王樂 WANG Le；付翌 FU Yi；張豈凡 ZHANG Qi-fan

（中國核電工程有限公司，北京100840）

1 核能與氫能“跨界耦合”的可能性

當(dāng)前，氫能發(fā)展備受矚目。因“跨界耦合”的特性，其被公認(rèn)為清潔能源體系建設(shè)的助推器。由于氫元素在地球上主要以化合物的形式存在于水和化石能源中，氫能作為一種二次能源，利用氫能作為能源應(yīng)用，必須通過其他能源制取。這就給核能“跨界耦合”進(jìn)入氫能領(lǐng)域，拓展延長核能應(yīng)用產(chǎn)業(yè)鏈提供了可能性。

2 國內(nèi)外制氫方式發(fā)展現(xiàn)狀

目前現(xiàn)有制氫技術(shù)大多依賴化石能源，無法避免碳排放。根據(jù)氫能生產(chǎn)來源和生產(chǎn)過程中的排放情況，通常將氫能分別命名為灰氫、藍(lán)氫和綠氫。國內(nèi)外制氫產(chǎn)業(yè)主要有三種較為成熟的技術(shù)路線：

①灰氫：是以煤炭、天然氣為代表的化石燃料重整制氫，在生產(chǎn)過程中會有CO2等排放。

②藍(lán)氫：是將天然氣通過甲烷重整或自熱蒸汽重整制成，雖然天然氣也屬于化石燃料在生產(chǎn)過程中也會產(chǎn)生溫室氣體排放，但由于使用碳捕捉等先進(jìn)技術(shù)減輕或降低排放生產(chǎn)。

③綠氫：是使用再生能源（風(fēng)能、核能等）通過電解水制取氫氣；綠氫是氫能利用的理想形態(tài)。

從表1可以看出，目前全球主要制氫途徑是化石能源制氫，總體難以擺脫對化石能源的依賴。國外化石能源制氫主要為天然氣重整制氫和石油制氫。國內(nèi)主要為煤制氫，這是由中國“富煤、缺油、少氣”的資源構(gòu)成導(dǎo)致，并且由于國內(nèi)天然氣含硫量較高，預(yù)處理工藝復(fù)雜，導(dǎo)致國內(nèi)采用天然氣制氫的經(jīng)濟(jì)性遠(yuǎn)低于國外。

表1 國內(nèi)外各種制氫工藝及所占比例

采用大規(guī)?；茉粗茪浠蚬I(yè)副產(chǎn)氫（“灰氫”）來供應(yīng)未來氫能社會的需求，那么就失去了采用氫氣作為二次能源的意義。因此，在生態(tài)環(huán)境保護(hù)和人類社會可持續(xù)發(fā)展的大背景下，未來氫氣的來源會不斷從化石能源制取向清潔能源制取的方向轉(zhuǎn)變。清潔能源制取“綠氫”的比重將會越來越大，據(jù)中國氫能聯(lián)盟發(fā)布的《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書》預(yù)計(jì)，到2050年，氫能在中國能源體系中的占比約為10%，氫能需求量接近6000萬噸，可再生能源電解水制氫將成為有效供氫主體。

但被各界寄予厚望的“綠氫”目前卻僅占?xì)錃饪偖a(chǎn)能的4%。原因何在？

3 “綠氫”（電解水制氫）的技術(shù)選擇

電解水制氫是通過電能給水提供能量，破壞水分子的氫氧鍵來制取氫氣的方法。其工藝過程簡單。目前主流的電解水制氫技術(shù)有三種類型：包括堿性電解水制氫、質(zhì)子交換膜電解水（PEM）制氫和固態(tài)氧化物電解水（SOEC）制氫（詳見表2）。

從表2可以看出，雖然堿性電解水制氫其電解效率僅為60-75%，但憑借成熟度和產(chǎn)業(yè)化程度高、設(shè)備壽命長的制氫技術(shù)優(yōu)勢，占據(jù)了電解水制氫的絕大部分市場份額。本次數(shù)據(jù)分析也以“堿性電解水制氫”作為切入點(diǎn)，開展分析。

