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國內(nèi)資訊

2021年綠色氫能源行業(yè)研究報告

文字:[大][中][小] 手機頁面二維碼 2021-7-22     瀏覽次數(shù):    

1核心觀點

研究背景

“30-60 雙碳目標”的提出為綠氫在深度脫碳領(lǐng)域提供了廣闊的市場應用空間,但從當前綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展階段來看,整體處于產(chǎn)業(yè)導入階段,制約綠氫產(chǎn)業(yè)規(guī)?;l(fā)展的核心因素在于制氫成本。在本篇報告中,我們建立了綠氫的全生命周期生產(chǎn)成本模型 (LCOH),并對綠氫降本路徑進行預測及分析。

創(chuàng)新之處

目前市場對于綠氫成本的研究相對簡單且較少,因此我們系統(tǒng)性地建立了綠氫的全生命周期成本模型,通過對綠氫成本核心要素(包括電力成本、電解槽初始投資成本 CAPEX、固定運維成本 OPEX)進行拆解及預測,分析了可再生能源電解水制綠氫何時能與灰氫實現(xiàn)平價,并分析了綠氫在各脫碳應用領(lǐng)域的成本競爭力。

核心結(jié)論

1)到 2030 年國內(nèi)綠氫成本可實現(xiàn)與灰氫平價。到 2030 年,綠氫成本將從 2020 年的 30.8 元/kg 快速降至 16.9 元/kg。而國內(nèi)部分可再生資源優(yōu)勢區(qū)域,其度電成本到 2030 年將領(lǐng)先于行業(yè)平均水平達到 0.1-0.15 元/KWh,相應的綠氫成本將率先實現(xiàn)與灰氫平價。

2)綠氫的大規(guī)模應用或?qū)⒃?2035-2040 年實現(xiàn)。近 5 年綠氫將率先在供熱和重卡行業(yè)得以應用;到 2030 年,綠氫成本可下探至 10-12 元/kg,氫能在重型運輸領(lǐng)域 極已具價格競爭力;2035 年后,綠氫或?qū)⒆鳛闃O具競爭力的能源在主流工業(yè)領(lǐng)域和交通領(lǐng)域大規(guī)模推廣應用。

2 脫碳是推動氫能發(fā)展第一驅(qū)動力

2.1 碳中和推動生產(chǎn)資料向無碳化趨勢發(fā)展

從工業(yè)革命開始,人類活動便前所未有地撼動了地球的自然平衡。碳循環(huán)體系首當其沖,碳源和碳匯的平衡不再,引發(fā)了世界對全球變暖、海平面上升等后果的思考。當前全球人類活動估計造成了全球升溫高于工業(yè)化前水平約 1.0℃,根據(jù)巴黎協(xié)定要求,上升幅度須控制在 2℃以內(nèi),并努力限制在 1.5℃以內(nèi)。全球變暖超過 2℃,大 概率將對人類和生態(tài)系統(tǒng)造成嚴重、普遍和不可逆轉(zhuǎn)影響。若能將升溫控制在 1.5℃ 以內(nèi),將更有助于降低極端氣候災害出現(xiàn)的風險,對于處于熱帶的發(fā)展中國家、島嶼國家及其他脆弱國家和地區(qū)來說尤其重要。

縱觀能源的發(fā)展歷史,從最初使用固態(tài)的木柴、煤炭,到液態(tài)的石油,直至氣態(tài) 的天然氣,不難看出其 H/C 比提高的趨勢和固-液-氣形式的漸變過程。木柴的氫碳比在 1:3~10 之間,煤為 1:1,石油為 2:1,天然氣為 4:1。在 18 世紀中葉至今,氫碳比 上升超過 6 倍。每一次能源的“脫碳”都會推動人類社會的進步和文明程度的提高,可以預見未來隨著碳中和的進行,氫在能源中的占比將會繼續(xù)提高。

2.2 中國承諾“雙碳目標”,減排時間緊、任務重

高碳模式長期以來是中國能源結(jié)構(gòu)的重要特征。國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)顯示,近幾十年來,中國的能源生產(chǎn)、消費集中在化石燃料上。2019 年我國煤炭消費占全部一次能源消費量的 57.7%,煤炭消費達 28 億噸標準煤,雖然煤炭在一次能源消費中的占比 自 2010 年以來逐年降低,但其消費量絕對值依然維持在峰值附近,這主要受我國多煤少油缺氣的客觀能源分布以及工業(yè)化進程以來產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的布局所影響,形成長期以 來以煤炭為首的高碳能源結(jié)構(gòu)特征。

高碳生產(chǎn)經(jīng)濟模式下,中國碳排量位居全球首位。中國從2005年起就超越美國, 成為全球第一大碳排放國家,在全球總量中的占比超過兩成。美國能源信息署(EIA) 的公布的數(shù)據(jù)顯示,2018 年全球碳排放總量達 362.28 億噸。其中前五大碳排放國家為中國、美國、印度、俄羅斯、日本,在全球總排放量中的占比分別為 29.7%、14.6%、 6.4%、5.0%、3.4%。中國獨占全球近三成份額,這一狀態(tài)從 2011 年起延續(xù)至今。

電力及工業(yè)是我國主要碳排放終端。根據(jù)清華氣候院數(shù)據(jù), 2020 年我國二氧化碳總排放量 113.5 億噸,其中與能源相關(guān)排放 100.3 億噸,占比 88.4%;工業(yè)過程排放 13.2 億噸,占比 11.6%。其中:

1)能源相關(guān)排放主要包括化 石燃料燃燒及電力/熱力使用,分別從供給端及需求端對其拆解,根據(jù)清華氣候研究 院數(shù)據(jù),供給端煤炭、石油、天然氣排放占比分別為 76.6%、17%、6.4%,需求端 (不計間接排放)電力、工業(yè)、建筑、交通排放占比分別為 40.5%、37.6%、10.0%、 9.9%。

2)工業(yè)過程排放主要集中于非金屬礦物制品(主要為水泥)、金屬冶煉、化 工,根據(jù) 2014 年《中華人民共和國氣候變化第二次兩年更新報告》數(shù)據(jù),非金屬礦物制品、金屬冶煉、化工業(yè)排放占比分別為 68.8%、20.5%、10.7%。

2060 年碳中和目標位于 2℃情景和 1.5℃目標情景之間。預計我國減排分為三個 階段,2020-2030 年屬于峰值平臺期,2030-2035 年逐步減排,2035 年之后加速減排?;谇迦A氣候院對于我國不同情境下 CO2排放路徑的研究,2030 年前碳達峰目標對應于強化政策情景,2060 年碳中和目標位于 2℃情景和 1.5℃目標情景之間。當前由于能源和經(jīng)濟體系慣性,難以迅速實現(xiàn) 2℃和 1.5℃情景的減排路徑。預計 2030年前碳達峰后,再加速向 2060 年碳中和目標逼近。由于 2℃和 1.5℃情景分別對應于全球 2070 年、2050 年左右碳中和,則 2060 年碳中和路徑將位于 2℃路徑和 1.5℃ 路徑之間:

