基准。本文从制氢运氢加氢角度分别进行分析，探究是否可以在不依赖补贴的前提下实现这一目标。1.1 制氢由于我国当前的电价相对较高，而且电力结构仍以火电为主，二氧化碳排放强度高，所以电解水制氢不但成本高昂，没有经济性，且环境效益差，每1kg氢气碳排放可达30kg CO2，高于化石燃料制氢。以全生命周期考察，当前的电解水制氢并非真正的“绿氢”。由此，在氢能发展的初期，我国还不具备电解水制氢的发展条件。当前氢气来源以化石能源制氢为主，主要是天然气制氢和煤制氢。

5、无论是煤制氢还是天然气制氢，目前工艺技术都已经十分成熟，且成本相对低廉。由于我国多煤少气的资源现状以及煤炭的低成本优势，近10年来煤制氢项目一直占据相关行业的主流。但与天然气制氢相比，煤制氢有如下不利方面：煤制氢的一次性投资高于天然气制氢，以90000Nm3/h制氢装置为例，煤制氢需投资12.4亿元，天然气制氢只需6亿元，相差近1倍，而且天然气制氢装置小型化撬装化技术已经成熟，适合分布式制氢发展。在当前“双碳”政策目标的大背景下，煤制氢的二氧化碳排放强度是天然气制氢的4倍以上，煤制氢与当前的环境政策目标相悖。我国煤炭资源分布不均，主要分布在西北地区，而未来氢能推广和消费的主要区域是华东和华南，

6、需要远距离运输煤炭资源；与此相对，我国已经建成西气东输、中俄天然气管道等天然气主干管道7.7万km，依托主线同时修建了遍布全国的管道支线，天然气基本覆盖我国城市地区，目前天然气原料的获得便利性优于煤炭，这为分布式天然气制氢创造了条件。目前我国天然气由政府定价，价格相对固定，波动性小；而煤炭属于市场定价，价格随市场变化，可能在短期内剧烈波动，所以煤制氢既不利于氢气价格判断，也不利于维持市场的价格稳定。由此，在氢能发展初期阶段，应该以天然气分布式制氢作为制氢主要手段，给氢能行业以原料支撑。根据参考文献中天然气制氢成本的计算方法，设计产能20000Nm3/h，预计投资1.6亿元，对外销售利润为20%

7、，测算在2.53.5元/Nm3的天然气价格范围内制氢价格，结果见图1。从图1可以看出，在天然气价格2.53.5元/m3的范围内，对外售价保持在大概1419元/kg的范围内，其中天然气原料成本占到总成本80%左右，即天然气价格直接决定着氢气价格。1.2 运氢目前国际主流的运氢方式主要有高压气氢、低温液氢、管道输氢。由于技术及基础设施造价等问题，液氢运输及管道输氢在我国应用较少，目前主流的运氢方式仍然以长管拖车运输高压气氢为主。通过高压将氢气压缩至拖车内的储氢单元中，通常由610个高压钢瓶组成。该方法已经非常成熟，但由于氢气密度小，而储氢压力容器自重大，所以最终拖车所运氢气的质量只占总运输质量的1

8、%2%。国内常见的单车运氢量约为350kg，而且氢气装卸过程时间较长，效率不高。目前长管拖车钢瓶主要为型瓶，受制于材料，运输压力约为20MPa。随运输距离的变化，运氢成本会随之变化，同时附加毛利15%，氢气运费具体见图2。从图2可知，随着运输距离的增加，单位质量氢气运输成本直线上升。一般认为，高压气氢运输的经济运输半径在200km以内，200km范围内的运氢价格可以控制在12元/kg以下，如果在150km范围内，则可以将运输成本控制在10元/kg以下。1.3 加氢加氢站是整个氢能产业链的终端，其成本也要被包含在用氢成本中。一个典型的加氢站由储存系统、压缩系统、加注系统和控制系统等组成。从站外长

9、管拖车运进的氢气，通过压缩系统压缩至一定压力，加压后的氢气储存在固定式高压容器中。当需要加注氢气时，氢气在加氢站固定高压容器与车载储氢容器之间高压差的作用下，通过加注系统迅速充装至车载储氢罐。除去土建成本和管阀外，加氢站建设成本占比较大的主要是一些核心设备，如压缩机、加注设备和储氢罐。由于国内缺乏成熟量产的加氢站设备厂商，进口设备推高了加氢站建设成本。一个具备1000kg/d加注能力的加氢站投资约为2000万元，每年运营成本约250万元，如果投资回报率按20%计，按每日不同的加氢量分析，单位氢气成本见图3。从图3可以看出，每日加注量越多，加注环节的成本越低，尤其在日加注量500kg以下，每增加

10、100kg的加氢量其成本几乎以指数形式下降。由于加注量的增加可以摊薄折旧和运营成本，但由于我国目前加氢站平均日加氢量只有240kg，所以加氢环节成本仍然很高。图4是近期氢气供应链的成本汇总分析。从图中可知，由于制氢成本主要取决于天然气价格，但我国天然气定价体制并非完全市场化，所以制氢成本相对变化幅度不大，人为可控因素较小。运氢成本取决于氢源与加氢站的距离，实际相对比较固定，所以波动也不大。加氢站的加氢成本波动幅度较大，主要由加氢站每日的加氢量决定，每日加氢需求越高，加注成本越低。所以要想在不依赖补贴的条件下实现35元/kg的氢气售价，关键还是取决于制氢工厂与加氢站的设置距离和氢气每日的加注需求

