【能源观察家】各地制氢成本对比

熠熠全球能源观察

1周前

日本政府早在2014年4月就决定实施“能源基本计划”，确定建设“氢社会”目标。...电力领域碳减排是实现“双碳”目标的主战场，其主要手段在于不断提高太阳能、风能等新能源在电力系统中的占比。

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氢的历史：从拉瓦锡到拉·库尔

氢，宇宙中丰度最大的元素，在地球上氢的单质通常以气态形式存在，拥有工业原料和能源载体的双重身份。过去，氢更多地作为一种基本工业原料或产物出现在化工行业中，或作为化石原料的重要成份被固化在煤炭、石油或天然气中。在全球化石能源短缺和气候变化的双重压力下，氢因其可再生、零排放、高能量密度的绿色属性，受到了越来越多的关注。
16世纪瑞士化学家发现将铁溶解在硫酸中的过程会释放出一种神秘的气体，这是人类有记录的首次人工获得氢单质；1766年，亨利·卡文迪什通过相似的实验收集到了氢气并将其点燃获得了水。1783年，法国化学家拉瓦锡首先命名了氢气，意为“成水元素”；1800年，两位英国科学家尼克尔森和卡莱尔首次用电流将水分解成了气体，据此发明了电解槽，揭示了氢与电这对绿色未来愿景隐秘但密切的关系。
氢能是氢分子和氧分子反应生成水时放出的能量，准确地说应该是水相对于氢气和氧气的能量。1mol的氢气能量即是1mol的氢气与1/2mol的氧气所具有的能量与1mol的水(液体)具有的能量差。标准状态下(标准大气压，25℃)，标准焓变是-285.830kJ，标准自由能的变化是-237.183kJ。氢的热值高达120MJ/kg，约为92号汽油（约44MJ/kg）的2.7倍，天然气（约46MJ/kg）的2.6倍，标准煤（约29.3MJ/kg）的4.1倍。
事实上，氢气作为能源应用的历史远比我们所认为的长，早在19世纪末，丹麦发明家拉·库尔为了解决如何储存风车产生电能的问题，将一个水磨坊风车产生的电力通过电解水生产氢，并将氢直接作为储备燃料使用。这也可以视为人类首次将氢作为可再生能源进行制备、存储和使用，尽管当时并没有相似的概念。历史中，拉·库尔采用风车发出的电能制氢并通过12立方米的储罐进行存储，由氢能供给的小镇用电，数年间没有出现过供电中断的情况，这也可以认为是氢首次应用于电网储能。
潮起潮落：从石油危机到气候变化
历史上氢能利用的热潮都与能源和环境问题有关，1970年代的石油危机，空气污染和酸雨等环境问题，使得利用煤炭和核能制氢在20世纪70年代倍受关注，到80年代油价回落和大规模的抵制核能运动的爆发，对氢能的研究热情就冷却了下来，到了21世纪初直至今天，随着气候变化的问题再次被提及，社会对氢能的研究再次升温。
美国是第一个将氢能作为国家战略的国家
1970年，通用汽车公司技术中心首先提出“氢经济”概念。1990年美国政府就颁布了《氢能研究、发展及示范法案》，制定了氢能研发5年计划。2002年11月，美国能源部发布《国家氢能发展路线图》，就美国氢能发展的目的、影响氢能发展的各种因素，以及氢能各环节技术现状、面临的挑战及未来发展路径进行了详细的设计和阐述。此后美国政府颁布了一系列法令、政策，使美国“氢经济”概念逐步转化为现实。2022年9月美国能源部发布《国家清洁氢能战略和路线图（草案）》，指出到2050年清洁氢能将贡献约10%的碳减排量，到2030年、2040年和2050年美国清洁氢需求将分别达到1000万吨/年、2000万吨/年和5000万吨/年。
欧盟作为最早探索氢能应用的地区之一在发展氢能上具备一定的优势
其氢能发展政策较为完善、科研体系成熟、投资力度大。2018年欧盟提出《2050年长期战略》，在涉及氢能的“地平线欧洲”计划中，将拿出35%资金投资气候相关目标，开发具有成本效益的创新型解决方案，其中主要涉及氢和燃料电池。2019年《欧洲绿色协议》提出，到2030年工业部门的氢能应用中绿氢占比超过50%，对航运用燃料电池和加氢站建设提出了更具雄心的发展目标。2020年欧盟发布关于氢能发展的指导性文件《欧洲氢能战略》，旨在为欧洲建立一个整合的氢能市场提供一个清晰的愿景和路线图。2022年《REPowerEU计划》提出多个促进氢能发展政策，力争到2030年实现2000万吨绿氢的供应，成立“欧洲氢能银行”，投资30亿欧元助力发展氢能市场。
德国、法国、西班牙、意大利、芬兰等多国相继通过了国家氢能战略
欧洲的氢能发展以德国为代表，德国传统工业企业脱碳需求大，氢在钢铁、化工、发电供热等领域均有部署。2020年6月，德国内阁通过了《国家氢能战略》，旨在推进氢能产业发展，抢占氢能技术领域的高峰。《国家氢能战略》中宣布至少投入90亿欧元用于发展氢能；法国公布了《国家氢能战略》后，正式成立国家氢能委员会，有别于欧盟部分国家力推的化石燃料配合碳捕捉和封存技术的“蓝氢”发展路线，法国始终坚持采用可再生能源的“绿氢”路线；西班牙可再生能源资源丰富，可再生能源装机量占比高，西班牙将可再生能源制氢作为能源和经济转型的重要战略选项；意大利将推广氢燃料汽车作为氢能产业发展的突破口，将大幅提升本土氢燃料汽车的应用规模，逐步取代柴油车；氢是芬兰国家能源和气候战略的一部分，芬兰发布的《芬兰氢能路线图》中，重点展望了合成燃料的生产、低碳氢的生产以及氢替代煤炭降低工业中产生的碳排放等内容。
现阶段，日本已具备了扎实的氢能产业基础，形成了适应产业发展政策制定和修订机制
先后出台10余项氢能战略性政策。日本政府早在2014年4月就决定实施“能源基本计划”，确定建设“氢社会”目标。2017年12月，日本政府制定了世界上第一个国家层面的氢能战略《氢能基本战略》，对氢能产业链的各个细分领域设定了明确目标。2019年3月，为确保实现基本战略所设置的各项目标，日本政府制定《氢能燃料电池战略路线图》，进一步细化了氢能发展目标提出相关战略举措并设置了评价工作组，定期对各领域的进展实施跟踪与评价。在《氢能燃料电池战略路线图》指导下，2019年9月，日本政府制定了《氢能燃料电池技术开发战略》，确定以三大领域的十项技术为重点开发对象随后，在2020年10月出台《绿色增长战略》，明确了氢能的定位，并在2021年6月18日将其修订为《2050碳中和绿色增长战略》，以促进机构和监管改革，加大资金支持力度，推动创新研发，实现产业结构和经济社会转型。