政策情景(落實并延續(xù) 2030 年 NDC 目標的政策情景):一次能源消費到 2050 年前趨于穩(wěn)定,約 62 億 tce。CO2 排放 2030 年左右達峰,2050 年下 降到約 90 億 tCO2;

強化政策情景(“自下而上”強化 2030 年前 NDC 情景,不斷加大減排力度):一次能源消費到 2050 年約 56 億 tce。CO2 排放 2030 年前達峰,2050 年 下降到約 62 億 tCO2;

2℃情景(2050 年實現(xiàn)與 2℃目標相契合的減排情景):一次能源消費到 2050 年約 52 億 tce。CO2排放 2025 年左右達峰,2050 年下降到約 29 億 tCO2, 再加上 CCS 和森林碳匯,凈排放約 20 億噸;

1.5℃情景(2050 年實現(xiàn) CO2 凈零碳排放,其他溫室氣體深度減排):一次 能源消費到 2050 年約 50 億 tce 。2025 年前達峰,2050 年下降到約 12 億 tCO2,再加上 CCS 和森林碳匯,基本實現(xiàn) CO2 零排放。

碳排結(jié)構(gòu)上,針對能源環(huán)節(jié)(工業(yè)、電力、交通、建筑)的減排對實現(xiàn)碳中和目 標的關(guān)鍵,其中:

1)在 2℃目標導向下,到 2050 年,能源相關(guān) CO2 排放 29.2 億噸, 工業(yè)過程 4.7 億噸,CCS 5.1 億噸, 碳匯 7.0 億噸,CO2凈排放 21.8 億噸,比峰值 年份下降 80%。當前能源相關(guān) CO2排放主要來自工業(yè)部門和電力部門,各占約 40%。不計 CCS 和碳匯,仍分別占 41%和 28%。

2)在 1.5℃目標導向下,到 2050 年,全部CO2 實現(xiàn)凈零排放,電力系統(tǒng)實現(xiàn)負排放。不計 CCS 和碳匯,能源相關(guān) CO2 排 放仍有 14.7 億噸,工業(yè)和電力各占 31%和 49%。

2.3 綠氫將可再生能源整合至終端實現(xiàn)深度脫碳

碳中和的世界將高度依靠電力供能,電力將成為整個能源系統(tǒng)的支柱,尤其是風 能和太陽能為代表的可再生能源電力。參考清華大學氣研院給出的低碳發(fā)展戰(zhàn)略,在 2050 年 2℃及 1.5℃目標下,我國電力占終端能源總消費比重將由目前的 25%分別 提升至 55%及 68%,意味著以 2060 年實現(xiàn)碳中和目標,我國電力消費比重將在 2050 年超過 60%。然而,在某些行業(yè)(如交通運輸行業(yè)、工業(yè)和需要高位熱能的應用), 要想實現(xiàn)深度脫碳化,僅靠電氣化可能難以做到,這一挑戰(zhàn)可通過產(chǎn)自可再生能源的 氫氣加以解決,這將使大量可再生能源從電力部門引向終端使用部門。

氫能是一種來源廣泛、清潔無碳、靈活高效、應用場景豐富的能源,與電能同屬 二次能源,更容易耦合電能、熱能、燃料等多種能源并與電能一起建立互聯(lián)互通的現(xiàn) 代能源網(wǎng)絡,可以促進電力與建筑、交通運輸和工業(yè)之間的互連。以往氫氣主要產(chǎn)自 化石原料,在低碳能源占據(jù)主要地位的未來,氫氣可通過可再生能源來制取,從技術(shù) 上能將大量可再生能源電力轉(zhuǎn)移到很難實現(xiàn)脫碳化的領(lǐng)域:

工業(yè)領(lǐng)域:目前在若干工業(yè)產(chǎn)業(yè)(合成氨、甲醇、鋼鐵冶煉等)中廣泛使用的通 過化石燃料生產(chǎn)的氫氣,從技術(shù)層面上而言可通過可再生能源制氫來替代。此外,氫 能憑借靈活性強的特點,可以成為間歇性工業(yè)領(lǐng)域的中高級熱能低碳解決方案。

交通運輸領(lǐng)域:氫燃料電池汽車作為純電動汽車的電動化補充解決方案,以綠氫 作為燃料,為人們提供與傳統(tǒng)燃油車駕駛性能相媲美的低碳出行選擇(可行駛里程、 燃料加注時間、低溫性能)。而在目前純電動應用受限的領(lǐng)域中(例如卡車、火車、游輪、航空等),氫燃料電池方案可以完美勝任。

建筑領(lǐng)域:通過天然氣管網(wǎng)摻氫可實現(xiàn)氫能在建筑領(lǐng)域的深度脫碳,當前我國天 然氣管道輸送技術(shù)成熟,中低比例的天然氣摻氫已具備實踐基礎。

3 綠氫助力交通、工業(yè)、建筑領(lǐng)域深度脫碳

根據(jù)權(quán)威機構(gòu)中國氫能聯(lián)盟預測,在 2060 年碳中和目標下,到 2030 年,我國 氫氣的年需求量將達到 3715 萬噸,在終端能源消費中占比約為 5%。到 2060 年,我 國氫氣的年需求量將增至 1.3 億噸左右,在終端能源消費中的占比約為 20%。其中, 工業(yè)領(lǐng)域用氫占比仍然最大,占總需求量的 60%,其次分別為交通運輸領(lǐng)域、新工業(yè) 原料、工業(yè)燃料等。

3.1 交通運輸領(lǐng)域的氫脫碳

氫燃料電池汽車是氫能在交通運輸領(lǐng)域脫碳的主要途徑

氫燃料電池汽車(FCEV,F(xiàn)uel Cell Electric Vehicle)是全球汽車動力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型 升級的重要方向,被認為是未來汽車產(chǎn)業(yè)技術(shù)競爭的制高點之一,也是我國新能源汽 車發(fā)展戰(zhàn)略的重要組成部分。

從反應原理看,氫燃料電池是將氫氣與氧氣從化學能轉(zhuǎn)為電能的發(fā)電裝置,排放 物僅為水和余熱,目前氫燃料電池效率達到 50%,若實現(xiàn)熱電聯(lián)供理論效率可達 90%。因此,氫燃料電池汽車能夠?qū)崿F(xiàn)車輛運行階段的“零排放”、全生命周期“低排放”,是 氫能在交通運輸領(lǐng)域脫碳的主要途徑。

