馬俊杰

（中核坤華能源發(fā)展有限公司，浙江杭州 311100）

1 氫產(chǎn)業(yè)概述

目前制氫技術(shù)路線按原料來(lái)源主要分為化石原料制氫、化工原料制氫、工業(yè)尾氣制氫和電解水制氫。常規(guī)的制氫技術(shù)路線中以傳統(tǒng)化石能源制氫為主，全球范圍內(nèi)主要是使用天然氣制氫，我國(guó)由于煤炭資源比較豐富，因此主要使用煤制氫技術(shù)路線，占全國(guó)制氫技術(shù)的60%以上。

為了區(qū)分制氫途徑的清潔度（碳排放量），將可再生能源電解水得到的氫氣稱(chēng)為“綠氫”，生產(chǎn)過(guò)程做到零碳排放；將以化石能源為原料，通過(guò)蒸汽甲烷重整或自熱重整等方法制造的氫氣稱(chēng)為“灰氫”，灰氫的成本較低，但是碳強(qiáng)度較高；在 甲烷蒸汽重整與自熱重整制氫過(guò)程中增加碳捕捉和貯存環(huán)節(jié)（CCS）, 這樣制出的氫氣被稱(chēng)為“藍(lán)氫”。藍(lán)氫可以降低碳排放量，但無(wú)法消除所有碳排。在雙碳背景下，未來(lái)交通、建筑，以及大部分工業(yè)部門(mén)都需要依靠氫能實(shí)現(xiàn)深度脫碳，否則碳中和的目標(biāo)難以實(shí)現(xiàn)。未來(lái)大量氫能使用的情況下，氫能本身的制取也需要脫碳，化石能源制氫與工業(yè)副產(chǎn)氫仍有碳排放，綠氫才是未來(lái)主流。

中國(guó)對(duì)氫能的研究與發(fā)展可以追溯到20世紀(jì)60年代初，對(duì)作為火箭燃料的液氫的生產(chǎn)、H2/O2燃料電池的研制與開(kāi)發(fā)進(jìn)行了大量工作。將氫作為能源載體和新的能源系統(tǒng)進(jìn)行開(kāi)發(fā)，則是從20世紀(jì)70年代開(kāi)始的。為進(jìn)一步開(kāi)發(fā)氫能，推動(dòng)氫能利用的發(fā)展，氫能技術(shù)已被列入《科技發(fā)展“十五”計(jì)劃和2015年遠(yuǎn)景規(guī)劃（能源領(lǐng)域）》[1]，我國(guó)已將氫能納入國(guó)家能源戰(zhàn)略，成為優(yōu)化能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)和保障國(guó)家能源供應(yīng)安全的戰(zhàn)略選擇。

目前中國(guó)已形成京津冀、長(zhǎng)江三角洲、珠江三角洲、華中、西北、西南、東北7個(gè)氫能產(chǎn)業(yè)集群，北京、寧波、茂名等多地相繼出臺(tái)了氫能和燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展相關(guān)規(guī)劃，國(guó)內(nèi)氫能產(chǎn)業(yè)正在快速發(fā)展壯大，“氫能”大幕已經(jīng)全面開(kāi)啟。

氫能產(chǎn)業(yè)鏈下游應(yīng)用包括加氫站、燃料電池的各種應(yīng)用（包括車(chē)輛、固定式電站、便攜式電子、分布式發(fā)電等)、傳統(tǒng)石化工業(yè)應(yīng)用。石油化工和煤化工是使用的氫氣最多的領(lǐng)域，能夠達(dá)到總氫氣使用量的50%。合成氨是氫氣應(yīng)用的第二大戶(hù)，能夠達(dá)到總氫氣使用量的45%。未來(lái)，氫能將會(huì)向供動(dòng)能、供電能、冶金等方面轉(zhuǎn)移[2]。

2 電解水制氫技術(shù)路線

電解水制氫是一種應(yīng)用廣泛、技術(shù)成熟、工藝簡(jiǎn)單、產(chǎn)品純度高的制氫技術(shù)，其原理是在充滿電解液的電解槽中通入直流電，水分子在電極上發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)，在陰極析出氫氣，陽(yáng)極析出氧氣，其優(yōu)點(diǎn)是工藝流程短、過(guò)程清潔無(wú)有害氣體或碳排放。根據(jù)電解槽生產(chǎn)技術(shù)的不同，電解水制氫的方法可以分為堿性(ALK)、質(zhì)子交換膜(PEM)、陰離子交換膜(AEM)和固體氧化物(SOEC)四大電解水技術(shù)。

2.1 堿性水電解制氫（ALK）

堿性水電解制氫技術(shù)是研發(fā)最早最成熟的電解制氫技術(shù)，它是以KOH、NaOH水溶液為電解質(zhì)，陰陽(yáng)極間利用隔膜分隔，通入直流電，將水電解后生成H2和O2。

堿性水電解制氫技術(shù)運(yùn)行壽命可達(dá)15 a，因冷態(tài)啟動(dòng)時(shí)電解液處于常溫狀態(tài)，因此制氫能耗較高。隨著通電時(shí)間增加，電解液溫度隨之升高，產(chǎn)氫速度逐漸提高。堿性電解水可以在30%～100%變工況運(yùn)行。

