降本路徑及降本空間
電氫降本路徑：一方面通過增加風電光伏的裝機量，在相同的年工作小時數(shù)下， 電能量價格下降，或相同的電能量價格下，年利用小時數(shù)上升。另一方面通過技術(shù)進 步，電解槽造價和單位能耗進一步下降。據(jù) IRENA 預(yù)測，2025 年全球堿性電解槽系 統(tǒng)性成本將從 2017 年 750EUR/kW 下降至 480EUR/kW，單位能耗從 51kWh/kg 下降至 49kWh/kg，隨技術(shù)演進，電氫成本仍存在下降空間。 以山西省經(jīng)濟利用小時數(shù)下的并網(wǎng)制氫成本的作為典型值，基準利用小時數(shù) 1915 小時，制氫成本 15.2 元/kg(未考慮氧氣沖減)，進行降本潛力測算。 根據(jù)測算結(jié)果，電耗下降對降本貢獻最大，每降低 1%的電耗，制氫成本下降 0.96%。 年利用小時數(shù)增加對降本有明顯影響，每提升 1%的利用小時數(shù)，成本降低 0.55%。電 解槽造價下降對成本貢獻一般，每降低 1%的電解槽造價使成本下降 0.36%。由于山西 經(jīng)濟利用小時數(shù)下的電能量價格已經(jīng)較低，電能量價格下降對成本貢獻最低，電能量 價格每下降 1%，成本僅下降 0.25%。
綜上所述，山西省并網(wǎng)制氫成本可以低至 15.2 元/kg，如果考慮高純度綠氧沖減 成本，則電氫成本僅 9.6 元/kg，已低于煤制氫成本 11.3 元/kg，并大幅低于天然氣 制氫成本 21.8 元/kg。電費成本中輸配電容量價格占比較高，未來或有更多電價優(yōu) 惠扶持政策?？紤]風光一體化離網(wǎng)制氫，目前各省成本約 13-17 元/kg(不含綠氧)， 也已具備替代潛力。未來隨著電耗、造價、電價(或一體化電源造價)的下降和利用小 時數(shù)的上升，電解水制氫降本空間整體可達 20%以上，并網(wǎng)和離網(wǎng)制氫均已出現(xiàn)經(jīng)濟 性拐點。
2.3 西北電氫與下游地理分布不能匹配
氫產(chǎn)能及下游應(yīng)用分布
當前國內(nèi)氫能大部分應(yīng)用于工業(yè)領(lǐng)域，包括合成氨、合成甲醇及石油化工。隨著 長期碳中和目標的提出，氫氣的能源屬性將逐漸顯現(xiàn)，應(yīng)用領(lǐng)域?qū)⒅鸩酵卣怪岭娏Α?交通、建筑等場景。以中國 2022 年氫產(chǎn)能下游應(yīng)用為例，其中合成氨氫氣需求 1107 萬噸，占 31.1%。合成氨作為化肥和其他化工產(chǎn)品的重要原材料，60%用于農(nóng)業(yè)化肥生 產(chǎn)，30%用于工業(yè)生產(chǎn)，而交通部門(船舶運輸)和發(fā)電部門(摻氨燃燒)占比很低。 合成甲醇氫氣需求 925 萬噸，占 26.2%。合成甲醇大部分用于化工合成，主要合成 產(chǎn)品為烯烴、甲醛、醋酸、MTBE 以及二甲醛等。石油煉化氫氣需求 823 萬噸， 占 23.3%。 未來，氫氣因其熱值高，質(zhì)量能量密度大的特點或?qū)⒈粡V泛應(yīng)用于交通領(lǐng)域，氫 燃料電池汽車比傳統(tǒng)的純電動車具備更長的續(xù)航能力。2022 年我國氫燃料電池車累 計銷量 12682 輛，加氫站累計建成 274 座，依據(jù)中國國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布《氫 能產(chǎn)業(yè)發(fā)展長期規(guī)劃(2021-2035)》提出，到 2025 年燃料電池車輛保有量約為 5 萬 輛。同時，因氫氣單位質(zhì)量的熱值遠大于天然氣，能夠更好地滿足建筑供熱需求而應(yīng) 用于建筑發(fā)電等其他領(lǐng)域。
目前中國氫產(chǎn)能主要分布于東部和中部地區(qū)，以化石能源制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫為主， 山東省氫產(chǎn)能位居全國第一，年產(chǎn)量超 500 萬噸。我國合成氨產(chǎn)能主要集中在華東， 中南，華北等氮肥消費量較大的地區(qū)，甲醇市場中華東、西北和山東的需求量位居前 列，目前，氫產(chǎn)能與下游主要應(yīng)用地域融合程度較高。 將來，電氫產(chǎn)能受限于風光資源，西北地區(qū)實現(xiàn)電氫量產(chǎn)，將出現(xiàn)氫產(chǎn)能與下游 應(yīng)用出現(xiàn)地域錯配，因此，電氫想要實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)替代還須考慮運輸成本或下游配套成本。
2.4 電氫運輸成本居高不下
氣氫拖車短距運輸優(yōu)勢顯著，但無法適應(yīng)西北制氫外運