可再生能源制氫是補全 FCEV 生命周期零排放的關(guān)鍵。參考《世界氫能與燃料 電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告 2018》對于燃料電池汽車全生命周期溫室氣體排放分析:在 可再生能源比較豐富的地區(qū),利用風電及光伏電解水制氫驅(qū)動燃料電池汽車將帶來節(jié) 能和減排優(yōu)勢,可使燃料電池汽車實現(xiàn)生命周期(WtW——Well to Wheel)的零溫 室氣體排放和零化石能源消耗。但就目前氫氣供給結(jié)構(gòu)而言,國內(nèi)的氫氣主要由化學 重整制氫及副產(chǎn)物制氫,制氫階段依然伴隨大量溫室氣體排放,可再生能源電解水制 氫因成本問題尚無法支撐氫燃料電池進入交通運輸領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)真正意義上的零排放。

商用車排放占比高,是交運領(lǐng)域重要的減排對象。在碳排放(CO、HC)以及污 染物排放(NOx、PM)中,由于發(fā)動機結(jié)構(gòu)與燃燒方式的不同,商用車(絕大多數(shù) 搭載柴油機)的碳排放水平明顯高于乘用車,商用車合計占比達到 77.3%,是交運領(lǐng) 域碳排放首要減排對象。從我國汽柴油表觀消費量以及 CO2 排放情況來看,我國的 交運行業(yè)減排工作已取得明顯進展,但碳排放水平依然處于較高位置,僅靠節(jié)能減排 或者尾氣回收顯然無法完成碳中和目標。

FCEV 是 BEV 在深度脫碳環(huán)節(jié)的有效補充,且將率先在重卡領(lǐng)域得到應用

圍繞氫燃料電池汽車與純電動車的爭論已經(jīng)存在數(shù)十年,且隨著全球各大整車廠 商將電動化發(fā)展重心轉(zhuǎn)向純電動汽車,是否應該發(fā)展氫燃料電池汽車的質(zhì)疑聲也越來 越大,相比較純電動汽車而言,氫燃料電池汽車發(fā)展緩慢的原因主要有以下幾點:

(1) 氫燃料電池汽車購車成本遠高于純電動汽車,是純電動汽車 1.5-2 倍;

(2)初始加氫 成本高,當前加氫站加氫成本在 50-80 元/kg;

(3)加氫站等基礎設施匱乏。與密集 的加油站及充電樁相比,現(xiàn)有加氫站數(shù)量明顯不足。

為對比氫燃料電池汽車燃油經(jīng)濟性,我們選取了市場典型在售的氫燃料電池汽車、 純電動汽車、傳統(tǒng)燃油車,包含乘用車及重卡商用車。通過對比,氫燃料電池汽車由 于加氫成本過高,其能源使用成本明顯高于燃油車及純電動汽車,為使氫燃料電池汽 車具備與燃油車相近的燃油經(jīng)濟性,其終端加氫成本需至少降到 40 元/kg 以內(nèi),假 設以當前儲運及加注成本計算(25 元/kg),制氫成本至少需降到 15 元/kg 以下。

氫燃料電池車更適用于重型商用車領(lǐng)域。由于鋰電池本身的電能充放特點,純電 動汽車適合于較短距離行駛的小型和輕型車輛。但鋰電池相對氫燃料電池能量密度較 低,在商用車領(lǐng)域采用鋰電設備,將提高車輛自重,降低重卡等重型商用車長途運輸 的經(jīng)濟適用性。此外,續(xù)航和充電時長方面也會限制重型商用車的運輸效率。相比之 下,燃料電池車能量密度高,加注燃料便捷、續(xù)航里程較高,更加適用于長途、大型、 商用車領(lǐng)域,未來有望與純電動汽車形成互補并存的格局。

根據(jù)規(guī)劃,到 2035 年我國氫燃料電池車保有量將達 100 萬輛。根據(jù)《節(jié)能與新 能源汽車技術(shù)路線圖 2.0》規(guī)劃,我國將發(fā)展氫燃料電池商用車作為整個氫能燃料電 池行業(yè)的突破口,以客車和城市物流車為切入領(lǐng)域,重點在可再生能源制氫和工業(yè)副 產(chǎn)氫豐富的區(qū)域推廣中大型客車、物流車,逐步推廣至載重量大、長距離的中重卡、 牽引車、港口拖車及乘用車等。到 2035 年,實現(xiàn)氫燃料電池汽車的大規(guī)模推廣應用, 燃料電池汽車保有量達到 100 萬輛左右,完全掌握燃料電池核心關(guān)鍵技術(shù),建立完 備的燃料電池材料、部件、系統(tǒng)的制造與生產(chǎn)產(chǎn)業(yè)鏈。

除了公路運輸之外,更長遠來看,氫氣還有可能促進鐵路運輸、船運和航空領(lǐng)域的脫碳化:

在鐵路領(lǐng)域,阿爾斯通 (Alstom) 制造的首批氫動力列車正在德國北部進行部署, 用于商業(yè)服務,以取代非電氣化線路上的柴油列車。這使得系統(tǒng)供應商可避免建造新 架空電線帶來的高額資本支出。還有其他幾個國家(包括英國、荷蘭和奧地利)也計 劃在未來幾年內(nèi)實施類似部署。

在船運領(lǐng)域,燃料電池船只在各個部分(渡輪、穿梭客船等)正處于示范階段。監(jiān)管方面的推動也創(chuàng)造了更快速的發(fā)展機會。氫燃料電池還可用于取代目前通常以柴 油或燃料油為基礎的船載和陸上電源供應,以消除港口的污染物排放(如 NOX、SOX 和顆粒物),同時避免港口電氣連接的昂貴安裝成本。對于長距離船舶運輸,液化氫現(xiàn)在被認為是一個潛在的選擇,以達到國際海事組織設立的目標:到 2050 年減少 50% 的溫室氣體 (GHG) 排放量(UNFCCC,2018 年)。

在航空領(lǐng)域,小型螺旋槳驅(qū)動支線飛機目前正在考慮使用基于燃料電池的電力推 進方式,并進行了示范(例如德國 HY4 演示項目)。此外,氫燃料電池還可用于若干 與車載電源相關(guān)的潛在應用,這些應用可能在 2020 年至 2050 年之間展開部署。對 于噴氣式飛機而言,其可以通過使用可作為混入式燃料的電子燃料補充航空生物燃料, 以實現(xiàn)脫碳化。這取決于經(jīng)濟性能的提高(目前生產(chǎn)電子燃料的成本遠高于其打算取 代的化石燃料),航空領(lǐng)域還需要進一步的技術(shù)進步、示范和嚴格的測試。