以沙特和阿联酋为代表的中东地区正在积极布局氢能产业
并与德国、美国、日本和韩国在贸易、科技、示范等领域建立广泛合作。中东地区国家尚未出台明确的氢能发展战略，但中东是以能源输出为主的地区，蓝氢和绿氢并行发展将成为沙特和阿联酋等国氢能发展的重要路径。2016年沙特《2030愿景》提出了实现经济的多元化、减少对石油依赖的目标，并于2017年开始打造完全由可再生能源供电的“新未来”智能城市-NEOM，在NEOM中布局绿氢产业，加快实践《2030愿景》。阿联酋也致力于全产业链减少碳排放，计划到2030年碳排放量较2016年减少24%，并将依托资源优势开展氢能产业布局，既通过CCUS技术扩大蓝氢生产规模，也把风、光等的可再生能源制取绿氢纳入发展规划。
当前全球范围正兴起“氢能经济”和“氢能社会”的发展热潮，氢能已进入产业化快速发展新阶段，截至2022年12月，全球已有42个国家及地区发布了明确的氢能发展战略和规划，欧美日韩等20多个主要经济体已将发展氢能提升到国家战略层面，相继制定发展规划、路线图以及相关扶持政策，加快产业化发展进程。
先立后破：“双碳”目标下的新型电力系统
面对日趋严峻复杂的国际政治经济形势，大国博弈导致的地缘政治格局动荡对能源安全造成严重冲击，全球能源供需格局面临深度调整。中国油气进口集中度高，航运通道风险大，中国能源安全面临的外部形势更趋复杂。在能源安全和碳减排的双重要求下，无碳和低碳燃料相关产业发展迎来重大机遇。可再生能源制取的绿氢，能够实现工业领域化石能源制氢的替代，也可以在钢铁、化工、交通等难以通过可再生能源实现降碳的领域发挥重要作用。
电力领域碳减排是实现“双碳”目标的主战场，其主要手段在于不断提高太阳能、风能等新能源在电力系统中的占比。近年来，我国的新能源发电成本快速下降，装机规模快速提升，但光伏、风电存在间歇性、随机性、波动性的特点，无法直接满足电网及用户的需求，如无有效的调节方案将造成了大量的弃风、弃光现象。
作为破题之道，氢可在源网荷储四方面与电力系统深度融合，支撑新能源大规模开发利用。在电源方面，氢可通过燃气轮机甲烷掺氢燃烧、氢燃料电池、煤电锅炉掺氨燃烧等手段降低发电端的碳排放，实现发电端的灵活性调节。在网方面，氢可通过管道进行长距离输送，可以作为特高压电力输送的一种有效补充。在负荷方面，电解水可作为柔性负荷，可提供需求侧灵活响应，实现可再生能源大规模消纳。在储能方面，氢作为储能手段，可实现电、热、氢三者安全高效地互相转化，是一种跨日、月、季节的长时储能形式。
能源转型：氢能引领的新型能源系统解题之法
目前全世界正处于能源生产和消费革命新时代，构建清洁低碳、安全高效的能源体系是未来能源发展的方向。我国能源结构是以高碳的化石能源为主，推动碳减排，就必须推动以化石能源为主的能源结构转型。能源系统低碳化需要供应方和消费方进行系统性的转变，油气资源未来将与可再生能源协同开发、相互转化、共同利用，形成以化石能源为代表的油气资源和以氢能、电能为代表的可再生能源共同构成的新型能源系统。新型能源系统应该是由以新能源为主体的新型电力系统和以“新型油气”为主体的新型非电系统两部分作为主要支撑，两者相互促进，相互依托，以绿色氢能为桥梁，共同组建中国式新型能源体系。为此，新型能源系统需要在建设分布式能源设施，发展多能融合的区域供能系统，支持清洁燃料接入油气管网等方向寻求突破。
大规模电气化是实现降碳的有力抓手。然而，仍有部分行业难以通过直接电气化实现降碳，包括钢铁、化工、公路运输、航运和航空等。由于氢能具有动力燃料和工业原料双重属性，通过构建“电-氢”耦合体系可以在稳定电力系统同时，实现绿色能源以氢的形式向新型能源系统拓展，在难以通过直接电气化实现降碳的领域发挥重要作用。
氢能可以促进更高比例的可再生能源发展，有效减少我国对油气的进口依存度；“电-氢”耦合可以促进可再生能源消纳，有助于可再生能源电力成本的降低，进而实现绿色电能和绿色氢能的经济性的共同提高；大规模建设的储氢设施和输氢管网可以实现能源的时空转移，促进我国能源供应和消费的区域平衡；氢能与电能作为能源枢纽，更容易耦合热能、冷能、燃料等多种能源，共同建立互联互通的现代能源网络，形成极具韧性的能源供应体系，提高能源供应体系的效率和经济性。
氢与甲醇：“氢基”能源的多元化转变
氢气的质量能量密度（120MJ/kg）高，但常温常压下的体积能量密度（标况10.7MJ/m3）低，爆炸极限浓度（4%）低。目前氢主要以压缩气体或液体的形式储存并输送，经济性并不理想，人们一直在寻找氢的高效载体，实现氢能安全、高效且廉价的存储和输送。
氨作为储氢载体和理想零碳燃料的研究近年来得到迅速发展，其生产技术工业化成熟，储存运输难度小，并更易于长时间储存和运输。氨既可与煤粉混烧发电，也可单独应用于锅炉和燃气轮机发电，亦可替代化石燃料应用于船用内燃机，其将随着技术的进步成为一种重要的二次能源。目前以氨供氢、以氨代氢也已成为国际发展趋势之一，各主要经济体均对其规模化生产和使用高度重视。
甲醇亦是理想的储氢载体。作为重要的化工原料，是有机合成工业的重要中间体和溶剂，在化学工业中具有重要地位，其在能源和化工产业链技术基本成熟，已经具备大规模推广应用的条件。作为一种动力燃料，甲醇具备高辛烷值，可用作内燃机中的汽油添加剂或替代品，既可实现内燃机高效燃烧，还可降低碳和氮氧化物的排放，可以作为汽油的低成本替代品。
因此，氢能的发展无法脱离氨醇，一方面，氨和甲醇是氢的重要下游产物，工业应用广泛且具有较为成熟的绿色制取手段；另一方面，作为氢的载体，氨和甲醇更方便储存和运输，可以作为重要的化石能源替代品，实现发电、交通等领域的降碳减排。从能源供给端来看，氢基能源与电能类似，长远看，将成为未来清洁能源体系中重要的二次能源；从能源消费端来看，氢基能源是用能终端实现绿色低碳转型发展的重要载体；从工业生产过程来看，氢基能源是重要的清洁低碳工业原料。因此，我们已可以隐约看到包括氢、氨、甲醇在内的氢基能源在未来能源体系中的重要角色。
