2 電氫經(jīng)濟(jì)性初步顯現(xiàn)，氫氨一體化優(yōu)勢(shì)突出

　　2.1 電氫系統(tǒng)產(chǎn)出高價(jià)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(shù)可分為 4 種。堿性電解水技術(shù) (ALK)、質(zhì)子交換膜電解水技術(shù)(PEM)、高溫固體氧化物電解水技術(shù)(SOEC)和固體聚合物陰離子交換膜電解水技術(shù)(AEM)。其中，堿性電解槽的成本較低，經(jīng)濟(jì)性較好，2022 年國(guó)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(shè)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(yīng)，生成氫氣和氫氧根離子，陽(yáng)極發(fā)生氧 化反應(yīng)，生成氧氣和水。經(jīng)過(guò)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(jìn)入純化裝置提純后進(jìn)行收集。

　　副產(chǎn)品高純綠氧的價(jià)值較高

　　電解水制氫的同時(shí)會(huì)帶來(lái)高價(jià)值副產(chǎn)品—高純度綠氧，一般企業(yè)采取直接排放 進(jìn)空氣中的處理方式，當(dāng)副產(chǎn)氧氣量較大時(shí)，則用液化的方式儲(chǔ)存銷(xiāo)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(shè)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(jìn)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(yīng)用于工業(yè)，醫(yī)療，化 工等多個(gè)領(lǐng)域，具有一定的商業(yè)價(jià)值。結(jié)合市場(chǎng)上氣體公司的氧氣報(bào)價(jià)均值， 高純氧價(jià)格約 35 元/立方，經(jīng)濟(jì)性突出。

　　以寶豐能源 300 萬(wàn)噸/年烯烴項(xiàng)目為例，其中 40 萬(wàn)噸烯烴通過(guò)綠氫耦合制備，利 用風(fēng)電光伏能源電解水制取綠氫和綠氧，綠氫替代原料煤進(jìn)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(shè)備制氧能耗，該項(xiàng)目是全國(guó)單廠(chǎng)規(guī)模最大的“綠氫+煤”制烯烴。

　　此外，高純度氧在冶金領(lǐng)域，有助于去除硫、磷、硅、等雜質(zhì)，縮短冶煉時(shí)間; 在電子領(lǐng)域，在與四氟化碳混合后，可以用于等離子刻蝕，同時(shí)在醫(yī)療、航空航天等 多個(gè)領(lǐng)域均有較高的商業(yè)價(jià)值。

　　2.2 經(jīng)濟(jì)利用下西北電氫成本優(yōu)勢(shì)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(shù)路線(xiàn)相對(duì)成熟、應(yīng)用較為廣泛， 對(duì)煤氣化、天然氣進(jìn)行成本測(cè)算后發(fā)現(xiàn)，若不考慮碳排放價(jià)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(jià)格波動(dòng)影響。 煤氣化制氫：采用水煤漿技術(shù)工藝，假設(shè)建設(shè)投資 12.4 億元，設(shè)備產(chǎn)能 9 萬(wàn)方 /h，年工作時(shí)間 8000 小時(shí)，煤炭單價(jià) 900 元/噸，煤制氫在所有制氫路線(xiàn)中成本最 低，其成本結(jié)構(gòu)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(shè)建設(shè)投資 6 億元，設(shè)備產(chǎn)能 9 萬(wàn)方/h，年工作時(shí)間 8000 小時(shí)， 天然氣單價(jià) 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(gòu)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(jià)格，化石能源制氫經(jīng)濟(jì)性進(jìn)一步下降。根據(jù) IEA，煤制氫路線(xiàn) 1kg 氫氣產(chǎn)生約 26kg 二氧化碳、天然氣制氫路線(xiàn) 1kg 氫氣產(chǎn)生約 10kg 二氧化碳，按照當(dāng) 前中國(guó)碳排放價(jià)格為 55 元/噸計(jì)算，考慮碳價(jià)后煤制氫、天然氣制氫成本將分別達(dá)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(dòng)碳價(jià)上行， 當(dāng)碳價(jià)上漲至 200 元/噸時(shí)，煤制氫、天然氣制氫成本將分別達(dá)到 16.5 元/kg、23.8 元/kg，電解水制氫相對(duì)化石能源制氫或?qū)⒏呓?jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)。

　　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(fēng)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(yīng)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(fèi)。離網(wǎng)制氫則是將風(fēng)光發(fā)電機(jī)組產(chǎn)生的電能，不經(jīng)過(guò)電網(wǎng)直接提供給電解 水制氫設(shè)備，制氫成本主要為電源建設(shè)成本。 目前國(guó)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(fù)荷波動(dòng)較 小，同時(shí)相關(guān)設(shè)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(guò)升價(jià)、 降壓、整流多次變換，導(dǎo)致?lián)p耗較大，同時(shí)承擔(dān)電網(wǎng)輸配電及政府基金及附加等成本。