3.2 工業(yè)領(lǐng)域的氫脫碳

以氫氣為原料的工業(yè)領(lǐng)域應用已具備數(shù)十年的發(fā)展歷史,從國內(nèi)氫氣消費結(jié)構(gòu)來 看,90%以上氫氣用于工業(yè)原料。但從國內(nèi)氫氣生產(chǎn)來源來看,約 77%氫氣來源于化 石原料(化學重整),包括天然氣、石油、煤炭,制氫過程帶來了大量的二氧化碳排 放。因此,短期內(nèi),對于已有氫氣使用經(jīng)驗及基礎的部門,通過變換氫氣供應結(jié)構(gòu)有 望成為工業(yè)領(lǐng)域氫脫碳的早期市場,因為其能夠立即產(chǎn)生規(guī)模效應,從而迅速降低氫 氣成本并實現(xiàn)碳減排;從長遠來看,通過可再生能源電解水制成的綠氫,或?qū)⒋龠M工 業(yè)的深度脫碳化。

綜上,氫可以通過以下兩種途徑來實現(xiàn)工業(yè)領(lǐng)域原料脫碳:

1)現(xiàn)有用于原料的氫可以通過低碳途徑來獲取,包括 CCS 技術(shù)下的天然氣制 取、可再生能源電解水制?。?/span>

2)氫可以取代工業(yè)領(lǐng)域部分化石原料。譬如氫可以取代在煉鐵過程中作為還原 劑的焦炭,還可以直接燃燒獲得高位熱能取代化石燃料燃燒。

現(xiàn)有氫供應的脫碳化

(1)合成氨

現(xiàn)代化學工業(yè)中,合成氨是化肥工業(yè)(尿素)和基本有機化工(甲醇等)的主要 原料,其中尿素占合成氨接近 70%的消費量。

國內(nèi)合成氨工藝以煤化工路線為主,碳排放來自于煤氣化制氫過程。按照上游原 料的不同,合成氨主要分為以煤炭為原料的煤氣化工業(yè)路線,及以天然氣為原料的天 然氣重整工藝路線(SMR)。受國內(nèi)“富煤缺氣”的資源條件影響,國內(nèi)近 80%的合成 氨為煤化工路線。在煤制合成氨工藝流程中,碳排放來自兩個部分,一個是外部耗能 所帶來的間接排放(燃料燃燒、電力供應),另一個是在煤氣化之后,為了調(diào)節(jié)后期 生產(chǎn)所需氣體達到合適的比例,需進行轉(zhuǎn)化處理,將多余的 CO 轉(zhuǎn)化成 CO2,再通過 低溫甲醇洗環(huán)節(jié)分離出來。據(jù)《合成氨企業(yè)碳排放核算案例分析》(安明,2017 年), 生產(chǎn)每噸合成氨消耗約 1.53 噸標準煤,產(chǎn)生碳排放約 5.94 噸,其中工藝流程貢獻 4.71 噸碳排放,外部耗能間接排放 1.23 噸。

相比于煤化工路線,天然氣路線碳排放量減半但依然無法實現(xiàn)“零排放”。IPCC 給出的天然氣制氨的過程排放量為 2.10 噸 CO2/噸氨,疊加 1.0 噸 CO2/噸氨公用工程排放,總排放量 3.10 噸 CO2/噸氨。在碳中和框架下,雖然通過天然氣路線可以實 現(xiàn)相較于煤化工路線一半的二氧化碳減排,但依然無法實現(xiàn)零排放,且天然氣作為我 國緊缺資源,也無法支撐合成氨工業(yè)大面積轉(zhuǎn)向天然氣路線。

可再生能源制氫是合成氨行業(yè)可行的脫碳解決方案。2019 年國內(nèi)合成氨產(chǎn)量為 4700 萬噸,按 80%的煤化工及 20%的天然氣路線占比,在僅考慮工藝流程碳排放情 況下,對應 2019 年合成氨二氧化碳排放量在 1.97 億噸,占國內(nèi)碳排放總量的 1.73%。若以可再生能源電解水制取的氫氣替代傳統(tǒng)煤氣化或天然氣重整制氫,則每年合成氨 制備可減少相應的碳排放量。假設未來合成氨年產(chǎn)量保持 5000 萬噸水平,按照 1 噸 合成氨耗 0.18 噸氫氣計算,合成氨板塊對于氫氣一年的需求量約為 900 萬噸左右。

綠氫制合成氨的氫氣成本需低于 10 元/kg 實現(xiàn)與灰氫平價。當前國內(nèi)煤氣化制 氫成本普遍低于 10 元/kg(不考慮 CCUS 成本),天然氣重整制氫成本在 10-20 元/kg (不考慮 CCUS 成本),目前光伏和風電制氫平均成本在 25~30 元/kg 水平,因此發(fā) 展綠氫制合成氨首要解決的是制氫成本。

(2)甲醇

甲醇是多種有機產(chǎn)品的基本原料和重要的溶劑,其下游應用廣泛。按照上游原料 的不同,甲醇的制備工藝主要包括天然氣制甲醇、煤制甲醇和焦爐氣制甲醇,目前國 內(nèi)主要以煤制甲醇為主,占比高達 76%,焦爐氣制甲醇和天然氣甲醇分別占比 17%、 7%。

從工藝路線上,甲醇與合成氨相似,兩者都采用煤氣化或天然氣重整技術(shù),碳排 放體現(xiàn)在合成氣制備過程中。參考國內(nèi)煤化工企業(yè)環(huán)評報告以及 IPCC 給出的碳排放 因子數(shù)據(jù),煤頭路線單噸甲醇的 CO2排放量約為 3.91 噸(過程排放 2.13 噸 CO2/噸 甲醇、工程排放 1.78 噸 CO2/噸甲醇),氣頭路線單噸甲醇的 CO2排放量約為 1.59 噸 (過程排放 0.67 噸 CO2/噸甲醇、工程排放 0.92 噸 CO2/噸甲醇)。因此,2019 年僅 煤頭及氣頭路線甲醇的 CO2 排放量已達約 1.9 億噸,與合成氨排碳放量水平相當。

因此,同樣可使用綠氫來平衡煤制甲醇或天然氣制甲醇過程的氫碳比,以此減少二氧化碳排放,其綠氫盈虧平衡點同樣需要達到與灰氫平價的水平。

新應用領(lǐng)域的氫能脫碳化

(1)氫氣煉鋼

中國鋼鐵生產(chǎn)以長流程為主,高爐是主要的碳排放環(huán)節(jié)。鋼鐵是我國工業(yè)化進程 中最重要的支柱形產(chǎn)業(yè)之一。當前,我國煉鋼企業(yè)大多使用鐵礦石為鐵源、煉焦煤作 為碳源的長流程高爐生產(chǎn)技術(shù),通過焦炭燃燒提供還原反應所需要的熱量并產(chǎn)生還原 劑一氧化碳(CO),在高溫下利用一氧化碳將鐵礦石中的氧發(fā)生反應生成 CO2,將鐵 礦石還原得到鐵,這個過程帶來了大量的二氧化碳排放,其噸鋼二氧化碳排放量在 2.17-2.2 噸之間。相對應的,短流程則以廢鋼作為鐵元素來源,經(jīng)“電爐-軋制”流程生 產(chǎn)鋼材,其噸鋼二氧化碳排放量在 0.2-0.6 噸之間。據(jù)世界鋼鐵協(xié)會,在 2019 年全 球粗鋼產(chǎn)量中,長流程占比約 72%,短流程占比約 28%,在 2019 年中國粗鋼產(chǎn)量 中,長流程占比 90%,短流程占比 10%,除中國外,海外長流程占比 52%,短流程 占比 48%。