氢能体系：氢能发展的中国贡献
“氢基”能源作为电能之后极具潜力的二次能源，其发展路径具有多元化的特征。从供应端来看，未来将形成以可再生能源制氢为主体，化石能源制氢+碳捕捉、生物质制氢为补充的多元供氢格局；从消费端来看，未来将形成氢基能源回流发电、交通消费、工业消费和跨地区输运并重的多元应用局面。
与发达国家相比，我国氢能的技术水平和产业基础较为薄弱，各个环节装备及产品的性能、使用寿命、制造工艺等方面较国际第一技术梯队仍有一定差距。然而，我国具有良好的氢基能源供应和应用市场，且是目前全球唯一具有氢能全产业链优势的国家，发展氢能的规模化优势显著。氢能产业链包括制-储-输-用四个主要阶段，其多元化特点显著，规模化发展是实现氢能行业攻克难题、降本增效的有效途径。氢基能源体系建设可有效释放全国规模化新能源制氢潜力，拉动氢能全产业链规模化发展，有效加速我国氢能领域核心竞争力提升，培育我国新能源产业第二个增长极，促进国内经济持续高质量发展。
当前全球正经历百年未有之大变局，我国审时度势提出了“四个革命，一个合作”的能源发展新战略。立足国情，加速氢能的规模化发展，不但可以为我国能源安全与低碳转型保驾护航，同时有望通过“氢能牌”助力全球气候治理下的能源转型，加强氢能领域国际合作，为全球能源安全和绿色转型提供中国方案。展望未来，氢能产业大有可为，将我们一起为其下一步的波澜壮阔的发展而蓄势待发吧。
为推动中国氢能产业绿色化发展，研究如何促进可再生能源电解水制氢（绿氢）代替化石能源制氢具有重要现实意义。通过卫星遥感数据获取中国各个省份的可再生资源禀赋氢，并在考虑可再生能源波动情况下构建了可再生能源电解水制氢仿真模型，可以探究各个省份可再生能源电解水制氢成本。最终与当地煤制氢成本做比较，在考虑技术进步以及不同碳交易价格水平下分析了中国未来各个时间节点绿氢对灰氢的替代潜力，指出了我国未来应如何发展绿氢。
当前研究并没有详细根据中国各个地区的风电、光伏出力特性分析绿氢制取成本，而且现有研究也缺乏对中国不同省份绿氢未来成本的精确分析。本文借助卫星遥感数据分析了中国各个省份的风电、光伏资源以及出力特性，进而精确计算各个地区的绿氢制取成本，最终探究了绿氢对灰氢、蓝氢的替代潜力，并针对中国绿氢发展提出相应政策建议。
与已有研究相比，本文创新点主要体现在以下3个方面：（1）基于中国各个省份风电、光伏发电资源禀赋及其互补性特征，研究了可再生能源发电波动性特征对绿氢制取成本的影响；（2）拟确定影响当前制氢成本的关键因素，以帮助政府更精准制定相应的激励政策；（3）探究了未来中国各省份绿氢替代灰氢的时间及空间分布情况，从而为未来中国绿氢发展的整体规划制定提供理论依据。
1  中国各省绿氢制取成本分析
由于可再生能源发电具有波动性的特征，在采用可再生能源发电制氢的情况下，为了尽可能保障合成氨及甲醇等企业用氢的相对稳定供应，绿氢生产企业需要配备一定的氢储罐。为方便研究，参考Pan等（2021）对制氢需求的设定，本文将制氢厂每天供氢量设定为100kg，以此来分析不同可再生资源出力及波动下为满足氢气供应需求所需要配置的风力发电机组、光伏发电机组及氢储罐的装机量，以及中国各省绿氢制取的成本分布情况。
1.1  各省可再生能源出力情况
为计算中国各个省份可再生能源电解水制氢的成本，首先需要明确中国各省份风力发电和光伏发电的资源潜力分布。NASA的MERRA-2数据库记录了1980—2022年全球每小时的风速、温度和光照辐射强度数据，本研究使用该数据库来折算可再生能源出力数据。MERRA-2数据库存储的风速数据为距地面10m和50m高度的小时风速数据。为了获取风电机组轮毂高度处的风速数据，需要根据已知高度风速数据根据式（1）、（2）进行折算（公式略）。
根据《2018 Renewable Energy Data Book》，选取陆上风电机组市场份额最高厂家生产的2.5MW风电机组为典型机组，风机轮毂高度为85m，风速-输出功率关系曲线如图1所示。
图1  风速-功率曲线
光伏电站的装机容量C定义为光照强度为1kW/m²、温度为25℃下的光伏出力。光照强度为R(t)时的光伏电站理论出力p(t)如式（3）得出。
当计算第i个地理网格区域单位光伏容量发电情况时，可由式（4）计算得出。
由垂直光照辐射强度数据分解得到水平光照辐射强度Rh(t)如式（5）得出。
（公式略）
1.2  各省绿氢制取成本情况
绿氢制取成本（LCOH）可由式（6）计算得到（公式略）。
设备成本Cinv、运维成本由式（7）、式（8）计算得到（公式略）。
限制条件见式（9）～式（14）（略）。
并且每个时刻制氢厂的氢气储备量（Hs）要大于零，如式（15）所示（略）。
为衡量电解槽对可再生能源发电的利用情况，根据电解槽输入功率（PtP2H），计算电解槽容量因子（ECF），来衡量电解槽每年利用率情况，详见式（16）（略）。
由于不同地区的风电、光伏波动程度不同，故采用中国各省份风电、光伏全年8760h的出力求和得到可再生能源出力情况（REG），并计算可再生能源出力的方差值来衡量其波动性，详见式（17）和式（18）（略）。
另外，风电、光伏、电解槽和氢储罐等设施的成本如表1所示。
表1  变量参数
参数
数值
参数
数值
cinvPV/（元·kW-1）
4000
comP2H/（元·kW-1·a-1）
240
comPV/（元·kW-1·a-1）
120
cinvst/（元·kg-1）
2000
cinvWind/（元·kW-1）
7500
comst/（元·kg-1·a-1）
10
comWind/（元·(Kw-1·a-1）
225
r/%
3.85
cinvP2H/元·kW-1
8 000[
n/a
20
由于可再生能源出力具有不稳定性，为探究不同的风电、光伏发电曲线对绿氢制取成本的影响，对中国各省近3年的历史风、光出力值进行平均化处理，得到各个省份可再生能源出力的8760 h分布情况。根据式—式计算得到中国不同省份的绿氢制取成本情况，如表2所示。
表2  中国各省绿氢制取成本
元/kg
省份
绿氢成本
省份