　　離網(wǎng)制氫因?yàn)橹挥姓鳝h(huán)節(jié)，系統(tǒng)效率更高，也無(wú)需繳納輸配電費(fèi)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(fēng)光發(fā)電帶來(lái) 的波動(dòng)沖擊，同時(shí)離網(wǎng)制氫受制于土地?zé)o法大規(guī)模制取。目前，國(guó)內(nèi)堿性電解槽的工 作負(fù)荷暫不能完全適應(yīng)新能源發(fā)電系統(tǒng)輸出功率的波動(dòng)強(qiáng)度。 綜合市場(chǎng)上電解槽性能參數(shù)，我們假設(shè)單套電解槽系統(tǒng)產(chǎn)氫量為 1500 標(biāo)方/h， 系統(tǒng)單位能耗為 4.4kWh/標(biāo)方，價(jià)格為 2010 元/kW。電解水制氫的原材料用水價(jià)格 4.1 元/噸，30%濃度 KOH 電解液價(jià)格 8 元/kg。由于電解水制氫會(huì)帶來(lái)高價(jià)值的副產(chǎn)品綠 氧，假設(shè) 50%的氧氣經(jīng)提純后對(duì)外銷(xiāo)售，價(jià)格 2 元/標(biāo)方，分別測(cè)算兩種模式下電解 水制氫的成本。

　　電網(wǎng)電解水制氫：針對(duì)有電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格數(shù)據(jù)的山西省、山東省、廣東省、甘 肅省和蒙西分別計(jì)算用電綜合電價(jià)，包括輸配電價(jià)(兩部制)、容量補(bǔ)償電價(jià)(山東)、 政府性基金及附加、基本電能量?jī)r(jià)格等。對(duì)上述五省電網(wǎng)電解水制氫成本進(jìn)行測(cè)算。

　　山西省經(jīng)濟(jì)利用小時(shí)數(shù)為 1915 小時(shí)，并網(wǎng)制氫單位成本最低：截止 2022Q3，山 西省風(fēng)電光伏裝機(jī)量占比位列全國(guó)第 14，但由于負(fù)荷較少，山西省低電價(jià)小時(shí)數(shù)在 五個(gè)省份中較為顯著， 0~0.05 元/kWh 共計(jì) 1341 小時(shí)，0.3~0.35 元/kWh 共計(jì) 1219 小時(shí)，低電價(jià)優(yōu)勢(shì)明顯。經(jīng)過(guò)我們的測(cè)算，當(dāng)利用小時(shí)數(shù)為 1915 小時(shí)，綜合電價(jià) 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(fèi)用，制氫成本 下降至 9.6 元/kg。山西省并網(wǎng)制氫成本結(jié)構(gòu)中，因現(xiàn)貨市場(chǎng)低電價(jià)優(yōu)勢(shì)顯著，電費(fèi) 占比相對(duì)較低，僅 60.59%，電費(fèi)之中，電能量?jī)r(jià)格占 42%，輸配容量?jī)r(jià)格占 36%。

　　山東省經(jīng)濟(jì)利用小時(shí)數(shù)為 2644 小時(shí)，成本較高主要系輸配電費(fèi)用較高：山東省 低電價(jià)小時(shí)數(shù)相對(duì)較多，-0.1~-0.05 元/kWh 共計(jì) 747 小時(shí)，剩余小時(shí)數(shù)多集中在 0.35~0.45 元/kWh，共計(jì) 2695 小時(shí)。當(dāng)利用小時(shí)數(shù)為 2644 小時(shí)，綜合電價(jià) 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(fèi)用，制氫成本下降至 18.15 元/kg。山東省并網(wǎng)制氫成本結(jié)構(gòu)中，電費(fèi)占比超過(guò) 81%。電費(fèi)中，輸配容量?jī)r(jià) 格占 32%，輸配電度價(jià)格占 30%，即輸配電費(fèi)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(jì)利用小時(shí)數(shù)為 3837 小時(shí)，成本較高主要系電能量?jī)r(jià)格較高：廣東省 用電需求旺盛，但是本地發(fā)電資源相對(duì)匱乏，風(fēng)光發(fā)電量滲透率較低，低電價(jià)持續(xù)時(shí) 間很短，0.45~0.5 元/kWh 共計(jì) 1620 小時(shí)，0.5~0.55 元/kWh 共計(jì) 1642 小時(shí)，因此， 廣東地區(qū)在五個(gè)省份中并網(wǎng)制氫的成本最高。當(dāng)利用小時(shí)數(shù)為 3837 小時(shí)，綜合電價(jià) 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(fèi)用，制 氫成本下降至 19.73 元/kg。廣東省并網(wǎng)制氫成本結(jié)構(gòu)中，電費(fèi)占比相較于其他省份 最高，占比超過(guò) 88%。電費(fèi)之中，電能量?jī)r(jià)格占比高達(dá) 86%。

