中國儲能網(wǎng)訊：摘 要： 本文對可再生能源電解制氫成本進(jìn)行了系統(tǒng)分析，對比了堿性與質(zhì)子交換膜（PEM）電解制氫的平準(zhǔn)化成本（LCOH），并考察了規(guī)模效應(yīng)、氫氣壓力、壓縮與液化及輸入功率波動性對堿性與PEM電解制氫成本的影響。結(jié)果表明：規(guī)模增加可降低制氫成本，所考察的電解系統(tǒng)在規(guī)模由1 MW提高至40 MW后，裝置的固定成本降幅40%以上，由于電費是主要成本，平準(zhǔn)化成本（LCOH）降幅小于25%。在固定成本投入無明顯增加的情況下高壓電解制氫可明顯降低制氫成本，隨著電解氫氣壓力由1 atm（1 atm=101.325 kPa）提高至30 atm，進(jìn)一步壓縮至700 atm的成本由1 $/kg降至0.3 $/kg；液化成本受規(guī)模影響顯著，1 MW電解制氫增至40 MW時制氫并液化的平準(zhǔn)化成本（LCOH）從8.7 $/kg降至5.3 $/kg；由于PEM對可再生能源波動具有良好的適應(yīng)性，在波動性功率輸入時，隨著低功率（<20%額定功率）波動性的增加，PEM的LCOH成本可以優(yōu)于堿性電解。隨著堿性與PEM電解技術(shù)的進(jìn)步，二者優(yōu)劣仍需針對具體情況進(jìn)行分析討論。
關(guān)鍵詞： 電解；制氫；平準(zhǔn)化成本；壓縮；液化；波動性
大力發(fā)展新能源是實現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和應(yīng)對能源環(huán)境可持續(xù)發(fā)展的重大戰(zhàn)略舉措。根據(jù)《2018年全球可再生能源現(xiàn)狀報告》，2018年全球可再生能源裝機增至約2378 GW，連續(xù)四年可再生能源新增裝機超過了化石燃料和核能的新裝機容量。其中太陽能光伏（PV）新增裝機約100 GW，占可再生能源新增裝機的55%，其次是風(fēng)力發(fā)電（28%）和水電（11%）。目前風(fēng)能和太陽能等可再生能源發(fā)電的難點在于發(fā)電的波動性，使發(fā)電高峰和用電高峰產(chǎn)生錯配，造成并網(wǎng)困難。
通過電解制氫將可再生能源轉(zhuǎn)化成氫氣，可儲可轉(zhuǎn)，其應(yīng)用模式可以抽象為Power to X（圖1），實現(xiàn)電能到電能、電能到燃?xì)?、電能到燃料、電能到化學(xué)品的多種轉(zhuǎn)換，能大大促進(jìn)能源供應(yīng)端融合，提升能源使用效率。電解制氫是Power to X的核心，特別是氫燃料電池汽車近兩年已成為各國競相發(fā)展的大趨勢，為了促進(jìn)綠色氫能的大規(guī)模應(yīng)用，可再生能源電解制氫的成本必須進(jìn)一步降低，亟待開發(fā)低成本的可再生能源電解制氫技術(shù)。
綜合氫氣儲運的經(jīng)濟性、安全性和可靠性，根據(jù)市場可接受價格及美國能源部目標(biāo)，氫的零售價約為4.5 $/kg。這一價格略高于傳統(tǒng)化石能源的汽油或柴油，但由于燃料電池效率至少是內(nèi)燃機的兩倍，在汽油或柴油當(dāng)量的基礎(chǔ)上，它接近內(nèi)燃機成本的一半。為實現(xiàn)這一目標(biāo)，電解制氫成本必須大幅度降低，主要體現(xiàn)在能耗（kW·h/kg H2），以及固定投資和維護(hù)成本。本文基于對商業(yè)化電解水制氫裝置的調(diào)研，以加氫站可接受的氫氣零售價格為目標(biāo)，對可再生能源電解制氫成本進(jìn)行了系統(tǒng)分析，確定了降低電解制氫成本的潛在改進(jìn)領(lǐng)域。