在 3 月 20 日舉行的 2021(第十二屆)中國鋼鐵發(fā)展論壇上,有關(guān)人士透 露,《鋼鐵行業(yè)碳達峰及降碳行動方案》已經(jīng)形成修改完善稿,鋼鐵行業(yè)碳達峰目標初步定為:2025 年前,鋼鐵行業(yè)實現(xiàn)碳排放達峰;到 2030 年,鋼鐵行業(yè)碳排放量較峰值 降低 30%。

針對鋼鐵行業(yè)的減排改造已是迫在眉睫之事,當前實現(xiàn)鋼鐵行業(yè)減排的主要措施 為:提高能源利用率、超低排放改造和提高電爐比例,同時發(fā)展低碳冶金技術(shù)、碳捕 捉等其他新技術(shù)路徑。從目前來看,通過綠氫作為還原劑的直接還原技術(shù)(DRI)是 鋼鐵工業(yè)未來實現(xiàn)“零排放”的最佳方案。

氫氣煉鋼將帶動氫氣需求約 2300 萬噸。若假設鋼鐵需求量維持在目前的高位平 臺區(qū),即每年 9~10 億噸左右的水平,未來電爐煉鋼占到鋼鐵產(chǎn)量的比重為 40%,氫 能、焦炭煉鋼分別占到粗鋼產(chǎn)量的 30%,那么預計 2050 年氫能還原鐵技術(shù)路線對應 的粗鋼產(chǎn)量約為 3 億噸左右,對應生鐵產(chǎn)量約為 2.55 億噸,以 1 噸生鐵消耗 1000 立方氫氣計算(參考日本鋼鐵工業(yè)協(xié)會測算值),預計對應的氫氣需求量約為 2300 萬 噸左右。

從目前已示范運行及試驗階段的氫氣煉鋼項目來看,技術(shù)已經(jīng)不存在障礙。目前 全球相對較為成熟且運行的項目主要是瑞典鋼鐵的 HYBRIT 項目。HYBRIT 項目的 基本思路是:在高爐生產(chǎn)過程中用氫氣取代傳統(tǒng)工藝的煤和焦炭(氫氣由清潔能源發(fā) 電產(chǎn)生的電力電解水產(chǎn)生),氫氣在較低的溫度下對球團礦進行直接還原,產(chǎn)生海綿 鐵(直接還原鐵),并從爐頂排出水蒸氣和多余的氫氣,水蒸氣在冷凝和洗滌后實現(xiàn) 循環(huán)使用。但是 HYBRIT 項目采用的氫冶金工藝成本比傳統(tǒng)高爐冶煉工藝高 20%~30%。除此之外,德國薩爾茨吉特鋼鐵公司發(fā)起的 SALCOS(薩爾茨吉特低碳 煉鋼)項目和由奧鋼聯(lián)發(fā)起的 H2FUTURE 項目也從不同角度設想工藝流程實現(xiàn)“氫 冶金”循環(huán)經(jīng)濟。國內(nèi)方面,龍頭鋼企也正積極布局氫氣煉鋼技術(shù),包括河鋼、寶武鋼 鐵、酒鋼等。

氫能煉鋼盈虧平衡點的制氫成本為 11.2~11.8 元/kg。按目前成本,生產(chǎn) 1 噸鋼 鐵大約需要 0.45 噸焦炭,噸鋼的能源物料成本約為 1000~1050 元/噸,如果與高爐 煉鐵達到一樣的成本水平,所使用的氫氣成本需要降至 1~1.05 元/方,約合 11.2~11.8元/kg,基本是目前最便宜的化工副產(chǎn)及化石能源制氫成本。如果以零碳來源的氫氣 成本計算,目前光伏和風電制氫成本基本在 25-30 元/kg 的成本水平,氫氣還原制鐵 的工藝至少比傳統(tǒng)高爐高一倍以上。

(2)工業(yè)供熱

氫能是工業(yè)領(lǐng)域中高品位熱力供應的優(yōu)質(zhì)脫碳解決方案

工業(yè)熱能分為三個溫度范圍:100℃的低級熱能、100-500℃的中級熱能和 500℃ 以上的高級熱能。目前,化石燃料(煤、天然氣)和電力(電阻加熱或熱泵)主要用 于滿足工業(yè)供熱的需求。脫碳方案包括直接電氣化、生物質(zhì)或化石燃料+CCUS技術(shù)。

對于低級熱能,電氣化是成本最低的脫碳方案,因此氫能可能不會發(fā)揮重要作用。對于中高級熱能,可采用生物質(zhì)進行脫碳,但在某些地區(qū)生物質(zhì)供應限制。例如, CCUS 技術(shù)僅在有二氧化碳封存設施的地區(qū)有效,但是,在沒有生物質(zhì)或 CCUS 技 術(shù)的地方,氫能源憑借靈活性強的特點,可以成為間歇性工業(yè)領(lǐng)域的中高級熱能低碳 解決方案。

對于氫能在工業(yè)供熱中的應用,主要有兩類途徑:

1)通過天然氣燃燒供熱的工 業(yè)企業(yè),可在已有天然氣管道中摻雜固定比例氫氣,滿足高位熱能需求的同時減少碳 排放量;

2)通過直接燃燒氫氣的方式來滿足高位熱能需求,但從技術(shù)實現(xiàn)角度,直 接燃燒氫氣仍面臨諸多技術(shù)挑戰(zhàn),近中期很難實現(xiàn)規(guī)?;\用。因此,通過天然氣摻 氫的方式來兼顧高位熱能需求以及碳減排是近中期最 優(yōu)解,具體經(jīng)濟性分析可參照 “2.3 建筑領(lǐng)域的氫脫碳”。

3.3 建筑領(lǐng)域的氫脫碳

目前建筑領(lǐng)域中包括民用住宅及商業(yè)住宅在供熱供電方面的能源需求占全球能 源需求(118EJ)的三分之一以上,接近于工業(yè)領(lǐng)域的能源需求,甚至超過交通領(lǐng)域 的能源需求。建筑能源消耗中約 60%用來供暖、熱水和烹飪,其他則用于照明、電器 及制冷。建筑物的碳排放量占到全球的四分之一(86.7 億噸二氧化碳)。

雖然隨著可再生能源在電力中所占份額的增加,可以降低建筑領(lǐng)域用電所帶來的 二氧化碳排放,但對于建筑領(lǐng)域的供熱環(huán)節(jié),依然很難實現(xiàn)脫碳,因為只有少數(shù)低碳 替代品可以與天然氣(最常見的供熱燃料)競爭,目前大部分有嚴寒季節(jié)國家的供暖 依靠化石能源來實現(xiàn),主要為天然氣,其他為煤炭、生物質(zhì)能等。