　　甘肅省經(jīng)濟(jì)利用小時(shí)數(shù)為 2875 小時(shí)，高利用小時(shí)數(shù)攤薄成本：截止 2022Q3，甘 肅省風(fēng)電光伏裝機(jī)量位列全國(guó)第 10，2022 年外送電量達(dá)到 560.7 億 kWh(其中新能 源占 43%)，同比增長(zhǎng) 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(shí)，其現(xiàn)貨市場(chǎng)中低電價(jià)小時(shí)數(shù)仍較為顯著，0~0.05 元/kWh 共計(jì) 1467 小時(shí)，并制氫成本與山西類(lèi)似。當(dāng)利用小時(shí)數(shù)為 2875 小時(shí)，綜合電價(jià) 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(fèi)用，制氫 成本下降至 9.95 元/kg。甘肅省并網(wǎng)制氫成本結(jié)構(gòu)中，電費(fèi)占比相對(duì)其他省份較低， 為 74.19%。電費(fèi)之中，輸配容量?jī)r(jià)格占 34%，電能量?jī)r(jià)格占 30%。

　　蒙西經(jīng)濟(jì)利用小時(shí)數(shù)為 2516 小時(shí)，成本有較大下降空間：蒙西低電價(jià)小時(shí)數(shù)相 對(duì)分散，-0.05~0 元/kWh 共計(jì) 408 小時(shí)，0.25~0.3 元/kWh 共計(jì) 561 小時(shí)，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(dāng)利用小時(shí)數(shù)為 2516 小時(shí)， 綜合電價(jià) 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(fèi)用，制氫成本下降至 14.15 元/kg。蒙西并網(wǎng)制氫成本結(jié)構(gòu)中，電費(fèi)占比 76.84%。 電費(fèi)之中，電能量?jī)r(jià)格占 71%，輸配容量?jī)r(jià)格占 14%?？紤]到蒙西有豐富的風(fēng)光發(fā)電 資源，未來(lái)風(fēng)光發(fā)電滲透率提升空間較大，電價(jià)分布或?qū)⑦M(jìn)一步左偏，降低并網(wǎng)制氫 成本。

　　并網(wǎng)制氫模式下，電費(fèi)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(fēng)光發(fā)電滲透率相關(guān)，也與該省輸配電價(jià) 格水平有關(guān)，隨著風(fēng)光發(fā)電滲透率的提升將使得低電價(jià)時(shí)長(zhǎng)增加。同時(shí)，電價(jià)的預(yù)測(cè) 能力成為影響電解水制氫成本的關(guān)鍵因素，在實(shí)際制氫的過(guò)程中，即使實(shí)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(xiàn)的低谷段，僅浮動(dòng) 0.5~1 元 /kg。 目前全國(guó)最大的并網(wǎng)制氫項(xiàng)目——內(nèi)蒙古鄂爾多斯市烏審旗風(fēng)光融合綠氫化工 示范項(xiàng)目已經(jīng)正式啟動(dòng)，利用鄂爾多斯地區(qū)豐富的太陽(yáng)能和風(fēng)能資源發(fā)電制氫，預(yù)計(jì) 項(xiàng)目投產(chǎn)后，制取綠氫能力達(dá) 3 萬(wàn)噸/年。

　　值得注意的是，隨著電源結(jié)構(gòu)和負(fù)荷的變化，電價(jià)分布未來(lái)或?qū)l(fā)生變化，上述 成本僅根據(jù) 2022 年的電價(jià)情況進(jìn)行測(cè)算。 風(fēng)光一體化離網(wǎng)制氫：離網(wǎng)制氫中的電費(fèi)成為電源建設(shè)費(fèi)用，假設(shè)各省電源建設(shè) 中風(fēng)電和光伏裝機(jī)各占一半，根據(jù)各省的風(fēng)光發(fā)電利用小時(shí)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(jì)優(yōu)勢(shì)更突出，我國(guó)西部地區(qū)總體上太陽(yáng)能和風(fēng) 能資源優(yōu)于東部，全年利用小時(shí)數(shù)更多。 風(fēng)光一體化離網(wǎng)制氫受地理?xiàng)l件限制，主要分布在土地資源和風(fēng)光資源均豐富的 西北地區(qū)。內(nèi)蒙古開(kāi)展了全國(guó)首個(gè)省級(jí)風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目實(shí)施方案，離網(wǎng)制氫項(xiàng)目 中鄂爾多斯市“中廣核杭錦旗伊泰化工 20 萬(wàn)千瓦風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目”于 2023 年 4 月開(kāi)工，12 月項(xiàng)目正式投產(chǎn)，年制氫能力達(dá) 2789.14 噸/年。