1 電解制氫成本計算方法
為使氫成為一種商業(yè)上可行的能源載體，規(guī)定每千克高壓氫氣（約700 atm，1 atm=101.325 kPa，余同）或液氫的生產(chǎn)成本約4.5 $/kg。為實現(xiàn)這一目標(biāo)，進(jìn)行以下計算分析：①建立每公斤氫氣的生產(chǎn)成本，計算1 MW和40 MW規(guī)模電解制氫平準(zhǔn)化成本（levelized cost of Hydrogen，LCOH）；考察3種不同的電解技術(shù)：常壓（1 atm）堿性電解，高壓（30 atm）堿性電解，高壓（30 atm）質(zhì)子交換膜（PEM）電解；②平準(zhǔn)化成本LCOH =固定成本（capex）/制氫量（capacity）*壽命（lifetime) +運行成本（opex），單位氫氣成本以美元計（$/kg）。③運行成本（opex）=每千克氫氣耗電量（kW·h/kg）*電價（electricity_price）。
電解系統(tǒng)的成本估算基于市場調(diào)研價格及相關(guān)文獻(xiàn)資料，明確電價和電解裝置產(chǎn)能因數(shù)對制氫成本的敏感性，為分析電解子系統(tǒng)對成本的影響，LCOH分解為組件成本明細(xì)。
2 財務(wù)及技術(shù)假設(shè)
表1是進(jìn)行LCOH成本分析研究的財務(wù)假設(shè)。值得指出的是，盡管文獻(xiàn)[13,14]表明PEM體系的壽命還不及堿性體系，但隨著燃料電池技術(shù)的飛速發(fā)展，PEM電解堆的壽命已有很大提高，因此在整個分析過程中，設(shè)定PEM電解堆的壽命與堿性體系的相同，電解裝置的電力供給均為穩(wěn)定電源。
表1 財務(wù)假設(shè)概要
注： 無電解堆退化，所有費用均以現(xiàn)匯美元計，夜間工廠建設(shè)，無價格調(diào)整，無所得稅，無還本付息稅扣減，無工廠折扣。
由于國內(nèi)仍無成熟的規(guī)模化PEM電解技術(shù)，為了便于比較，我們采用了國際知名公司電解裝置（如NEL、McPhy與GINER），以美元計價對電解制氫成本進(jìn)行分析。表2總結(jié)了不同評估工廠的技術(shù)成本和性能系數(shù)，對30 atm，40 MW 的PEM電解裝置，由于缺乏官方報價，固定成本支出是根據(jù)1 MW系統(tǒng)將容量擴大到40 MW時的成本減少額（約60%）來確定的，就壓縮機而言，大型系統(tǒng)的固定成本支出假定為1 MW系統(tǒng)固定成本支出的50%。
表2 技術(shù)假設(shè)概要
3 結(jié)果與討論
3.1 制氫
圖2是電解制氫LCOH成本受電力成本和產(chǎn)能因數(shù)的函數(shù)圖，3個不同的1 MW電解制氫裝置圖上都突出顯示了氫氣成本4.5 $/kg的目標(biāo)標(biāo)記?？梢钥闯觯S著電解裝置的容量因數(shù)降低，為實現(xiàn)上述目標(biāo)，電力成本需要更快下降，與采用的電解裝置類型關(guān)系不大。30 atm堿性電解裝置在75%的容量因數(shù)和60 $/MW·h的電力成本下氫氣的LCOH成本約4.5 $/kg，75%的容量因數(shù)和60 $/MW·h電價與實際電解廠運行情況相近。值得一提的是4.5 $/kg是為高能量密度氫氣產(chǎn)品設(shè)定的，該成本必須考慮壓縮或液化的增量成本。
圖1 可再生能源Power to X 模式
圖2 電解制氫成本作為電力成本和產(chǎn)能因數(shù)的函數(shù)圖