绿氢成本
内蒙古
21.06
山西
31.72
辽宁
23.01
四川
32.56
黑龙江
24.51
安徽
33.45
河北
25.68
新疆
33.92
吉林
26.98
陕西
34.50
福建
27.42
青海
36.68
海南
28.66
广东
36.90
云南
28.69
江西
38.45
山东
29.27
西藏
38.61
北京
29.41
贵州
38.95
天津
29.66
河南
40.10
广西
29.77
浙江
40.34
江苏
30.58
湖北
41.82
上海
30.63
湖南
44.19
甘肃
30.71
重庆
46.28
宁夏
31.64
根据表2，绿氢生产成本最低的前5个省份主要集中在中国北部和东北部，分别是内蒙古、辽宁、黑龙江、河北、吉林。而绿氢生产成本最高的省份主要集中在中国中部和南部，分别为河南、浙江、湖北、湖南、重庆，这5个省份绿氢制取平均值为前5个省份绿氢制取成本的1.75倍。造成绿氢生产成本差异的主要原因是不同地区风光资源的分布特征、尤其是风光的波动性特征具有较大差异。
1.3  风光波动性对绿氢生产成本的影响
为了分析各省绿氢制取成本差异的原因，本文基于式-计算得到了中国各个省份绿氢制取的电解槽容量因子以及可再生能源出力的变异性，计算结果发现，电解槽容量因子高且可再生能源出力变异系数小的省份制氢成本较低，如内蒙古、辽宁、河北等省份；而电解槽容量因子低且可再生能源出力变异系数大的省份制氢成本较高，如重庆、浙江、湖南等省份。
为具体分析可再生能源波动性对绿氢制取成本的影响，本研究选取部分省份进行对比分析。由于山东和山西省不仅面积相近、地理位置纬度分布相近，其可再生资源分布情况也很相近，因此选取山东和山西省作为分析比较的对象。经过式（1）-式（5）的计算，得到两省在1980—2022年可再生能源发电波动情况，计算得出山东省历史风力发电容量因子为0.197，光伏发电容量因子为0.141；山西省历史风力发电容量因子为0.211，光伏发电容量因子为0.138。经过式（6）-式（18）的计算，得到两省制氢成本的具体情况，如表3所示。由表3看出，虽然山东和山西两省的风电、光伏发电的容量因子相近，但是2个省份的可再生能源波动情况不同，由此也导致2个省份的制氢成本具有较大差别。
表3  山东、山西风电及光伏制氢
参数对比
注：本文中可再生能源发电指风电与光伏发电。
为比较可再生能源出力波动对制氢成本影响，选取绿氢制取典型周数据进行分析。图2（a）显示了山东省典型周绿氢制取情况，山东省的风光互补性较好，导致可再生能源出力变异系数小，有利于降低配套电解槽装机容量，节约设备成本。因此，山东省制氢成本相对较低；而图2（b）显示了山西省典型周的绿氢制取情况，山西省的可再生能源出力变异系数较大，为了保障制氢需求，需要配套更大容量的电解槽，使得设备装机总成本较高，因此山西省制氢成本相对较高。
图2  山东省和山西省典型周
可再生能源出力与制氢情况
通过上述分析可以看出，若按照以往研究只考虑某地区的可再生能源年发电小时数而不考虑可再生能源波动情况，计算得到的制氢成本可能会偏离真实值。因此，在评估绿氢制取成本时需要考虑可再生能源的实际波动情况。
2  中国绿氢生产成本与化石能源制氢成本比较
2.1  中国各省灰氢蓝氢成本分析
目前，中国氢气主要通过化石能源制取，而化石能源制氢中，通过煤炭制氢所占比重达到70%以上，因此本研究以煤制氢的成本来借以衡量灰氢制取的成本。灰氢制取成本主要由原材料成本、能源消耗成本以及碳排放成本等构成，灰氢制取成本的计算方法如（19）、式（20）（略）。
由于中国各省区资源禀赋和地理条件的差异，煤炭价格、CO2运输距离（取决于CO2储存地点的分布）等因素具有显著的差异。根据中国最佳碳捕捉布局情况，将碳运输距离根据碳储存地点划分为6个区域，每个区域的运输成本情况如表4所示。
表4  中国分区域CO₂封存成本
元/t
地区
包含省市
碳封存成本
中国东部
江苏、浙江、安徽、福建、上海
129.53
中国北部
内蒙古、山西、天津、山东、河北
127.91
中国西北
青海、新疆、甘肃、宁夏、陕西
144.12
中国东北
黑龙江、吉林、辽宁
98.26
中部地区
四川、重庆、湖南、湖北、江西、河南
110.00
中国南部
云南、广西、广东、贵州
149.14
煤炭价格参考中国煤炭工业协会发布数据，电力价格则参考各省发改委公布的工业用电价格，其他数据见表5。
表5  运行成本数据
成本构成
消费量
单位
煤炭
6.43
t/t H2
电力
0.66
kW·h/kg H2
碳排放量
16.39～22
kg/kg H2
运行和维护成本
总投资成本的4.2%
/
2.2  未来技术进步情景下不同省份制氢成本分析
为了探究未来技术进步对可再生能源电解水制氢成本的影响，本研究查阅了已有文献资料，得到了风电、光伏发电和电解槽未来随着技术进步生产成本的降低幅度，并将不同文献中对未来各个时间节点设备的成本预测值进行平均化处理，得到了表6所示的设备成本变化情况，并选取这些预测的均值进行后续分析。
表6  未来中国风电成本、
光伏成本、锂电池成本
预测
元/kW
预测类别
2030年成本
2040年成本
2050年成本
2060年成本
光伏发电
2904.4
2524.8
2200.4
1608
风力发电
5445.75
4734
4125.75
3015
电解槽
4976.8
3544.8
2504.8
1696.8
经过式-式的计算，中国各省绿氢与传统灰氢、蓝氢制取工艺成本的分布如表7所示。
表7  各省未来制氢成本分析
元/kg
通过比较发现，在现有的碳排放交易价格和所预计的未来技术进步水平下，到2030年，只有内蒙古可以实现绿氢制取与蓝氢成本持平；到2040年，有12个省份可以实现绿氢制取与蓝氢成本持平；到2050年，16个省份绿氢制取成本低于当地蓝氢制取成本；到2060年，中国全部省份绿氢可以替代蓝氢，但是只有9个省份绿氢成本可以和灰氢持平，主要集中在中国北部、东部城市，这些地区风、光资源丰富且可再生能源波动性较小；但是，其他地区在目前的政策情景下，绿氢对灰氢的替代难度比较大。