天然氣摻氫可成為建筑領(lǐng)域減排有效措施

要實現(xiàn)到 2050 年降低 2℃的目標,在有限的減排手段中,天然氣摻氫(HCNG— hydrogen compressed natural gas)方案是促進該行業(yè)能源轉(zhuǎn)型的最具成本效益 和最靈活的方法之一:氫能可以利用現(xiàn)有的天然氣基礎設施和設備,向天然氣管網(wǎng)中 注入可再生能源電力制取的氫氣,可減少天然氣的消耗,有助于減少建筑、工業(yè)和發(fā) 電廠因使用天然氣造成的相關(guān)碳排放:

1)從短期來看,向天然氣管網(wǎng)注入氫氣是一種低價值、低投資的舉措,可以支 持早期氫氣生產(chǎn)規(guī)模的擴大。氫氣注入應成為一種措施,用于降低電力制氫在交通領(lǐng) 域中陷入“死亡之谷”的風險。當無法滿足預期需求的風險仍然很高(“死亡之谷”)時, 天然氣管網(wǎng)注入可以在交通應用不斷增加的階段以低邊際成本提高現(xiàn)金流量,以實現(xiàn) 盈虧平衡。氫氣注入可以讓電解裝置幾乎連續(xù)地運行,從而有助于確保通過提供電網(wǎng) 服務獲得收入,因為電網(wǎng)服務通常需要電解裝置處于運行狀態(tài)。

2)從長遠來看,向天然氣管網(wǎng)注入氫氣,被認為是一種能夠儲存大量可再生能 源的方式。由于氫氣將使用現(xiàn)有的天然氣基礎設施,因此可以避免昂貴的電網(wǎng)升級和 擴建費用。與電力相比,電力制氫的一個關(guān)鍵優(yōu)勢是氫氣可以大規(guī)模儲存。這將使該 系統(tǒng)能夠應對需求的大幅波動,以作為一種季節(jié)性存儲方式,應對季節(jié)性需求高峰(如冬季供熱)。由于天然氣管網(wǎng)的容量非常大,所以即使混合比例很低,也能消納大量 波動性可再生能源。僅就歐盟而言,天然氣管網(wǎng)中以甲烷形式儲存的能源約為 1200 太瓦時(ENERGINET,2017 年數(shù)據(jù))。這大約相當于歐洲天然氣總需求的五分之一 (2015 年歐洲天然氣總需求量為 5480 億立方米,相當于約 5375 太瓦時)。

從氫和天然氣的基本參數(shù)對比可以看出,天然氣管網(wǎng)摻氫具備實際可行的理論基礎:

1)燃燒能量。氫氣密度較低,但單位質(zhì)量的燃燒熱遠大于天然氣。

2)燃燒性質(zhì)。氫更容易點燃且其火焰速率要遠快于天然氣。

3)安全性。雖然氫在 PE 管道和 鐵制管道中的擴散系數(shù)遠高于天然氣 5 倍左右,容易造成泄露,但是其在空氣中的擴 散系數(shù)也遠大于天然氣,這樣便不易造成擴散后的聚集,從而降低了危險性。

另外,近年來國際上對天然氣摻氫的研究也日益增多,從實際運行的示范項目也 表明現(xiàn)有天然氣管道輸送混氫天然氣存在可行性,其中德國自 2013 年底就開始向部 分天然氣分銷網(wǎng)絡注入氫氣,當時摻氫比例低于 2%;2019 年,德國 E.ON 的子公司 Avacon 計劃將天然氣管道網(wǎng)的氫氣混合率提高到 20%。意大利公司 Snam 于 2019 年 4 月開始向南意大利量價工業(yè)公司輸送含量為 55%的摻氫天然氣,2020 年 1 月該項目的摻氫比被提高到 10%。2020 年 1 月 2 日,英國首個將零碳氫氣注入天然氣網(wǎng) 絡為住宅和企業(yè)供熱的示范項目 HyDeploy 正式投入運營,摻氫比高達 20%。值得一 提的是,德國西門子公司已率先在天然氣摻氫燃氣輪機方面取得重大技術(shù)突破,其生 產(chǎn)的燃氣輪機設備可使用摻氫量 5%-50%的 HCNG,奠定了天然氣摻氫技術(shù)發(fā)展的 硬件基礎。

我國天然氣摻氫已具備實踐基礎,中低比例摻氫可兼顧經(jīng)濟性與低碳化

我國天然氣管道網(wǎng)絡系統(tǒng)框架已基本形成,天然氣管道輸送技術(shù)成熟,天然氣摻 氫已具備實踐基礎。截止到 2019 年底,我國天然氣干線管道總長度達 8.1 萬千米, 一次輸氣能力達 3500 億 m3 /a。從消費端來看,截止到 2020 年底,我國天然氣年消 費量已達到 3250 億立方米(占 2020 年全球需求量約 8.5%),且依然保持持續(xù)增長態(tài)勢,需求結(jié)構(gòu)上,90%天然氣以燃燒的方式應用于城燃、發(fā)電以及工業(yè)能源,因此 在天然氣管網(wǎng)中摻氫可以減少天然氣燃燒帶來的二氧化碳排放問題。

近中期低比例摻氫可兼顧實現(xiàn)經(jīng)濟性與低碳化。通常,在氫氣濃度(體積最高為 10-20%)相對較低的情況下,氫氣的混合可能無需對基礎設施進行重大投資或改造, 投資成本相對較小,并且可以安全的方式進行。若混合濃度超過 20%,則需要對現(xiàn)有 基礎設施和終端應用進行重大改變。結(jié)合對 HCNG 在不同摻氫比例條件下的敏感性 分析,在碳中和對低碳化需求迫切的情況下,近中期可在不改造天然氣管網(wǎng)的前提下 實施中低比例的天然氣摻氫。假設混合比例為 5%,每戶每年消耗 10-18 兆瓦電能時 可減少 32-58 千克二氧化碳——假設有 330 萬戶家庭使用摻氫天然氣供暖,每年可 減少約 20 萬噸二氧化碳排放。

到 2050 年,20%的天然氣摻氫比例將帶來 80-90 萬噸氫氣需求。據(jù)發(fā)改委能源 研究所數(shù)據(jù),在 2℃目標下,中國天然氣消費量將于 2040 年達到峰值,約 5800-6000 億立方米,到 2050 年隨著電氣化程度進一步提升,國內(nèi)天然氣消費量將回落至 4500- 4700 億立方米。假設國內(nèi)天然氣摻氫比例達到 20%水平,預計到 2050 年可貢獻 900- 1000 億立方米氫氣需求(約 80-90 萬噸)。

4 氫能脫碳核心制約——平價綠氫何時到來?