表2 電解水制氫技術(shù)參數(shù)對比

表3 堿性電解水制氫主要專業(yè)估算表

4 堿性電解水制氫成本分析

根據(jù)目前國內(nèi)核能與氫能“跨界耦合”尚處于重要設(shè)備、總體技術(shù)方案論證階段，設(shè)計(jì)部門所能提供的資料相關(guān)較少，與工程相關(guān)策劃還未開展，此種現(xiàn)狀不足以支持對所選取的“堿性電解水制氫”方案，開展正向測算工程費(fèi)用、工程其他費(fèi)用、基本預(yù)備費(fèi)、價(jià)差預(yù)備費(fèi)、可抵扣稅費(fèi)等與工程實(shí)施相關(guān)費(fèi)用，來確定工程固定價(jià)投資，進(jìn)而開展財(cái)務(wù)評價(jià)分析的工作方法。

通過對現(xiàn)有技術(shù)、調(diào)研資料分析，結(jié)合目前國內(nèi)商用核電站建設(shè)工程經(jīng)濟(jì)評價(jià)部分的習(xí)慣做法，將“堿性電解水制氫”方案依據(jù)其自身經(jīng)濟(jì)分析部分以財(cái)務(wù)分析的結(jié)論為主，國民經(jīng)濟(jì)評價(jià)暫不考慮。

根據(jù)“堿性電解水制氫”工藝選擇和制氫設(shè)備廠家實(shí)際調(diào)研情況，制氫規(guī)模按1000Nm3/小時(shí)（單套設(shè)備500Nm3/小時(shí)*2）開展分析工作。

4.1 工程價(jià)格估算

根據(jù)調(diào)研結(jié)果，制氫設(shè)備供應(yīng)商僅能提供工藝和儀控兩主要專業(yè)設(shè)備清單和大致費(fèi)用水平，其余土建、電氣、給排水、通風(fēng)、氣體、通信等各專業(yè)受到落地廠址因素影響，在沒有設(shè)計(jì)專業(yè)配合提供資料的情況下，無法開展方案費(fèi)用估算。從工藝和儀控兩主要專業(yè)費(fèi)用水平估算，如考慮建設(shè)制氫規(guī)模1000Nm3/小時(shí)的制氫設(shè)施，其工程費(fèi)用水平應(yīng)不低于3000萬元。因制氫設(shè)施屬于易燃易爆的化工設(shè)施，其工程其他費(fèi)用具有其行業(yè)特殊性與核能行業(yè)差異較大，需要進(jìn)一步調(diào)研確定。

4.2 堿性電解水制氫經(jīng)濟(jì)性測算

基于目前數(shù)據(jù)的局限性，在假定堿性電解水制氫運(yùn)行成本參數(shù)邊界的基礎(chǔ)上，項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率9%的前提下，氫氣單價(jià)在2元/Nm3或3元/Nm3時(shí)，測算不同電價(jià)，堿性電解水制氫項(xiàng)目最高可接受的投資金額，自下而上，從后向前的進(jìn)行分析，通過逆向成本測算，評估核能進(jìn)入氫能產(chǎn)業(yè)較佳的切入點(diǎn)。

①假定主要參數(shù)如表4。

表4 主要參數(shù)表

②測算氫氣單價(jià)2元/Nm3時(shí)，不同電價(jià)下項(xiàng)目中最高可接受的投資金額。

從表5、圖1中，3個(gè)測算樣本可以看出，氫氣單價(jià)2元/Nm3，當(dāng)電價(jià)從0.2元/kWh增加到0.25元/kWh，項(xiàng)目最高可接受的投資金額從1785萬元減少至575萬元且從前序調(diào)研工作可知，制氫規(guī)模為1000Nm3/小時(shí)的堿性電解水制氫項(xiàng)目，工藝及控制專業(yè)僅設(shè)備費(fèi)用約1700萬元，3個(gè)測算樣本建設(shè)投資小于或接近已知不完全投資；說明在設(shè)定條件下，當(dāng)氫氣單價(jià)2元/Nm3，不具備經(jīng)濟(jì)性，從經(jīng)濟(jì)性角度分析項(xiàng)目不具備投資可能。

圖1 不同電價(jià)下項(xiàng)目中最高可接受的投資金額（1）

表5 不同電價(jià)下項(xiàng)目中最高可接受的投資金額（1）

③測算氫氣單價(jià)3元/Nm3時(shí)，不同電價(jià)下項(xiàng)目中最高可接受的投資金額。

從表6、圖2中，4個(gè)測算樣本可以看出，當(dāng)電價(jià)從0.2元/kWh增加到0.45元/kWh，項(xiàng)目最高可接受的投資金額從6060萬元減少至224萬元。