2.2 質(zhì)子交換膜電解制氫（PEM）

質(zhì)子交換膜(PEM)電解槽使用較薄的全氟磺酸膜(PFSA)和先進(jìn)的電極結(jié)構(gòu)，低阻、高效。PFSA膜化學(xué)、機(jī)械性都很穩(wěn)定，且耐壓，因此PEM電池可在最高達(dá)70 bar下運(yùn)行，而氧氣側(cè)則處于常壓。PEM電解槽的缺點(diǎn)是需在高酸性、高電勢(shì)和不利的氧化環(huán)境中工作，因此需要高穩(wěn)定性的材料。價(jià)格昂貴的鈦基材料、貴金屬催化劑和保護(hù)涂層是必要的，這不僅為電池元件提供了高穩(wěn)定性，也提供了良好的傳導(dǎo)性和電池效率。PEM系統(tǒng)有著緊湊、簡(jiǎn)單的設(shè)計(jì)，但對(duì)水的雜質(zhì)敏感（如鐵、銅、鉻、鈉），并會(huì)受到煅燒的影響。

2.3 固體氧化物電解制氫（SOEC）

固體氧化物(SOEC)電解槽在高溫（700～850℃）下運(yùn)行，動(dòng)力學(xué)上的優(yōu)勢(shì)使其可使用廉價(jià)的鎳電極。如利用工業(yè)生產(chǎn)中高品質(zhì)的余熱（比如能量輸入為75%電能+25%水蒸氣中的熱能），SOEC的系統(tǒng)效率近期內(nèi)有望達(dá)到85%，并在10 a內(nèi)達(dá)到歐盟的2030年目標(biāo)90%。SOEC電解槽進(jìn)料為水蒸氣，若添加二氧化碳后，則可生成合成氣（氫氣和一氧化碳的混合物），再進(jìn)一步生產(chǎn)合成燃料，如柴油、航空燃油。因此SOEC技術(shù)有望被廣泛應(yīng)用于二氧化碳回收、燃料生產(chǎn)和化學(xué)合成品。SOEC的另一優(yōu)勢(shì)是可逆性，即可逆燃料電池用于可再生能源的存儲(chǔ)。耐久性是SOEC目前的首要問(wèn)題，熱化學(xué)循環(huán)，特別是系統(tǒng)停、啟時(shí)，都會(huì)加速老化，降低使用壽命。

2.4 陰離子交換膜電解制氫

陰離子交換膜(AEM)電解槽的潛力在于將堿性電解槽的低成本與PEM的簡(jiǎn)單、高效相結(jié)合。但是目前AEM膜存在化學(xué)、機(jī)械穩(wěn)定性的問(wèn)題，影響壽命曲線。此外，AEM膜的傳導(dǎo)性低，催化動(dòng)力學(xué)慢和電極結(jié)構(gòu)較差也影響著AEM的性能。目前AEM技術(shù)尚處于研發(fā)階段。

3 電解水制氫技術(shù)路線對(duì)比

各種制氫方式的成本差異較大。目前，煤制氫是我國(guó)最成熟、最便宜的制氫方式，其成本約為天然氣制氫的70%～80%。新能源發(fā)電再電解制氫的成本主要依賴(lài)于發(fā)電效率及成本，隨著風(fēng)電、光伏發(fā)電等產(chǎn)業(yè)規(guī)模擴(kuò)大和技術(shù)進(jìn)步，新能源制氫成本還有大幅下降的空間。

從材料、性能、效率和成本等各方面來(lái)看，上述四種電解水技術(shù)都有自身的優(yōu)勢(shì)和挑戰(zhàn)，各種技術(shù)路線對(duì)比，如表1所示。

4 新能源電解水制氫成本及經(jīng)濟(jì)性分析

從制造成本來(lái)看，國(guó)內(nèi)煤氣化制氫成本最低，其他制氫模式上部分擁有資源（天然氣、甲醇、工業(yè)電價(jià))價(jià)格優(yōu)勢(shì)的地區(qū)制氫成本較低。2022年以來(lái)受煉焦煤、天然氣、甲醇價(jià)格上漲的影響，相關(guān)鏈條制氫成本均有一定程度上漲。從投資強(qiáng)度來(lái)看，焦?fàn)t煤氣副產(chǎn)氫和甲醇制氫最低，天然氣制氫次之，電解水制氫最高。

電解水制氫系統(tǒng)主要由電解槽主體以及BOP輔助系統(tǒng)組成。BOP輔助系統(tǒng)由電力設(shè)備（電源、變壓器、整流器等）、氣液分離及干燥純化設(shè)備及其他設(shè)備構(gòu)成，其投資主要構(gòu)成，如圖1所示.