4.1 可再生能源電解水制氫是氫脫碳路線成立的重要組成

目前,氫的制取主要有三種較為成熟的技術(shù)路線:一是以煤炭、天然氣為代表的 化石能源重整制氫;二是以焦爐煤氣、氯堿尾氣、丙烷脫氫為代表的工業(yè)副產(chǎn)氣制氫, 三是電解水制氫。從供應結(jié)構(gòu)來看,化石能源制氫是我國獲取廉價及穩(wěn)定供應氫氣的 最主要來源,其次為工業(yè)副產(chǎn)氫,而電解水制氫占比極小。

從各制氫路線的特點來看,傳統(tǒng)制氫工業(yè)中以煤炭、天然氣等化石能源為原料, 制氫過程產(chǎn)生 CO2 排放,制得氫氣中普遍含有硫、磷等有害雜質(zhì),對提純及碳捕獲 有著較高的要求。焦爐煤氣、氯堿尾氣等工業(yè)副產(chǎn)提純制氫,能夠避免尾氣中的氫氣 浪費,實現(xiàn)氫氣的高效利用,但從長遠看無法作為大規(guī)模集中化的氫能供應來看;電 解水制氫純度等級高,雜質(zhì)氣體少,考慮減排效益,與可再生能源結(jié)合電解水制“綠 氫”被認為是實現(xiàn)氫脫碳的最佳途徑。

堿性電解與PEM 電解將是未來電解水主流工藝路線

電解槽是利用可再生能源生產(chǎn)綠氫的關(guān)鍵設備。目前電解水制氫主要有堿性電 解、質(zhì)子交換膜(PEM)電解、固體氧化物(SOEC)電解這三種技術(shù)路線,根據(jù)各 自技術(shù)特點以及商業(yè)化應用程度,堿性電解水制氫路線及 PEM 電解水制氫將是未來 與可再生能源結(jié)合的主流電解水制氫工藝路線。

堿性電解。該技術(shù)已實現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)化應用,國內(nèi)關(guān)鍵設備主要性能指標均 接近國際先進水平,設備成本低,單槽電解制氫量較大,易適用于電網(wǎng)電解 制氫。

PEM 電解。該技術(shù)國內(nèi)較國際先進水平差距較大,體現(xiàn)在技術(shù)成熟度、裝 置規(guī)模、使用壽命、經(jīng)濟性等方面,國外已有通過多模塊集成實現(xiàn)百兆瓦級 PEM 電解水制氫系統(tǒng)應用的項目案例。其運行靈活性和反應效率較高,能 夠以最低功率保持待機模式,與波動性和隨機性較大的風電和光伏具有良好 的匹配性。

SOEC 電解。該技術(shù)的電耗低于堿性和 PEM 電解技術(shù),但尚未廣泛商業(yè)化, 國內(nèi)僅在實驗室規(guī)模上完成驗證示范。由于 SOEC 電解水制氫需要高溫環(huán) 境,其較為適合產(chǎn)生高溫、高壓蒸汽的光熱發(fā)電等系統(tǒng)。

目前來看,堿性電解槽成本較低,經(jīng)濟性較好,市場份額較 PEM 電解槽高一些。不過隨著燃料電池技術(shù)的不斷成熟,質(zhì)子交換膜國產(chǎn)化的不斷加速突破,長期來看, PEM 電解槽的成本和市場份額將逐漸提高,與堿性電解槽接近持平,并根據(jù)各自與 可再生能源電力系統(tǒng)的適配性應用在光伏、風電領(lǐng)域。

“灰氫”+CCUS 技術(shù)近中期將幫助“綠氫”實現(xiàn)過度

雖然可再生能源電解水制氫是我國實現(xiàn)氫脫碳的終極之路,但從中國的國情來看, 由于規(guī)?;?、低成本的可再生能源電解水制氫產(chǎn)業(yè)尚未形成,因此已有規(guī)?;?、產(chǎn)業(yè)化的煤制氫路線仍將長期存在,但是需要疊加 CCUS 技術(shù)(碳捕集和封存利用)將 “灰氫”變?yōu)椤八{氫”,補充氫能的供應,“灰氫”+CCUS 技術(shù)近中期將幫助“綠氫”實現(xiàn)過 度。

發(fā)展 CCUS 面臨的最大挑戰(zhàn)是綜合成本相對過高?,F(xiàn)有技術(shù)條件下,安裝碳捕 集裝置,將產(chǎn)生額外的資本投入和運行維護成本等,以火電廠安裝為例,將額外增加 140-600 元/噸的運行成本,直接導致發(fā)電成本大幅增加。如華能集團上海石洞口捕 集示范項目,在項目運行時的發(fā)電成本從 0.26 元/kwh 提高到 0.5 元/kwh。CO2 目前 輸送主要以罐車為主,運輸成本高,而 CO2管網(wǎng)建設投入高、風險大,也影響著 CCUS 技術(shù)的推廣。受現(xiàn)有 CCUS 技術(shù)水平的制約,在部署時將使一次能耗增加 10-20%甚 至更多,效率損失很大,嚴重阻礙著 CCUS 技術(shù)的推廣和應用。

根據(jù) CCUS 技術(shù)的發(fā)展趨勢和目標,到 2025 年 CO2 捕集成本大約為 0.15-0.4 元/kg。煤制氫技術(shù)沒產(chǎn)生 1kgH2,伴生的 CO2理論為 19kg,以此推算,2025 年結(jié) 合 CCUS 技術(shù)的氫氣制取成本將增加 2.85-7.6 元/kg,到 2035 年采用 CCUS 技術(shù)增 加的制氫成本降低至 2.28-5.32 元/kg。

4.2 2030 年可再生綠氫或?qū)崿F(xiàn)與灰氫平價

低成本可再生氫的實現(xiàn)路徑對于氫氣未來能不能實現(xiàn)平價應用至關(guān)重要。目前, 通過可再生能源發(fā)電制取“綠氫”主要面臨成本高的問題。一方面,當前階段以風電光 伏為代表的可再生能源發(fā)電成本還比較高;另一方面,電解槽的能耗和初始投資成本 較高,規(guī)模還較小。因此,未來提高“綠氫”經(jīng)濟性的有效途徑將主要依靠可再生能源 發(fā)電成本的下降,電解槽能耗和投資成本的下降以及碳稅等政策的引導。

電解氫成本主要受電力成本、電解槽投資成本影響 電解氫成本主要由 3 部分組成:

1)電力成本。依靠風電、光伏等可再生能源產(chǎn) 生的電力,將水電解成氫氣和氧氣。

2)投資成本(CAPEX)。主要為電解槽系統(tǒng)成 本。

3)運維成本(OPEX)。

因此,綠氫全生命周期成本(LCOH)=電力成本+投資 成本(capex)+運行成本(opex)。

以歐洲 100MW 規(guī)模綠氫電解裝置為例,從該綠氫制備的全生命周期成本來看,可再生電力成本占據(jù)綠氫全生命周期成本的 56%,電解槽系統(tǒng)投資成本占據(jù) 38%。因此,電價水平以及電解槽系統(tǒng)初始投資成本的高低直接影響最終綠氫成本,同時影 響綠氫在各應用領(lǐng)域脫碳的節(jié)奏和進度。