11、。但在当前的现实条件下，受制于燃料电池汽车数量稀少、加氢需求不足、以及运输距离过长等因素，在没有政府补贴的情况下，一般很难达到35元/kg的目标价位。因此，在氢能产业发展的初期，要特别注意制氢工厂以及加氢站的区位选择，在项目的可研阶段要将当地加氢需求纳入统筹考虑范围，避免资源的浪费和项目建成后的亏损。2 中期模式探讨在2030年后，预计我国氢能产业已经逐渐从起步期过渡到产业化快速发展期，在这期间，氢气售价的目标价位为25元/kg。遵循相同思路，对此阶段氢能的制氢运氢加氢产业链进行价值分析。2.1 制氢在2030年后的氢能产业快速发展期，氢气来源会更加多元化，电解水制氢会占据一定的比例，但化石燃

12、料制氢仍然占据主流。由于规模化效益以及折旧和财务费用的递减，天然气制氢的成本会比现在降低大约12%，但随着双碳目标的推进，此时制氢项目会通过二氧化碳捕集技术（CCUS）实现氢气的脱碳化生产，即将“灰氢”变为“蓝氢”。如果叠加CCUS，预计每吨CO2处理成本为210元，则天然气制氢成本上升1.26元/kg。剔除设备折旧和财务费用后，计算分析利润率20%，有CCUS和无CCUS两种情况的天然气制氢的氢气价格，结果见图5。从图5可知，在2.53.5元/Nm3的天然气价格范围内，叠加CCUS后的氢气价格基本在1318元/kg范围内波动。由于技术进步以及产业的完善，即便叠加CCUS，此时的制氢费用仍然比

13、当前费用更加低廉。2.2 运氢在2030年后由于氢能产业的快速发展，当下20MPa的运氢压力已经不能满足发展的需求，运氢压力会比现在有所提高，长管拖车储氢的型瓶会逐渐被型或型瓶取代，运氢压力可以达到目前国外的50MPa甚至更高，单次运氢可以达到1200 kg以上。由此，采用相同的计算方法，计算出50MPa压力下的运氢费用，详见图6。通过对比图2和图6可知，由于压力的提高导致单次运氢量的提升，使每公斤氢气运输成本平均下降50%，运氢效率获得了极大提升。在此条件下，氢气运输的经济距离大大增加，可以向更远的地方运氢。2.3 加氢随着氢能行业的发展，加氢站的数量逐渐到达一定规模，建设费用和运营费用会比

14、现在有一定的降低，但幅度有限。但由于氢燃料电池汽车数量增加，每日的加注量会比现在上一台阶。预计在此阶段，1000kg/d加注能力的加氢站投资约为1800万元，每年运营成本约200万元，投资回报率按20%计，根据每日不同的加氢量计算加氢成本，结果见图7。从图7可知，在此阶段，加氢环节成本会比当前降低近20%。由于燃料电池汽车数量的增加，预计可以将每日平均加氢量稳定在500kg以上，此时加注环节的氢气成本将在20元/kg以下。对以上成本分析进行汇总，如图8所示。从图8可知，在氢能产业的发展中期，虽然由于技术进步，产业链各个环节对比现在都会有一定幅度的降低，尤以运氢环节降低幅度最大，但此时制约氢气成

15、本下降的瓶颈仍与现在相同，即在加注环节上。如果氢燃料电池汽车数量发展至一定水平，使加注量可以维持1400kg/d以上，才有可能达到25元/kg的目标价位。由此可见，在氢能发展中期阶段，全行业盈利的平衡点主要仍在于市场对于氢气的加注需求。3 远期模式探讨预计在2050年后，氢气在动力能源消费比例中将达到10%，氢燃料电池汽车获得广泛应用，加氢站等配套设施基本完善，氢能行业将进入产业成熟期。此时，可再生能源制氢成本相比现在将大幅降低，市场在售氢气基本以电解水的“绿氢”为主，同时，站内制氢将成为主流，制氢加氢一体化，避免了运输成本。3.1 制氢根据国家相关部门的氢能发展规划，2050年之后，氢能行业

16、将进入成熟期。天然气制氢和煤制氢在此阶段虽然仍占据一定的市场份额，但由于“双碳”政策的深化，化石能源制氢将逐步退出市场，电解水制氢将占据市场的主流，而PEM电解槽将成为电解水制氢的主流设备。由于光伏电力成本和电解槽价格的降低，以及技术进步带来的电解槽能耗效率的提升，预计制氢的平均电耗将降至4kWh/Nm3以下，1000Nm3/h的PEM电解槽购置成本将降至1000万元以下，光伏、风能等可再生能源电费将降至0.13元/kWh以下。此时站内制氢会取代站外制氢成为主流，如果按照站内制氢产能800万Nm3/a、毛利20%计算，不同电价条件下的电解氢气价格见图9。从图9可知，如果光伏、风能等可再生能源电力成本在0.13元以下，则单位氢气生产价格可在14元/kg以下，与当前的天然气或煤制氢价格处于同一水平。随着技术的进步，“灰氢”向“绿氢”的过渡不会带来成本的提升。