為了解每種技術(shù)之間的成本差異，對比了在產(chǎn)能因數(shù)75%和電價60 $/MW·h下運行的3種電解裝置的LCOH明細(xì)，如圖3所示?？疾斓?種電解裝置包括：電解工藝系統(tǒng)、供電系統(tǒng)、供水系統(tǒng)和控制系統(tǒng)。由圖3(a)可以看出在給定的1 MW電解規(guī)模下，常壓堿性電解制氫的氫氣平準(zhǔn)化成本LCOH為4.2 $/kg，是最廉價的選擇。
圖3 1 MW規(guī)模下評估3種不同技術(shù)的制氫成本明細(xì)
注： 工廠產(chǎn)能因數(shù)為75%，電力成本為60 $/MW·h
在比較NEL 1 MW 1 atm與McPhy 1 MW 30 atm兩堿性系統(tǒng)時，考慮到兩個裝置的效率是可比的，其平準(zhǔn)化成本（LCOH）差異與30 atm電解裝置的固定成本較高有關(guān)。在更高的壓力下工作，電解堆所用材料及每個連續(xù)單元之間的密封件有更嚴(yán)格的要求。此外，在較高的工作壓力下，控制系統(tǒng)和供水系統(tǒng)變得更加復(fù)雜，因此導(dǎo)致了高壓電解裝置有更高的固定成本。電解制氫高的氫氣出口壓力的優(yōu)勢在于降低后端儲運的壓縮成本。
由于PEM電解堆使用稀有貴金屬催化劑，固定成本高，導(dǎo)致PEM電解制氫的平準(zhǔn)化成本（LCOH為5.7 $/kg）比兩堿性系統(tǒng)的平準(zhǔn)化成本都要高。盡管在1 MW規(guī)模下，PEM系統(tǒng)的電解效率（49.28 kW·h/kg H2）比兩堿性電解系統(tǒng)電解效率（54.88 kW·h/kg H2）高10%，但較低的運行成本仍不足以使其具有明顯的經(jīng)濟性優(yōu)勢。
隨著電解規(guī)模從1 MW增加到40 MW，3個電解系統(tǒng)的固定成本和效率發(fā)生了很大變化（表2）。為了解電解裝置規(guī)模的影響，圖4(a)～(b)分別列出了3個電解系統(tǒng)在40 MW規(guī)模下的平準(zhǔn)化成本（LCOH）及其成本明細(xì)。
圖4 在40 MW工廠規(guī)模下評估三種不同技術(shù)的制氫成本明細(xì)
注： 工廠產(chǎn)能因數(shù)為75%，電力成本為60 $/MW·h
結(jié)果表明，3個電解系統(tǒng)在規(guī)模由1 MW提高40 MW后，裝置的固定成本都有大幅度下降，堿性系統(tǒng)的固定成本投入降低約為40%，PEM系統(tǒng)的固定成本投入降低約為60%（表2），但這3個電解系統(tǒng)的平準(zhǔn)化成本（LCOH）由1 MW提高至40 MW后分別由4.2 $/kg、4.8 $/kg、5.7 $/kg降至3.6 $/kg、4.0 $/kg、4.3 $/kg，降低率均小于25%，這是因為電費是該電解制氫中的主要成本，如圖4(b)所示。
常壓1 atm和高壓30 atm堿性體系相比，規(guī)模40 MW較1 MW電解制氫的平準(zhǔn)化成本（LCOH）差異分別為0.6 $/kg和0.8 $/kg。盡管PEM電解裝置的固定成本隨著規(guī)模由1 MW增加至40 MW，PEM電解制氫的平準(zhǔn)化成本降低（1.4 $/kg）明顯，但由于技術(shù)工藝不夠成熟，其規(guī)模增至40 MW后電解效率出現(xiàn)了降低（標(biāo)方氫氣耗電量由原來1 MW的49.28 kW·h/kg，增加至58.24 kW·h/kg），電解效率的下降抵消了固定成本投入的降低，使PEM電解裝置仍為所研究系統(tǒng)中最昂貴的。