当前中国的碳交易价格约为58元/t，而欧洲的碳交易价格约为200元/t；有研究显示，未来中国的碳交易价格可能会达到500元/t。为此，本文将进一步分析不同碳交易价格下绿氢对化石能源制氢的替代情况。表8显示，在58元/t碳交易价格情况下，2060年前虽然绿氢成本与灰氢成本逐渐接近，但没有省份可以实现绿氢对灰氢的替代；到2060年将有15个省份的绿氢制取与灰氢成本持平。在200元/t碳交易价格情况下，2060年前同样没有省份可以实现绿氢对灰氢的替代；到2060年将有13个省份的绿氢制取与灰氢成本持平，7个省份实现绿氢替代灰氢。在500元/t碳交易价格情况下，到2060年将有9个省份的绿氢制取与灰氢成本持平，而其他22个省份实现绿氢替代灰氢。
表8  不同碳交易价格水平下各省
化石能源制氢成本对比
元/kg
3  制氢成本敏感性分析
为分析如何降低绿氢制取成本，还需要分析影响绿氢制取成本的主要因素。绿氢制取成本的影响因素主要包括风电、光伏的设备成本，电解槽的设备成本、效率，以及影响设备采购等初期较大投资成本情况的贴现率水平。
本研究以中国全域的风电和光伏小时出力为参考，分析了可再生能源设备成本、电解槽成本等因素对绿氢制取成本的影响，计算结果如图3所示。
图3  绿氢制取成本敏感性分析
图3显示了可再生能源装机成本、电解槽成本、电解槽效率及贴现率对绿氢制取成本的影响，从中可以发现，电解槽效率变化对绿氢制取成本影响最为显著，当电解槽效率由当前水平的50%变为当前水平的150%时，绿氢制取成本由51.6元/kg下降到20元/kg，降幅为61%；其次是可再生能源设备成本变化对绿氢制取成本的影响程度，当可再生能源设备成本由当前水平的150%变为当前水平的50%时，绿氢制取成本降幅为48.6%；相对而言，贴现率的变化对绿氢制取成本的影响程度最小，当贴现率由当前水平的150%变为当前水平的50%时，绿氢制取成本降幅仅为14%。
4  结论及政策建议
（1）风电和光伏发电的波动性对绿氢成本具有重要影响，这是造成不同地区绿氢成本差异的重要因素。
（2）不同地区实现绿氢替代蓝氢和灰氢的时间点具有较大差异。在当前政策水平下，到2030年，只有内蒙古可以实现绿氢制取与蓝氢成本持平；到2060年，中国全部省份绿氢可以替代蓝氢，但是只有9个省份绿氢成本可以和灰氢持平，主要集中在中国北部、东部城市，这些地区风、光资源相对较好（如黑龙江、吉林、辽宁、山东拥有较好的风电资源，而内蒙古拥有较好的风电和光伏资源）。
（3）碳交易价格对绿氢替代灰氢的进程具有重要影响。将碳交易价格由当前的58元/吨提升到500元/吨，到2060年中国将增加22个省份可以实现绿氢替代灰氢，因此完善碳交易市场并逐渐提高中国的碳交易价格将对绿氢的发展起到关键的促进作用。
（4）通过敏感性分析发现，电解效率对绿氢成本的影响最大。
为了促进绿氢对灰氢和蓝氢的替代，本文提出如下政策建议：
（1）因地制宜，在可再生资源丰富并且出力相对平稳的地区，如内蒙古、辽宁、黑龙江、河北、吉林等省份，优先发展绿氢。
（2）促进关键技术提升，降低绿氢成本。经过敏感性分析发现，电解槽效率变化对绿氢制取成本影响最为显著。因此，政府应该鼓励相关企业注重提升电解槽效率，从而加快绿氢对灰氢的替代。
（3）目前，中国的碳交易价格只有58元/t，远低于欧洲当前200元/t的碳交易价格以及本文分析的500元/t的碳交易价格，因此完善碳交易市场并逐渐提高中国的碳交易价格将对绿氢的发展起到关键的促进作用。
-END-



来源 |第一氢能与燃料电池


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日本政府早在2014年4月就决定实施“能源基本计划”，确定建设“氢社会”目标。...电力领域碳减排是实现“双碳”目标的主战场，其主要手段在于不断提高太阳能、风能等新能源在电力系统中的占比。

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氢的历史：从拉瓦锡到拉·库尔

氢，宇宙中丰度最大的元素，在地球上氢的单质通常以气态形式存在，拥有工业原料和能源载体的双重身份。过去，氢更多地作为一种基本工业原料或产物出现在化工行业中，或作为化石原料的重要成份被固化在煤炭、石油或天然气中。在全球化石能源短缺和气候变化的双重压力下，氢因其可再生、零排放、高能量密度的绿色属性，受到了越来越多的关注。
16世纪瑞士化学家发现将铁溶解在硫酸中的过程会释放出一种神秘的气体，这是人类有记录的首次人工获得氢单质；1766年，亨利·卡文迪什通过相似的实验收集到了氢气并将其点燃获得了水。1783年，法国化学家拉瓦锡首先命名了氢气，意为“成水元素”；1800年，两位英国科学家尼克尔森和卡莱尔首次用电流将水分解成了气体，据此发明了电解槽，揭示了氢与电这对绿色未来愿景隐秘但密切的关系。
氢能是氢分子和氧分子反应生成水时放出的能量，准确地说应该是水相对于氢气和氧气的能量。1mol的氢气能量即是1mol的氢气与1/2mol的氧气所具有的能量与1mol的水(液体)具有的能量差。标准状态下(标准大气压，25℃)，标准焓变是-285.830kJ，标准自由能的变化是-237.183kJ。氢的热值高达120MJ/kg，约为92号汽油（约44MJ/kg）的2.7倍，天然气（约46MJ/kg）的2.6倍，标准煤（约29.3MJ/kg）的4.1倍。
事实上，氢气作为能源应用的历史远比我们所认为的长，早在19世纪末，丹麦发明家拉·库尔为了解决如何储存风车产生电能的问题，将一个水磨坊风车产生的电力通过电解水生产氢，并将氢直接作为储备燃料使用。这也可以视为人类首次将氢作为可再生能源进行制备、存储和使用，尽管当时并没有相似的概念。历史中，拉·库尔采用风车发出的电能制氢并通过12立方米的储罐进行存储，由氢能供给的小镇用电，数年间没有出现过供电中断的情况，这也可以认为是氢首次应用于电网储能。
潮起潮落：从石油危机到气候变化
