2 電氫經(jīng)濟性初步顯現(xiàn)，氫氨一體化優(yōu)勢突出
2.1 電氫系統(tǒng)產(chǎn)出高價值綠氧
堿性電解槽工作原理
按照工作原理和電解質(zhì)的不同，電解水制氫技術可分為 4 種。堿性電解水技術 (ALK)、質(zhì)子交換膜電解水技術(PEM)、高溫固體氧化物電解水技術(SOEC)和固體聚合物陰離子交換膜電解水技術(AEM)。其中，堿性電解槽的成本較低，經(jīng)濟性較好，2022 年國內(nèi)堿性電解槽出貨占 97%，但相較于 PEM 的靈活性較差，PEM 受限于質(zhì)子膜高成 本，總體設備成本是堿性電解槽 3-4 倍。 堿性電解槽的電解液一般為 30%質(zhì)量濃度的 KOH 溶液或者 26%質(zhì)量濃度的 NaOH 溶液。在直流電的作用下，陰極發(fā)生還原反應，生成氫氣和氫氧根離子，陽極發(fā)生氧 化反應，生成氧氣和水。經(jīng)過氣水分離器將氣體和溶液分離，電解液回流至電解槽， 氫氣和氧氣分別進入純化裝置提純后進行收集。
副產(chǎn)品高純綠氧的價值較高
電解水制氫的同時會帶來高價值副產(chǎn)品—高純度綠氧，一般企業(yè)采取直接排放 進空氣中的處理方式，當副產(chǎn)氧氣量較大時，則用液化的方式儲存銷售。目前高純氧 的制取主要有兩種工藝方法，一是利用空分設備中產(chǎn)生的工業(yè)氧再經(jīng)低溫精餾工藝。 二是以電解水為原料，經(jīng)催化除水脫氫后進行冷卻，可制取純度為 99.995%以上的高 純氧，工業(yè)氧一般要求純度在 99%以上，因此副產(chǎn)氧可被應用于工業(yè)，醫(yī)療，化 工等多個領域，具有一定的商業(yè)價值。結合市場上氣體公司的氧氣報價均值， 高純氧價格約 35 元/立方，經(jīng)濟性突出。
以寶豐能源 300 萬噸/年烯烴項目為例，其中 40 萬噸烯烴通過綠氫耦合制備，利 用風電光伏能源電解水制取綠氫和綠氧，綠氫替代原料煤進入甲醇合成裝置，綠氧替 代燃料煤用于煤氣化工藝，減少了空分設備制氧能耗，該項目是全國單廠規(guī)模最大的“綠氫+煤”制烯烴。
此外，高純度氧在冶金領域，有助于去除硫、磷、硅、等雜質(zhì)，縮短冶煉時間; 在電子領域，在與四氟化碳混合后，可以用于等離子刻蝕，同時在醫(yī)療、航空航天等 多個領域均有較高的商業(yè)價值。
2.2 經(jīng)濟利用下西北電氫成本優(yōu)勢初步顯現(xiàn)
化石能源制氫成本
煤制氫和天然氣制氫均屬化石能源制氫，目前技術路線相對成熟、應用較為廣泛， 對煤氣化、天然氣進行成本測算后發(fā)現(xiàn)，若不考慮碳排放價格，兩者制氫成本分別為 11.3 元/kg、21.8 元/kg，兩者成本均易受到原材料價格波動影響。 煤氣化制氫：采用水煤漿技術工藝，假設建設投資 12.4 億元，設備產(chǎn)能 9 萬方 /h，年工作時間 8000 小時，煤炭單價 900 元/噸，煤制氫在所有制氫路線中成本最 低，其成本結構中占比最大的是煤炭，占比 59%;其次是氧氣，一般煤制氫氣采用部 分氧化工藝，氧氣成本占比 20%。 天然氣制氫：假設建設投資 6 億元，設備產(chǎn)能 9 萬方/h，年工作時間 8000 小時， 天然氣單價 3.5 元/m3。天然氣制氫成本主要由天然氣、燃料氣和制造成本構成，其 中天然氣成本是制氫成本的主要部分，占比近 86%。
若考慮碳排放價格，化石能源制氫經(jīng)濟性進一步下降。根據(jù) IEA，煤制氫路線 1kg 氫氣產(chǎn)生約 26kg 二氧化碳、天然氣制氫路線 1kg 氫氣產(chǎn)生約 10kg 二氧化碳，按照當 前中國碳排放價格為 55 元/噸計算，考慮碳價后煤制氫、天然氣制氫成本將分別達到 12.7 元/kg、22.3 元/kg，在碳減排壓力下，碳配額發(fā)放或?qū)⑹站o，推動碳價上行， 當碳價上漲至 200 元/噸時，煤制氫、天然氣制氫成本將分別達到 16.5 元/kg、23.8 元/kg，電解水制氫相對化石能源制氫或?qū)⒏呓?jīng)濟優(yōu)勢。
電解水制氫成本