圖1 電解水制氫設(shè)備投資構(gòu)成

4.1 光伏發(fā)電制氫經(jīng)濟(jì)性分析

本方案擬建一座50 MW光伏電站及9000 m3（標(biāo)）/h制氫廠，同時(shí)配備10 MW/20 MW·h的儲(chǔ)能系統(tǒng)。

由于各地區(qū)光伏發(fā)電小時(shí)數(shù)不同，因此項(xiàng)目整體收益隨著發(fā)電小時(shí)數(shù)的降低而降低。按方案容量，暫定本方案總投資約為3.4億元。在不同利用小時(shí)數(shù)情況下假定收益率滿足7%要求，具體測(cè)算，如表2所示。

表2 光伏項(xiàng)目不同小時(shí)數(shù)下制氫成本價(jià)測(cè)算

目前綠氫市場(chǎng)價(jià)格約20000元/t，通過(guò)上表可以看出，如要保證資本金收益率大于7%，則要求光伏發(fā)電小時(shí)數(shù)大于2100 h。而目前多數(shù)光伏電站的發(fā)電小數(shù)均小于2000 h，所以利用光伏發(fā)電制氫售氫很難滿足資本金收益率要求。

4.2 風(fēng)力發(fā)電制氫經(jīng)濟(jì)性分析

本方案擬建一座50 MW風(fēng)電場(chǎng)及9000 m3（標(biāo)）/h制氫廠，同時(shí)配備10 MW/20 MW·h的儲(chǔ)能系統(tǒng)。

與光伏項(xiàng)目類(lèi)似，由于各地區(qū)風(fēng)機(jī)發(fā)電小時(shí)數(shù)不同，因此項(xiàng)目整體收益隨著發(fā)電小時(shí)數(shù)的降低而降低。按方案容量，暫定本方案總投資約為4.43億元。在不同利用小時(shí)數(shù)情況下假定收益率滿足7%要求，具體測(cè)算，如表3所示。

表3 風(fēng)電項(xiàng)目不同小時(shí)數(shù)下制氫成本價(jià)測(cè)算

通過(guò)上表可以看出，如要保證資本金收益率大于7%，則要求風(fēng)電發(fā)電小時(shí)數(shù)大于3082 h。而大多數(shù)風(fēng)力發(fā)電站的年發(fā)電小時(shí)數(shù)都在2000～3000 h區(qū)間，故若綠氫價(jià)格偏低，風(fēng)電制氫方案也很難滿足資本金收益率要求。

4.3 國(guó)內(nèi)在建新能源制氫項(xiàng)目

國(guó)內(nèi)新能源發(fā)展迅速，截止到2022年，已規(guī)劃超過(guò)300個(gè)新能源制氫項(xiàng)目，較為典型的有中石化新疆庫(kù)車(chē)綠氫示范項(xiàng)目、內(nèi)蒙古鄂爾多斯光伏制氫示范項(xiàng)目、內(nèi)蒙古包頭達(dá)茂旗制氫示范項(xiàng)目等，多為示范類(lèi)項(xiàng)目。

5 結(jié)論與發(fā)展建議

通過(guò)分析新能源制氫技術(shù)路線的建設(shè)、造價(jià)和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)。可以得到以下結(jié)論：

1）光伏發(fā)電由于發(fā)電時(shí)間短，發(fā)電量太低，故以光伏發(fā)電為能源制氫售氫路線暫無(wú)法以當(dāng)前界定的測(cè)算邊界條件通過(guò)經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)。而風(fēng)電可利用時(shí)間長(zhǎng)，發(fā)電量高，可在制氫及制氫中獲得較好的經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)，在一般的風(fēng)電資源條件下，均有在當(dāng)前市場(chǎng)環(huán)境下較為合理的氫價(jià)格使項(xiàng)目可達(dá)到資本金收益率7%的指標(biāo)。

2）光伏制氫路線中，若按氫價(jià)格20000元/t計(jì)算，如要保證資本金收益率大于7%，則要求光伏發(fā)電小時(shí)數(shù)大于2100 h。

3）風(fēng)電制氫路線中，若按氫價(jià)格20000元/t計(jì)算，如要保證資本金收益率大于7%，則要求風(fēng)電發(fā)電小時(shí)數(shù)大于3082 h。

制氫成本制約項(xiàng)目市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力，大規(guī)模綠電制氫達(dá)到經(jīng)濟(jì)可行尚需時(shí)日。但是，在新能源消納壓力較大地區(qū)，利用風(fēng)電、光伏項(xiàng)目棄電制氫，已初步具備經(jīng)濟(jì)性。

6 結(jié)語(yǔ)

提升綠電制氫系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性，需要從多方面著手。①結(jié)合新能源市場(chǎng)價(jià)格，降低電源側(cè)建設(shè)成本，進(jìn)一步壓降綠電成本；②選擇適合的制氫路線，合理配比制氫容量；③重點(diǎn)關(guān)注“電-氫-氨”系統(tǒng)智能控制模型，以?xún)?yōu)化新能源發(fā)電系統(tǒng)和制氫系統(tǒng)相匹配的生產(chǎn)策略；④降低原材料消耗量；⑤條件允許的情況下，適當(dāng)降低內(nèi)部收益率要求，提升市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。