總的來說，增加電解裝置規(guī)?？山档碗娊庵茪涑杀?，使堿性與PEM電解制氫的成本達(dá)到低于4.5 $/kg的目標(biāo)。值得注意的是我們設(shè)定的氫氣目標(biāo)價格是基于高能量密度氫氣產(chǎn)品（70 MPa高壓氫氣或液氫），因此下文我們將分析討論氫氣的壓縮和液化成本。
3.2 氫氣壓縮與液化成本
考慮到氫氣在常溫、常壓下能量密度低，要使氫氣成為一種能量載體，氫的體積能量密度需要大幅度提高，可以通過液化、壓縮或儲氫合金來實現(xiàn)。鑒于儲氫合金仍處于實驗室和商業(yè)初期階段，我們僅考慮采用壓縮與液化兩種方式。如圖3和圖4所示，電解制氫成本隨著系統(tǒng)工作壓力的增加而增加，但考慮到加氫站最終需要高能量密度氫氣產(chǎn)品，從氫全產(chǎn)業(yè)鏈來看壓縮與液化可增加整體經(jīng)濟效益。
3.2.1 壓縮成本
下文對比1 MW規(guī)模三種電解裝置出口的氫氣進(jìn)一步壓縮增壓至700 atm的氫氣平準(zhǔn)化成本，整個計算過程中使用的技術(shù)假設(shè)見表2。
圖5顯示了我們所評估的3個1 MW規(guī)模電解制氫和壓縮的成本。結(jié)果表明，當(dāng)考慮電解產(chǎn)生的氫氣進(jìn)一步壓縮為700 atm高壓氫氣時，30 atm電解系統(tǒng)比1 atm電解系統(tǒng)具有相當(dāng)大的經(jīng)濟優(yōu)勢。常壓裝置的增量壓縮成本約為1 $/kg，而30 atm電解槽的增量壓縮成本僅為0.3 $/kg。圖6顯示了3個1 MW規(guī)模電解系統(tǒng)在工廠產(chǎn)能因數(shù)為75%，電力成本為60 $/MW·h條件下的制氫和壓縮成本，以及增加壓縮后的成本明細(xì)。由圖6規(guī)模1 MW電解制氫并壓縮至700 atm的平準(zhǔn)化成本LCOH可以看出，在規(guī)模1 MW的三個電解系統(tǒng)中，堿性30 atm電解制氫并壓縮至700 atm的LCOH成本最低（5.1 $/kg），成為最經(jīng)濟的選擇。隨著裝置規(guī)模的擴大，高壓電解制氫的優(yōu)勢將更加明顯。
圖5 三個電解系統(tǒng)制氫及壓縮成本作為電力成本和產(chǎn)能因數(shù)的函數(shù)
圖6 規(guī)模1MW電解制氫并壓縮至700 atm的平準(zhǔn)化成本LCOH比較
注： 工廠產(chǎn)能因數(shù)為75%，電力成本為60 $/(MW·h)
由前面分析可知，電解制氫并壓縮到700 atm的總成本隨著電解系統(tǒng)輸出壓力的增加而下降，在固定成本投入無明顯增加的情況下高壓電解制氫可明顯降低其LCOH成本，最具成本優(yōu)勢。這種高壓電解制氫解決方案的成本優(yōu)勢來源于壓縮階段所需壓縮機以及電力的減少。
3.2.2 液化成本
為了評估1 MW和40 MW電解制氫并進(jìn)行氫氣液化的成本增量，計算了氫氣出口壓力30 atm的堿性電解系統(tǒng)制氫并進(jìn)一步液化的平準(zhǔn)化成本（LCOH）。整個評估過程的技術(shù)假設(shè)見表2，液化設(shè)施的固定成本與電解制氫規(guī)模密切相關(guān)，與1 MW電解制氫系統(tǒng)配套的液化固定成本投入為2800 $/kW，與40 MW系統(tǒng)配套的液化固定成本投入僅為490 $/kW。液化對1 MW和40 MW規(guī)模電解制氫成本的影響結(jié)果如圖7所示。
圖7 規(guī)模1 MW和40 MW堿性電解制氫（氫氣出口壓力30 atm）和液化成本{明細(xì)[產(chǎn)能因數(shù)為75%，電力成本為60 $/(MW·h)]}