電氫分為電網(wǎng)電解水制氫(并網(wǎng)制氫)和風光一體化電解水制氫(離網(wǎng)制氫)。 并網(wǎng)制氫是將系統(tǒng)接入電網(wǎng)取電，主要應用于大規(guī)模制氫消納新能源發(fā)電，制氫成本 主要為電費。離網(wǎng)制氫則是將風光發(fā)電機組產(chǎn)生的電能，不經(jīng)過電網(wǎng)直接提供給電解 水制氫設備，制氫成本主要為電源建設成本。 目前國內(nèi)電氫系統(tǒng)以并網(wǎng)制氫為主，電網(wǎng)作為穩(wěn)定能源支撐制氫系統(tǒng)負荷波動較 小，同時相關設備更成熟。但在并網(wǎng)制氫的情況下，由于系統(tǒng)內(nèi)電能需要經(jīng)過升價、 降壓、整流多次變換，導致?lián)p耗較大，同時承擔電網(wǎng)輸配電及政府基金及附加等成本。
離網(wǎng)制氫因為只有整流環(huán)節(jié)，系統(tǒng)效率更高，也無需繳納輸配電費用，電力輸送 環(huán)節(jié)成本減少。但離網(wǎng)制氫系統(tǒng)缺少了電網(wǎng)的穩(wěn)定支撐，電解槽面臨由風光發(fā)電帶來 的波動沖擊，同時離網(wǎng)制氫受制于土地無法大規(guī)模制取。目前，國內(nèi)堿性電解槽的工 作負荷暫不能完全適應新能源發(fā)電系統(tǒng)輸出功率的波動強度。 綜合市場上電解槽性能參數(shù)，我們假設單套電解槽系統(tǒng)產(chǎn)氫量為 1500 標方/h， 系統(tǒng)單位能耗為 4.4kWh/標方，價格為 2010 元/kW。電解水制氫的原材料用水價格 4.1 元/噸，30%濃度 KOH 電解液價格 8 元/kg。由于電解水制氫會帶來高價值的副產(chǎn)品綠 氧，假設 50%的氧氣經(jīng)提純后對外銷售，價格 2 元/標方，分別測算兩種模式下電解 水制氫的成本。
電網(wǎng)電解水制氫：針對有電力現(xiàn)貨市場價格數(shù)據(jù)的山西省、山東省、廣東省、甘 肅省和蒙西分別計算用電綜合電價，包括輸配電價(兩部制)、容量補償電價(山東)、 政府性基金及附加、基本電能量價格等。對上述五省電網(wǎng)電解水制氫成本進行測算。
山西省經(jīng)濟利用小時數(shù)為 1915 小時，并網(wǎng)制氫單位成本最低：截止 2022Q3，山 西省風電光伏裝機量占比位列全國第 14，但由于負荷較少，山西省低電價小時數(shù)在 五個省份中較為顯著， 0~0.05 元/kWh 共計 1341 小時，0.3~0.35 元/kWh 共計 1219 小時，低電價優(yōu)勢明顯。經(jīng)過我們的測算，當利用小時數(shù)為 1915 小時，綜合電價 0. 1868 元/kWh，山西制氫成本最低為 15.2 元/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本 下降至 9.6 元/kg。山西省并網(wǎng)制氫成本結構中，因現(xiàn)貨市場低電價優(yōu)勢顯著，電費 占比相對較低，僅 60.59%，電費之中，電能量價格占 42%，輸配容量價格占 36%。
山東省經(jīng)濟利用小時數(shù)為 2644 小時，成本較高主要系輸配電費用較高：山東省 低電價小時數(shù)相對較多，-0.1~-0.05 元/kWh 共計 747 小時，剩余小時數(shù)多集中在 0.35~0.45 元/kWh，共計 2695 小時。當利用小時數(shù)為 2644 小時，綜合電價 0.394 元 /kWh，山東制氫成本最低為 23.75 元/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至 18.15 元/kg。山東省并網(wǎng)制氫成本結構中，電費占比超過 81%。電費中，輸配容量價 格占 32%，輸配電度價格占 30%，即輸配電費用占制氫總成本超 50%，是山東省并網(wǎng) 制氫成本的主要部分。
廣東省經(jīng)濟利用小時數(shù)為 3837 小時，成本較高主要系電能量價格較高：廣東省 用電需求旺盛，但是本地發(fā)電資源相對匱乏，風光發(fā)電量滲透率較低，低電價持續(xù)時 間很短，0.45~0.5 元/kWh 共計 1620 小時，0.5~0.55 元/kWh 共計 1642 小時，因此， 廣東地區(qū)在五個省份中并網(wǎng)制氫的成本最高。當利用小時數(shù)為 3837 小時，綜合電價 0.453 元/kWh，廣東并網(wǎng)制氫成本最低為 25.33 元/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制 氫成本下降至 19.73 元/kg。廣東省并網(wǎng)制氫成本結構中，電費占比相較于其他省份 最高，占比超過 88%。電費之中，電能量價格占比高達 86%。