历史上氢能利用的热潮都与能源和环境问题有关，1970年代的石油危机，空气污染和酸雨等环境问题，使得利用煤炭和核能制氢在20世纪70年代倍受关注，到80年代油价回落和大规模的抵制核能运动的爆发，对氢能的研究热情就冷却了下来，到了21世纪初直至今天，随着气候变化的问题再次被提及，社会对氢能的研究再次升温。
美国是第一个将氢能作为国家战略的国家
1970年，通用汽车公司技术中心首先提出“氢经济”概念。1990年美国政府就颁布了《氢能研究、发展及示范法案》，制定了氢能研发5年计划。2002年11月，美国能源部发布《国家氢能发展路线图》，就美国氢能发展的目的、影响氢能发展的各种因素，以及氢能各环节技术现状、面临的挑战及未来发展路径进行了详细的设计和阐述。此后美国政府颁布了一系列法令、政策，使美国“氢经济”概念逐步转化为现实。2022年9月美国能源部发布《国家清洁氢能战略和路线图（草案）》，指出到2050年清洁氢能将贡献约10%的碳减排量，到2030年、2040年和2050年美国清洁氢需求将分别达到1000万吨/年、2000万吨/年和5000万吨/年。
欧盟作为最早探索氢能应用的地区之一在发展氢能上具备一定的优势
其氢能发展政策较为完善、科研体系成熟、投资力度大。2018年欧盟提出《2050年长期战略》，在涉及氢能的“地平线欧洲”计划中，将拿出35%资金投资气候相关目标，开发具有成本效益的创新型解决方案，其中主要涉及氢和燃料电池。2019年《欧洲绿色协议》提出，到2030年工业部门的氢能应用中绿氢占比超过50%，对航运用燃料电池和加氢站建设提出了更具雄心的发展目标。2020年欧盟发布关于氢能发展的指导性文件《欧洲氢能战略》，旨在为欧洲建立一个整合的氢能市场提供一个清晰的愿景和路线图。2022年《REPowerEU计划》提出多个促进氢能发展政策，力争到2030年实现2000万吨绿氢的供应，成立“欧洲氢能银行”，投资30亿欧元助力发展氢能市场。
德国、法国、西班牙、意大利、芬兰等多国相继通过了国家氢能战略
欧洲的氢能发展以德国为代表，德国传统工业企业脱碳需求大，氢在钢铁、化工、发电供热等领域均有部署。2020年6月，德国内阁通过了《国家氢能战略》，旨在推进氢能产业发展，抢占氢能技术领域的高峰。《国家氢能战略》中宣布至少投入90亿欧元用于发展氢能；法国公布了《国家氢能战略》后，正式成立国家氢能委员会，有别于欧盟部分国家力推的化石燃料配合碳捕捉和封存技术的“蓝氢”发展路线，法国始终坚持采用可再生能源的“绿氢”路线；西班牙可再生能源资源丰富，可再生能源装机量占比高，西班牙将可再生能源制氢作为能源和经济转型的重要战略选项；意大利将推广氢燃料汽车作为氢能产业发展的突破口，将大幅提升本土氢燃料汽车的应用规模，逐步取代柴油车；氢是芬兰国家能源和气候战略的一部分，芬兰发布的《芬兰氢能路线图》中，重点展望了合成燃料的生产、低碳氢的生产以及氢替代煤炭降低工业中产生的碳排放等内容。
现阶段，日本已具备了扎实的氢能产业基础，形成了适应产业发展政策制定和修订机制
先后出台10余项氢能战略性政策。日本政府早在2014年4月就决定实施“能源基本计划”，确定建设“氢社会”目标。2017年12月，日本政府制定了世界上第一个国家层面的氢能战略《氢能基本战略》，对氢能产业链的各个细分领域设定了明确目标。2019年3月，为确保实现基本战略所设置的各项目标，日本政府制定《氢能燃料电池战略路线图》，进一步细化了氢能发展目标提出相关战略举措并设置了评价工作组，定期对各领域的进展实施跟踪与评价。在《氢能燃料电池战略路线图》指导下，2019年9月，日本政府制定了《氢能燃料电池技术开发战略》，确定以三大领域的十项技术为重点开发对象随后，在2020年10月出台《绿色增长战略》，明确了氢能的定位，并在2021年6月18日将其修订为《2050碳中和绿色增长战略》，以促进机构和监管改革，加大资金支持力度，推动创新研发，实现产业结构和经济社会转型。
以沙特和阿联酋为代表的中东地区正在积极布局氢能产业
并与德国、美国、日本和韩国在贸易、科技、示范等领域建立广泛合作。中东地区国家尚未出台明确的氢能发展战略，但中东是以能源输出为主的地区，蓝氢和绿氢并行发展将成为沙特和阿联酋等国氢能发展的重要路径。2016年沙特《2030愿景》提出了实现经济的多元化、减少对石油依赖的目标，并于2017年开始打造完全由可再生能源供电的“新未来”智能城市-NEOM，在NEOM中布局绿氢产业，加快实践《2030愿景》。阿联酋也致力于全产业链减少碳排放，计划到2030年碳排放量较2016年减少24%，并将依托资源优势开展氢能产业布局，既通过CCUS技术扩大蓝氢生产规模，也把风、光等的可再生能源制取绿氢纳入发展规划。
当前全球范围正兴起“氢能经济”和“氢能社会”的发展热潮，氢能已进入产业化快速发展新阶段，截至2022年12月，全球已有42个国家及地区发布了明确的氢能发展战略和规划，欧美日韩等20多个主要经济体已将发展氢能提升到国家战略层面，相继制定发展规划、路线图以及相关扶持政策，加快产业化发展进程。
先立后破：“双碳”目标下的新型电力系统
面对日趋严峻复杂的国际政治经济形势，大国博弈导致的地缘政治格局动荡对能源安全造成严重冲击，全球能源供需格局面临深度调整。中国油气进口集中度高，航运通道风险大，中国能源安全面临的外部形势更趋复杂。在能源安全和碳减排的双重要求下，无碳和低碳燃料相关产业发展迎来重大机遇。可再生能源制取的绿氢，能够实现工业领域化石能源制氢的替代，也可以在钢铁、化工、交通等难以通过可再生能源实现降碳的领域发挥重要作用。
电力领域碳减排是实现“双碳”目标的主战场，其主要手段在于不断提高太阳能、风能等新能源在电力系统中的占比。近年来，我国的新能源发电成本快速下降，装机规模快速提升，但光伏、风电存在间歇性、随机性、波动性的特点，无法直接满足电网及用户的需求，如无有效的调节方案将造成了大量的弃风、弃光现象。
作为破题之道，氢可在源网荷储四方面与电力系统深度融合，支撑新能源大规模开发利用。在电源方面，氢可通过燃气轮机甲烷掺氢燃烧、氢燃料电池、煤电锅炉掺氨燃烧等手段降低发电端的碳排放，实现发电端的灵活性调节。在网方面，氢可通过管道进行长距离输送，可以作为特高压电力输送的一种有效补充。在负荷方面，电解水可作为柔性负荷，可提供需求侧灵活响应，实现可再生能源大规模消纳。在储能方面，氢作为储能手段，可实现电、热、氢三者安全高效地互相转化，是一种跨日、月、季节的长时储能形式。