氣氫拖車是目前國內(nèi)最成熟的氫氣運輸形式，我國氫氣管束式集裝箱和氫氣長管 拖車大多采用鋼制大容積無縫高壓氣瓶和鋼制內(nèi)膽碳纖維環(huán)向纏繞氣瓶，工作壓力通 常為 20Mpa，單次運輸氫氣質(zhì)量小，運輸效率低，適用于 200 公里以內(nèi)的短距離運輸。 綜合市場上管束式氫氣集裝箱的平均輸氫量，假設(shè) 20/30/45MPa 管束式集裝箱最大可 運輸氫氣質(zhì)量 340/650/950 千克，管束式集裝箱費用 60/70/80 萬，單位壓縮電耗 2/4.5/6kWh/kg，則運距 500 公里的運輸成本高達 7 元/kg 以上。
液氫運輸目前尚不經(jīng)濟，我國液氫產(chǎn)能較小
液氫運輸目前尚不經(jīng)濟，將來有望實現(xiàn)遠距離、大規(guī)模運輸。中國民用液氫領(lǐng)域 尚處于空白，低溫液氫廣泛應(yīng)用于航天和軍事領(lǐng)域。國內(nèi)氫氣液化技術(shù)尚不成熟，技 術(shù)壁壘高，核心設(shè)備受制于國外，導(dǎo)致設(shè)備成本高昂，液氫運輸優(yōu)勢需要在長距離運 輸中才能夠體現(xiàn)。同時，國內(nèi)暫時缺乏液氫相關(guān)的技術(shù)標準和政策規(guī)范，液氫布局的 企業(yè)較少，但相較于氣氫拖車運輸，液罐車單次運輸氫氣質(zhì)量為氣氫拖車的 10 倍 (3000-4000kg)，氫氣密度和運輸效率明顯提高。假設(shè) 5TPD/15TPD 液氫裝置單位成 本分別是 7.3/4.87 元/kg，單位能耗 10.0/8.0kWh/kg，液氫罐車單次輸氫量 4000kg， 液化單位能耗 15kWh/kg，則運距 500 公里的氫氣運輸成本在 9 元/kg 以上。 產(chǎn)能上看，全球液氫產(chǎn)能達到 485TPD，其中，美國總產(chǎn)能 326TPD，中國總產(chǎn)能 僅 6TPD，液氫工廠有海南文昌基地，西昌基地和北京 101 所，均服務(wù)于航空航天領(lǐng) 域，產(chǎn)能最大的文昌基地也只有 2.5TPD，實現(xiàn)液氫遠距離運輸仍然任重道遠。
管道輸氫適用大規(guī)模集中輸氫，具備一定發(fā)展?jié)摿?/p>
管道輸氫依賴于利用率，低利用率下成本較高，但未來在調(diào)配區(qū)域間氫能分布最 具優(yōu)勢。管道運輸壓力相對較低，一般為 1.0~4.0MPa，具有過程連續(xù)輸氫量大、能耗 小等特點。雖然管道后期建設(shè)成本較低，但前期建造的一次性投資大，不適合作為氫 能發(fā)展初期的運輸方式，中國可再生能源豐富的西北地區(qū)有望成為未來電解水制氫的 主要生產(chǎn)地，而能源消耗主要分布在東部沿海地區(qū)，目前國內(nèi)暫時無法通過管道運輸 實現(xiàn)大規(guī)模的區(qū)域間氫能調(diào)配。以中國某地區(qū)管道運輸數(shù)據(jù)為參考，氫氣資源主要來 源于 7 個制氫廠，下游市場輻射 8 各市，假設(shè)管道成本 524 萬/Km，管材造價 31100 元/噸，折舊 15 年，管道運維費用為管道固定資產(chǎn)投入的 5%，氫氣壓縮單位能耗 1kWh/kg，站場配套工程 28.79 萬/Km，則對應(yīng)西北電氫利用小時數(shù)下 500km 時的運輸 成本高達近 15 元/kg。
4 月 10 日，中國石化宣布“西氫東送”輸氫管道示范工程已被納入《石油天然氣 “全國一張網(wǎng)”建設(shè)實施方案》，國內(nèi)首個純氫長輸管道項目正式啟動，全長共計 400 公里，起始于內(nèi)蒙古自治區(qū)烏蘭察布市，終點位于北京市的燕山化石，一期運力為 10 萬噸/年，標志著我國氫氣長距離輸送管道進入新發(fā)展階段。
目前國內(nèi)氣氫拖車運輸?shù)慕?jīng)濟性明顯，且廣泛用于商品氫氣運輸。而國外大多采 用液氫運輸，運輸方式已較為成熟，同時，國內(nèi)管道建設(shè)與西方國家仍存在較大差距， 美國氫氣管道規(guī)模最大，總里程達到 2720km，歐洲輸氫總里程也已突破 1500km，我 國氫能產(chǎn)業(yè)起步較晚，自主建設(shè)的典型純輸氫管道共有 3 條，總里程數(shù)不足 100km。 因此，適用于遠距的管道運輸和液氫運輸受限于技術(shù)壁壘和基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，運輸成本 暫時高于氣氫拖車。按考慮氧氣沖減的電氫成本 10 元/kg 計算，計及運輸成本后， 電氫利用成本達到 16-18 元/kg，目前比煤制氫成本相對較高，電氫經(jīng)濟性大幅減弱， 盡管仍低于天然氣制氫，但氫氣實際所需運距較長，運往現(xiàn)存下游產(chǎn)能依然受限。
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