由圖7可以看出在1 MW電解槽規(guī)模下，液化裝置的固定成本支出占總生產(chǎn)成本的31%，液化過程幾乎使氫氣的平準(zhǔn)化成本LCOH翻了一番，從4.8 $/kg增至8.7 $/kg，這表明，在1 MW規(guī)模的電解制氫廠進(jìn)行氫氣液化，經(jīng)濟性上是不可行的。當(dāng)電解制氫系統(tǒng)規(guī)模擴大40倍至40 MW時，電解制氫并液化的氫氣平準(zhǔn)化成本從4.0 $/kg增至5.3 $/kg，仍高于設(shè)定目標(biāo)4.5 $/kg。1 MW規(guī)模增加至40MW時，液化固定成本由總LCOH的31%降低至9%，下降百分比達(dá)70%以上；隨著規(guī)模的進(jìn)一步增大，液化優(yōu)勢將越來越顯著。
4 可再生能源波動性對成本分析的影響
以上對穩(wěn)定電源輸入下的堿性與PEM電解制氫的成本進(jìn)行了詳細(xì)的分析，由于可再生能源存在較大的波動性，該波動性源于諸如風(fēng)、光的間斷式供應(yīng)、不穩(wěn)定性以及季節(jié)性，風(fēng)電機組的輸出功率和風(fēng)速有關(guān)，光伏發(fā)電和氣溫、有無云遮擋太陽等基礎(chǔ)因素有關(guān)。風(fēng)光的隨機性、間歇性使得它不像傳統(tǒng)的火力發(fā)電等常規(guī)發(fā)電機組的能量來源那樣根據(jù)需要來對發(fā)電進(jìn)行靈活的控制，難以接入電網(wǎng)，引入儲能等調(diào)峰手段又會大大增加其成本，很多企業(yè)期望可再生能源直接電解制氫，以氫能形式存儲起來。如果風(fēng)光波動性可再生能源直接為電解裝置提供電力供給，堿性與PEM電解裝置哪個更具經(jīng)濟性？為了弄清這個問題，我們對40 MW波動性太陽能用于電解制氫，采用出口壓力30 atm堿性電解與30 atm PEM電解裝置，對其制氫成本進(jìn)行了對比，兩種電解裝置的性能參數(shù)及分析所用數(shù)據(jù)如表3所示。
表3 40 MW波動電源輸入下堿性與PEM電解制氫成本分析對比
太陽能每天需要冷啟停一次，而且由于陰天下雨等天氣影響，1個自然年太陽能波動供電中低于額定功率20%的電量占比可達(dá)20%以上，該部分能量低于堿性電解裝置要求的最小負(fù)載，無法使電解裝置啟動，而這部分能量在PEM電解中可以利用起來。PEM電解允許的最大負(fù)載為150%，而堿性電解裝置允許的最大負(fù)載為120%，40 MW太陽能發(fā)電需要配套34.3 MW堿性電解裝置，如配套PEM電解裝置則僅需26.8 MW，PEM裝置規(guī)?？擅黠@小于堿性裝置，固定成本投入方面PEM比堿性更有優(yōu)勢（表3）。由表3可知同樣是40 MW的太陽能輸入26.8 MW的PEM電解裝置每小時可制備氫氣686 kg，或需要配置34.3 MW的堿性電解裝置每小時可制備氫氣595 kg。以上計算沒有考慮占地面積的影響，PEM裝置更加緊湊，同等規(guī)模下PEM占地面積幾乎為堿性裝置的一半，在土地昂貴的地區(qū)PEM電解優(yōu)勢將更加明顯。
高壓（30 atm） 34.3 MW AEL與26.8 MW PEM電解制氫平準(zhǔn)化成本LCOH隨可再生能源波動性的敏感性變化如圖8所示，其中電價以60 $/(MW·h)計算，可再生能源波動性以可再生能源利用率計算，同時考察了可再生能源中大于20%額定功率占比的影響?？紤]到對堿性電解裝置小于20%額定功率部分的能量無法啟動裝置，而該部分能量在PEM中可以得到利用，因此在分析可再生能源利用率的同時將功率波動性分為了大于20%額定功率部分與小于20%額定功率波動性兩部分，分析了大于20%額定功率部分占比對LCOH成本的影響?？