甘肅省經(jīng)濟利用小時數(shù)為 2875 小時，高利用小時數(shù)攤薄成本：截止 2022Q3，甘 肅省風電光伏裝機量位列全國第 10，2022 年外送電量達到 560.7 億 kWh(其中新能 源占 43%)，同比增長 8.3%，占全年發(fā)電量 1816.6 億 kWh 的 31%，屬于高比例新能源 大規(guī)模外送型電網(wǎng)。同時，其現(xiàn)貨市場中低電價小時數(shù)仍較為顯著，0~0.05 元/kWh 共計 1467 小時，并制氫成本與山西類似。當利用小時數(shù)為 2875 小時，綜合電價 0.234 元/kWh，甘肅河西并網(wǎng)制氫成本最低為 15.55 元/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫 成本下降至 9.95 元/kg。甘肅省并網(wǎng)制氫成本結構中，電費占比相對其他省份較低， 為 74.19%。電費之中，輸配容量價格占 34%，電能量價格占 30%。
蒙西經(jīng)濟利用小時數(shù)為 2516 小時，成本有較大下降空間：蒙西低電價小時數(shù)相 對分散，-0.05~0 元/kWh 共計 408 小時，0.25~0.3 元/kWh 共計 561 小時，整體上并 網(wǎng)制氫成本劣于山西和甘肅省，但優(yōu)于山東和廣東省。當利用小時數(shù)為 2516 小時， 綜合電價 0.308 元/kWh，蒙西并網(wǎng)制氫成本最低為 19.75 元/kg，考慮氧氣售后沖減 費用，制氫成本下降至 14.15 元/kg。蒙西并網(wǎng)制氫成本結構中，電費占比 76.84%。 電費之中，電能量價格占 71%，輸配容量價格占 14%?？紤]到蒙西有豐富的風光發(fā)電 資源，未來風光發(fā)電滲透率提升空間較大，電價分布或?qū)⑦M一步左偏，降低并網(wǎng)制氫 成本。
并網(wǎng)制氫模式下，電費為主要影響因素，成本占比介于 60%~88%之間，五省中山 西省并網(wǎng)制氫成本最低 9.60 元/kWh(考慮氧氣沖減)，廣東省并網(wǎng)制氫成本最高 19.73 元/kWh(考慮氧氣沖減)，并網(wǎng)制氫成本與風光發(fā)電滲透率相關，也與該省輸配電價 格水平有關，隨著風光發(fā)電滲透率的提升將使得低電價時長增加。同時，電價的預測 能力成為影響電解水制氫成本的關鍵因素，在實際制氫的過程中，即使實際用電情況 與理想情況存在偏差，電解水制氫的成本仍處于成本曲線的低谷段，僅浮動 0.5~1 元 /kg。 目前全國最大的并網(wǎng)制氫項目——內(nèi)蒙古鄂爾多斯市烏審旗風光融合綠氫化工 示范項目已經(jīng)正式啟動，利用鄂爾多斯地區(qū)豐富的太陽能和風能資源發(fā)電制氫，預計 項目投產(chǎn)后，制取綠氫能力達 3 萬噸/年。
值得注意的是，隨著電源結構和負荷的變化，電價分布未來或?qū)l(fā)生變化，上述 成本僅根據(jù) 2022 年的電價情況進行測算。 風光一體化離網(wǎng)制氫：離網(wǎng)制氫中的電費成為電源建設費用，假設各省電源建設 中風電和光伏裝機各占一半，根據(jù)各省的風光發(fā)電利用小時數(shù)，山西/山東/廣東/甘 肅/蒙西呼包東/蒙西呼包西離網(wǎng)制氫成本分別為 15.67/16.52/16.79/15.32/13.91/ 13.75 元/kg,考慮氧氣沖減后成為為 10.07/10.92/11.19/9.72/8.31/8.15 元/kg。西 部地區(qū)制氫成本相較東部地區(qū)的經(jīng)濟優(yōu)勢更突出，我國西部地區(qū)總體上太陽能和風 能資源優(yōu)于東部，全年利用小時數(shù)更多。 風光一體化離網(wǎng)制氫受地理條件限制，主要分布在土地資源和風光資源均豐富的 西北地區(qū)。內(nèi)蒙古開展了全國首個省級風光制氫一體化項目實施方案，離網(wǎng)制氫項目 中鄂爾多斯市“中廣核杭錦旗伊泰化工 20 萬千瓦風光制氫一體化項目”于 2023 年 4 月開工，12 月項目正式投產(chǎn)，年制氫能力達 2789.14 噸/年。
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