為了探究可再生能源電解水制氫何時能夠?qū)崿F(xiàn)與灰氫平價,我們對綠氫全生命 周期成本進行拆解及預測(僅對成熟度水平較高的堿性電解水制氫進行成本拆解預 測),對電力成本、CAPEX、OPEX 關(guān)鍵影響因素做出如下假設:

(1)電力成本

可再生能源平準化度電成本(LCOE)。隨著投資成本的下降以及技術(shù)的不 斷進步,未來可再生能源將成為一次能源消費中的主體,可再生能源平準化 度電成本將大幅下降,參考 Hrdrogen council、IRENA、中國氫能聯(lián)盟以及 發(fā)改委能源所的預測,以 2020 年為基準年,預計可再生能源的綜合度電成 本(包含光伏、風電)到 2030 年將下降 30%,到 2050 年將下降 60%。而 部分光伏、風電資源優(yōu)質(zhì)地區(qū),其度電成本的降幅將明顯快于平均水平,以 光伏為例,參考中國光伏行業(yè)協(xié)會給出的數(shù)據(jù),2020 年國內(nèi)部分光伏利用 小時數(shù)為 1800h 的地區(qū),光伏度電成本已降低至 0.2 元/KWh,且未來仍有 進一步下降空間。

電解效率。參考 IRENA 及 IEA 等權(quán)威機構(gòu)數(shù)據(jù),2020 年國內(nèi)電解水制氫 能耗約為 55kwh/kg-H2(對應 65.7%的轉(zhuǎn)換效率),未來隨著電解槽工藝的 不斷優(yōu)化,特別是改進交換膜、催 化劑及系統(tǒng)集成,能效將進一步提高, 預計到 2050 年國內(nèi)電解效率可以提升至 46kwh/kg-H2。

(2)CAPEX

電解槽初始投資成本。影響電解槽投資成本的主要因素為電解槽制氫規(guī)模, 包括電解槽電堆規(guī)模及電解槽系統(tǒng)規(guī)模:

1)電堆規(guī)模化降本。當前單位電解槽電堆普遍為兆瓦級規(guī)模(目前全球最大的單一電堆電解槽是位于日本福 島的 10MW 電堆),根據(jù) IRENA 權(quán)威機構(gòu)數(shù)據(jù),當電堆規(guī)模由 1MW 分別 提升至 10MW、100MW 時,相應電解槽系統(tǒng)成本可分別降低 35%-45%、 60%-70%;

2)系統(tǒng)裝機量規(guī)模化降本。當前全球電解槽系統(tǒng)規(guī)模約為 20GWh,按照 IRENA 機構(gòu)給出的能源方案中,保守情況下,到 2030 年全 球電解槽規(guī)模將提升至 100GWh,屆時電解槽系統(tǒng)成本將降低 40%,樂觀 情況下,到 2030 年全球電解槽規(guī)模將提升至 270GWh,屆時電解槽系統(tǒng)成 本將降低 55%,到 2050 年,全球電解槽系統(tǒng)規(guī)模將進入 TW 時代,假設系 統(tǒng)規(guī)模達到 1.7TWh,系統(tǒng)成本相較于目前將降低 70。

因此,綜合 IRENA 對電解槽規(guī)?;当绢A期,另補充 Hydrogen Council 的權(quán)威預測,電解 槽系統(tǒng)成本隨著技術(shù)進步及規(guī)?;?2030 年將降低 60-80%,隨后因電解 槽系統(tǒng)規(guī)?;蛩氐某杀緦W習曲線率下降,系統(tǒng)成本降幅趨緩,但仍隨著技 術(shù)的進步不斷下降。

資金成本(WACC)。目前的加權(quán)平均資金成本假設為 10%,戶要考慮目前 有關(guān)電解水制綠氫項目的相對風險較高。假設 2050 年的加權(quán)平均資金成本 為 6%,與目前投資可再生電力水平相當。

滿載小時數(shù)(設備利用小時數(shù))。滿載小時數(shù)是指年度滿負荷工作時間,由 于可再生能源發(fā)電側(cè)存在波動性,因此依靠可再生能源電解水制氫的工作負 荷將主要取決于風電、光伏等可再生能源自身發(fā)電負荷的提升。參考 IRENA 機構(gòu)預測,假設 2020 年滿載負荷為 3000 小時/年,到 2050 年提升至 4000 小時/年。

(3)OPEX

固定運維。假設電解槽固定運維成本為電解槽初始投資成本的 2%/年。

到 2030 年國內(nèi)綠氫成本可實現(xiàn)與灰氫平價

通過對可再生電解水綠氫全生命周期成本的拆解及預測,到 2030 年,隨著可再生能源 LCOE 以及電解槽系統(tǒng)成本的快速下降,綠氫成本將從 2020 年的 30.8 元/kg 快速降至 16.9 元/kg。而 2020 年國內(nèi)部分光伏利用小時數(shù)為 1800h 的地區(qū),光伏度電成本已降低至 0.2 元/KWh,我們認為國內(nèi)這些可再生資源優(yōu)勢區(qū)域,其度電成本到 2030 年將領(lǐng)先于行業(yè)平均水平達到 0.1-0.15 元/KWh,相應的綠氫成本將率先實現(xiàn)與灰氫平價。

綠氫的大規(guī)模應用或?qū)⒃?2035-2040 年實現(xiàn)

在碳中和目標下,綠氫將在工業(yè)、交通、建筑等碳排領(lǐng)域扮演重要深度脫碳角色。通過綠氫在各脫碳應用領(lǐng)域的成本競爭力分析,近 5 年綠氫將率先在供熱和重卡行 業(yè)得以應用,天然氣管網(wǎng)中通過天然氣摻氫用于建筑供熱,這將是綠氫推廣的首次商業(yè)應用。此外,由于政府和民眾在氫氣基礎設施建設方面的支持,綠氫最早可能于 2025 年在為重型車輛(如區(qū)域列車和重卡)提供動力方面具備競爭力。

到 2030 年,部分可再生能源資源稟賦優(yōu)勢區(qū)域,綠氫成本可下探至與灰氫平價 的水平,即達到 10-12 元/kg,這意味著氫燃料可以取代柴油,也就標志著氫能在重 型運輸領(lǐng)域極具價格競爭力的轉(zhuǎn)折。

到 2035 年后,綠氫或?qū)⒆鳛闃O具競爭力的能源在主流工業(yè)領(lǐng)域和交通領(lǐng)域大規(guī) 模推廣應用。

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