梢钥闯鲈?0 MW可再生能源100%功率供給時，高壓34.3 MW堿性與26.8 MW PEM電解制氫的LCOH相近，PEM電解略高；隨著可再生能源利用率降低，二者的氫氣成本逐漸升高。由于可再生能源中低品質(zhì)部分（小于20%額定功率）的電能在AEL電解中無法利用（堿性可允許的負(fù)載區(qū)間為20%～120%），而在PEM電解中該部分能量是可以用于產(chǎn)氫的（PEM可允許的負(fù)載區(qū)間為0～150%），隨著可再生能源損失中大于20%額定功率部分的減少（或小于20%額定功率部分的增加），AEL的電解制氫成本較PEM的制氫成本有明顯的升高。當(dāng)可再生能源利用率為50%時，其中大于20%額定功率部分占比為50%時，PEM的LOCH成本為5.5 $/kg H2，而AEL的LOCH成本達(dá)到6.9 $/kg H2。
圖8 可再生能源波動性對LCOH的影響
綜上所述，波動性能源輸入下，考慮低負(fù)載及過載情況時，PEM比堿性電解裝置更有優(yōu)勢。為適應(yīng)可再生能源的波動性電解廠家在進(jìn)行不斷的優(yōu)化，隨著堿性電解與PEM電解技術(shù)的不斷改進(jìn)，孰優(yōu)孰劣還需視具體情況再議。
5 結(jié) 論
本文基于對商業(yè)化電解水制氫技術(shù)及成本的詳細(xì)調(diào)研，對比了相同規(guī)模（1 MW，40 MW）常壓（1 atm）堿性電解、高壓（30 atm）堿性電解與相應(yīng)PEM電解制氫的成本，分析計算了氫氣平準(zhǔn)化成本LCOH隨產(chǎn)能因數(shù)與電力成本的變化，明確了實現(xiàn)氫氣成本達(dá)到設(shè)定目標(biāo)4.5 $/kg的條件，并分析研究了規(guī)模、氫氣壓力、壓縮及液化對堿性及PEM電解制氫的LCOH及其成本明細(xì)構(gòu)成的影響。
在1 MW規(guī)模下，堿性電解裝置在大于75%產(chǎn)能因數(shù)和小于60 $/(MW·h)的電價下可達(dá)到氫氣成本4.5 $/kg的目標(biāo)。由于LCOH的大部分來自電力消耗，降低電解制氫系統(tǒng)的LCOH應(yīng)優(yōu)先提高電解效率，降低標(biāo)方氫氣耗電量。電解制氫并壓縮到700 atm的總成本隨著電解系統(tǒng)輸出壓力的增加而下降，在固定成本投入無明顯增加的情況下高壓電解制氫可明顯降低制氫成本，因為高壓可以減少壓縮段所需壓縮裝置及電能消耗。由于液化廠固定成本投入高，規(guī)模效應(yīng)顯著，電解制氫規(guī)模由1 MW增至40 MW使得制氫并液化的平準(zhǔn)化成本（LCOH）從8.7 $/kg下降到5.3 $/kg。
由于PEM較堿性電解裝置具有更強的負(fù)載波動適應(yīng)性能力，在風(fēng)光等波動性可再生能源輸入下，PEM比堿性電解裝置更有優(yōu)勢。隨著堿性電解與PEM電解技術(shù)的不斷改進(jìn)，孰優(yōu)孰劣仍需視具體情況再議。
引用本文： 郭秀盈,李先明,許壯等.可再生能源電解制氫成本分析[J].儲能科學(xué)與技術(shù),2020,09(03):688-695.
GUO Xiuying,LI Xianming,XU Zhuang,et al.Cost analysis of hydrogen production by electrolysis of renewable energy[J].Energy Storage Science and Technology,2020,09(03):688-695.
第一作者：郭秀盈（1978—），女，高級工程師，研究方向為氫能相關(guān)領(lǐng)域，E-mail：xiuying.guo.e@chnenergy.com.cn。