圖2 不同電價(jià)下項(xiàng)目中最高可接受的投資金額（2）

表6 不同電價(jià)下項(xiàng)目中最高可接受的投資金額（2）

從前序調(diào)研工作可知，制氫規(guī)模為1000Nm3/小時(shí)的堿性電解水制氫項(xiàng)目，工藝及控制專業(yè)僅設(shè)備費(fèi)用約1700萬元，樣本1、2建設(shè)投資小于已知不完全投資，樣本3、4建設(shè)投資大于已知不完全投資，且高于預(yù)估費(fèi)用水平。說明在設(shè)定條件下，當(dāng)氫氣單價(jià)3元/Nm3，電價(jià)在0.3元/kWh左右，項(xiàng)目具有一定的經(jīng)濟(jì)性。

④測算投資控制在3000萬元時(shí)，測算不同階梯電價(jià)與氫價(jià)的對照關(guān)系。

從表7、圖3中，5個(gè)測算樣本可以看出，如果投資控制在3000萬元時(shí)，電價(jià)從0.2元/kWh增加到0.5元/kWh，相應(yīng)氫價(jià)從2.29元/kWh增加到3.9元/kWh。

表7 固定投資下，不同階梯電價(jià)與氫價(jià)的對照關(guān)系

圖3 固定投資下，不同階梯電價(jià)與氫價(jià)的對照關(guān)系

4.3 堿性電解水制氫經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)論

從財(cái)務(wù)評價(jià)可以看出：

①當(dāng)氫氣單價(jià)2元/Nm3，從經(jīng)濟(jì)性角度分析項(xiàng)目不具備投資可能。除非制氫工藝在保持投資的前提下，轉(zhuǎn)化效率大幅提升。②當(dāng)氫氣單價(jià)3元/Nm3，電價(jià)在0.3元/kWh左右，項(xiàng)目開始具有一定的經(jīng)濟(jì)性；但應(yīng)綜合考慮落地廠址的氫氣價(jià)格。③在評價(jià)期內(nèi)，電費(fèi)約占運(yùn)行期總成本的76%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于占運(yùn)行期總成本13%的工資及福利，及占運(yùn)行期總成本4%的管理費(fèi)用（詳見圖4制氫成本構(gòu)成）。由此可以回答，被各界寄予厚望的“綠氫”（電解水制氫）目前卻僅占?xì)錃饪偖a(chǎn)能的4%。受現(xiàn)階段制氫技術(shù)的限制，氫氣成本被電價(jià)緊密控制，這也符合二次能源自身的成本結(jié)構(gòu)。

圖4 制氫成本構(gòu)成

5 結(jié)論

本文從堿性電解水制氫作為切入點(diǎn)，自下而上，從后向前的進(jìn)行分析，通過逆向成本測算，分析氫氣單價(jià)2元/Nm3和單價(jià)3元/Nm3的經(jīng)濟(jì)性，以及評價(jià)期內(nèi)，制氫成本的初步構(gòu)成，為進(jìn)一步工作的開展打下基礎(chǔ)、指明方向。

隨著“碳達(dá)峰”的臨近與“碳中和”成為全球的普遍共識，綠電+綠氫是實(shí)現(xiàn)的有力手段。核能作為穩(wěn)定性好、高能量密度的綠色能源，有良好的基礎(chǔ)條件“跨界耦合”進(jìn)入氫能領(lǐng)域，拓展延長核能應(yīng)用產(chǎn)業(yè)鏈。未來調(diào)研分析核電廠落地地區(qū)氫氣銷售價(jià)格，分析核電廠目前以及未來一段時(shí)間內(nèi)電價(jià)，同時(shí)跟蹤制氫工藝的發(fā)展，有針對性的提出進(jìn)入氫能領(lǐng)域開展“跨界耦合”的臨界點(diǎn)。特別是制氫的新技術(shù)路徑，如核能制氫的熱化學(xué)循環(huán)（碘硫循環(huán)和混合硫循環(huán)）和高溫蒸汽電解的進(jìn)一步工程示范化和商業(yè)化，對制氫經(jīng)濟(jì)性提出更高的要求。