能源转型：氢能引领的新型能源系统解题之法
目前全世界正处于能源生产和消费革命新时代，构建清洁低碳、安全高效的能源体系是未来能源发展的方向。我国能源结构是以高碳的化石能源为主，推动碳减排，就必须推动以化石能源为主的能源结构转型。能源系统低碳化需要供应方和消费方进行系统性的转变，油气资源未来将与可再生能源协同开发、相互转化、共同利用，形成以化石能源为代表的油气资源和以氢能、电能为代表的可再生能源共同构成的新型能源系统。新型能源系统应该是由以新能源为主体的新型电力系统和以“新型油气”为主体的新型非电系统两部分作为主要支撑，两者相互促进，相互依托，以绿色氢能为桥梁，共同组建中国式新型能源体系。为此，新型能源系统需要在建设分布式能源设施，发展多能融合的区域供能系统，支持清洁燃料接入油气管网等方向寻求突破。
大规模电气化是实现降碳的有力抓手。然而，仍有部分行业难以通过直接电气化实现降碳，包括钢铁、化工、公路运输、航运和航空等。由于氢能具有动力燃料和工业原料双重属性，通过构建“电-氢”耦合体系可以在稳定电力系统同时，实现绿色能源以氢的形式向新型能源系统拓展，在难以通过直接电气化实现降碳的领域发挥重要作用。
氢能可以促进更高比例的可再生能源发展，有效减少我国对油气的进口依存度；“电-氢”耦合可以促进可再生能源消纳，有助于可再生能源电力成本的降低，进而实现绿色电能和绿色氢能的经济性的共同提高；大规模建设的储氢设施和输氢管网可以实现能源的时空转移，促进我国能源供应和消费的区域平衡；氢能与电能作为能源枢纽，更容易耦合热能、冷能、燃料等多种能源，共同建立互联互通的现代能源网络，形成极具韧性的能源供应体系，提高能源供应体系的效率和经济性。
氢与甲醇：“氢基”能源的多元化转变
氢气的质量能量密度（120MJ/kg）高，但常温常压下的体积能量密度（标况10.7MJ/m3）低，爆炸极限浓度（4%）低。目前氢主要以压缩气体或液体的形式储存并输送，经济性并不理想，人们一直在寻找氢的高效载体，实现氢能安全、高效且廉价的存储和输送。
氨作为储氢载体和理想零碳燃料的研究近年来得到迅速发展，其生产技术工业化成熟，储存运输难度小，并更易于长时间储存和运输。氨既可与煤粉混烧发电，也可单独应用于锅炉和燃气轮机发电，亦可替代化石燃料应用于船用内燃机，其将随着技术的进步成为一种重要的二次能源。目前以氨供氢、以氨代氢也已成为国际发展趋势之一，各主要经济体均对其规模化生产和使用高度重视。
甲醇亦是理想的储氢载体。作为重要的化工原料，是有机合成工业的重要中间体和溶剂，在化学工业中具有重要地位，其在能源和化工产业链技术基本成熟，已经具备大规模推广应用的条件。作为一种动力燃料，甲醇具备高辛烷值，可用作内燃机中的汽油添加剂或替代品，既可实现内燃机高效燃烧，还可降低碳和氮氧化物的排放，可以作为汽油的低成本替代品。
因此，氢能的发展无法脱离氨醇，一方面，氨和甲醇是氢的重要下游产物，工业应用广泛且具有较为成熟的绿色制取手段；另一方面，作为氢的载体，氨和甲醇更方便储存和运输，可以作为重要的化石能源替代品，实现发电、交通等领域的降碳减排。从能源供给端来看，氢基能源与电能类似，长远看，将成为未来清洁能源体系中重要的二次能源；从能源消费端来看，氢基能源是用能终端实现绿色低碳转型发展的重要载体；从工业生产过程来看，氢基能源是重要的清洁低碳工业原料。因此，我们已可以隐约看到包括氢、氨、甲醇在内的氢基能源在未来能源体系中的重要角色。
氢能体系：氢能发展的中国贡献
“氢基”能源作为电能之后极具潜力的二次能源，其发展路径具有多元化的特征。从供应端来看，未来将形成以可再生能源制氢为主体，化石能源制氢+碳捕捉、生物质制氢为补充的多元供氢格局；从消费端来看，未来将形成氢基能源回流发电、交通消费、工业消费和跨地区输运并重的多元应用局面。
与发达国家相比，我国氢能的技术水平和产业基础较为薄弱，各个环节装备及产品的性能、使用寿命、制造工艺等方面较国际第一技术梯队仍有一定差距。然而，我国具有良好的氢基能源供应和应用市场，且是目前全球唯一具有氢能全产业链优势的国家，发展氢能的规模化优势显著。氢能产业链包括制-储-输-用四个主要阶段，其多元化特点显著，规模化发展是实现氢能行业攻克难题、降本增效的有效途径。氢基能源体系建设可有效释放全国规模化新能源制氢潜力，拉动氢能全产业链规模化发展，有效加速我国氢能领域核心竞争力提升，培育我国新能源产业第二个增长极，促进国内经济持续高质量发展。
当前全球正经历百年未有之大变局，我国审时度势提出了“四个革命，一个合作”的能源发展新战略。立足国情，加速氢能的规模化发展，不但可以为我国能源安全与低碳转型保驾护航，同时有望通过“氢能牌”助力全球气候治理下的能源转型，加强氢能领域国际合作，为全球能源安全和绿色转型提供中国方案。展望未来，氢能产业大有可为，将我们一起为其下一步的波澜壮阔的发展而蓄势待发吧。
为推动中国氢能产业绿色化发展，研究如何促进可再生能源电解水制氢（绿氢）代替化石能源制氢具有重要现实意义。通过卫星遥感数据获取中国各个省份的可再生资源禀赋氢，并在考虑可再生能源波动情况下构建了可再生能源电解水制氢仿真模型，可以探究各个省份可再生能源电解水制氢成本。最终与当地煤制氢成本做比较，在考虑技术进步以及不同碳交易价格水平下分析了中国未来各个时间节点绿氢对灰氢的替代潜力，指出了我国未来应如何发展绿氢。
当前研究并没有详细根据中国各个地区的风电、光伏出力特性分析绿氢制取成本，而且现有研究也缺乏对中国不同省份绿氢未来成本的精确分析。本文借助卫星遥感数据分析了中国各个省份的风电、光伏资源以及出力特性，进而精确计算各个地区的绿氢制取成本，最终探究了绿氢对灰氢、蓝氢的替代潜力，并针对中国绿氢发展提出相应政策建议。
与已有研究相比，本文创新点主要体现在以下3个方面：（1）基于中国各个省份风电、光伏发电资源禀赋及其互补性特征，研究了可再生能源发电波动性特征对绿氢制取成本的影响；（2）拟确定影响当前制氢成本的关键因素，以帮助政府更精准制定相应的激励政策；（3）探究了未来中国各省份绿氢替代灰氢的时间及空间分布情况，从而为未来中国绿氢发展的整体规划制定提供理论依据。
1  中国各省绿氢制取成本分析
由于可再生能源发电具有波动性的特征，在采用可再生能源发电制氢的情况下，为了尽可能保障合成氨及甲醇等企业用氢的相对稳定供应，绿氢生产企业需要配备一定的氢储罐。为方便研究，参考Pan等（2021）对制氢需求的设定，本文将制氢厂每天供氢量设定为100kg，以此来分析不同可再生资源出力及波动下为满足氢气供应需求所需要配置的风力发电机组、光伏发电机组及氢储罐的装机量，以及中国各省绿氢制取的成本分布情况。
1.1  各省可再生能源出力情况
为计算中国各个省份可再生能源电解水制氢的成本，首先需要明确中国各省份风力发电和光伏发电的资源潜力分布。NASA的MERRA-2数据库记录了1980—2022年全球每小时的风速、温度和光照辐射强度数据，本研究使用该数据库来折算可再生能源出力数据。MERRA-2数据库存储的风速数据为距地面10m和50m高度的小时风速数据。为了获取风电机组轮毂高度处的风速数据，需要根据已知高度风速数据根据式（1）、（2）进行折算（公式略）。
根据《2018 Renewable Energy Data Book》，选取陆上风电机组市场份额最高厂家生产的2.5MW风电机组为典型机组，风机轮毂高度为85m，风速-输出功率关系曲线如图1所示。
图1  风速-功率曲线
光伏电站的装机容量C定义为光照强度为1kW/m²、温度为25℃下的光伏出力。光照强度为R(t)时的光伏电站理论出力p(t)如式（3）得出。
当计算第i个地理网格区域单位光伏容量发电情况时，可由式（4）计算得出。
由垂直光照辐射强度数据分解得到水平光照辐射强度Rh(t)如式（5）得出。
（公式略）
1.2  各省绿氢制取成本情况
绿氢制取成本（LCOH）可由式（6）计算得到（公式略）。
设备成本Cinv、运维成本由式（7）、式（8）计算得到（公式略）。
限制条件见式（9）～式（14）（略）。
并且每个时刻制氢厂的氢气储备量（Hs）要大于零，如式（15）所示（略）。
为衡量电解槽对可再生能源发电的利用情况，根据电解槽输入功率（PtP2H），计算电解槽容量因子（ECF），来衡量电解槽每年利用率情况，详见式（16）（略）。
由于不同地区的风电、光伏波动程度不同，故采用中国各省份风电、光伏全年8760h的出力求和得到可再生能源出力情况（REG），并计算可再生能源出力的方差值来衡量其波动性，详见式（17）和式（18）（略）。
另外，风电、光伏、电解槽和氢储罐等设施的成本如表1所示。
表1  变量参数
参数
数值
参数
数值
cinvPV/（元·kW-1）
4000
comP2H/（元·kW-1·a-1）
240
comPV/（元·kW-1·a-1）
120
cinvst/（元·kg-1）
2000
cinvWind/（元·kW-1）
7500
comst/（元·kg-1·a-1）
10
comWind/（元·(Kw-1·a-1）
225
r/%
3.85
cinvP2H/元·kW-1
8 000[
n/a
20
由于可再生能源出力具有不稳定性，为探究不同的风电、光伏发电曲线对绿氢制取成本的影响，对中国各省近3年的历史风、光出力值进行平均化处理，得到各个省份可再生能源出力的8760 h分布情况。根据式—式计算得到中国不同省份的绿氢制取成本情况，如表2所示。
表2  中国各省绿氢制取成本
元/kg
省份
绿氢成本
省份
绿氢成本
内蒙古
21.06
山西
31.72
辽宁
23.01
四川
32.56
黑龙江
24.51
安徽
33.45
河北
25.68
新疆
33.92
吉林
26.98
陕西
34.50
福建
27.42
青海
36.68
海南
28.66
广东
36.90
云南
28.69
江西
38.45
山东
29.27
西藏
38.61
北京
29.41
贵州
38.95
天津
29.66
河南
40.10
广西
29.77
浙江
40.34
江苏
30.58
湖北
41.82
上海
30.63
湖南
44.19
甘肃
30.71
重庆
46.28
宁夏
31.64
根据表2，绿氢生产成本最低的前5个省份主要集中在中国北部和东北部，分别是内蒙古、辽宁、黑龙江、河北、吉林。而绿氢生产成本最高的省份主要集中在中国中部和南部，分别为河南、浙江、湖北、湖南、重庆，这5个省份绿氢制取平均值为前5个省份绿氢制取成本的1.75倍。造成绿氢生产成本差异的主要原因是不同地区风光资源的分布特征、尤其是风光的波动性特征具有较大差异。
1.3  风光波动性对绿氢生产成本的影响
为了分析各省绿氢制取成本差异的原因，本文基于式-计算得到了中国各个省份绿氢制取的电解槽容量因子以及可再生能源出力的变异性，计算结果发现，电解槽容量因子高且可再生能源出力变异系数小的省份制氢成本较低，如内蒙古、辽宁、河北等省份；而电解槽容量因子低且可再生能源出力变异系数大的省份制氢成本较高，如重庆、浙江、湖南等省份。
为具体分析可再生能源波动性对绿氢制取成本的影响，本研究选取部分省份进行对比分析。由于山东和山西省不仅面积相近、地理位置纬度分布相近，其可再生资源分布情况也很相近，因此选取山东和山西省作为分析比较的对象。经过式（1）-式（5）的计算，得到两省在1980—2022年可再生能源发电波动情况，计算得出山东省历史风力发电容量因子为0.197，光伏发电容量因子为0.141；山西省历史风力发电容量因子为0.211，光伏发电容量因子为0.138。经过式（6）-式（18）的计算，得到两省制氢成本的具体情况，如表3所示。由表3看出，虽然山东和山西两省的风电、光伏发电的容量因子相近，但是2个省份的可再生能源波动情况不同，由此也导致2个省份的制氢成本具有较大差别。
表3  山东、山西风电及光伏制氢
参数对比
注：本文中可再生能源发电指风电与光伏发电。
为比较可再生能源出力波动对制氢成本影响，选取绿氢制取典型周数据进行分析。图2（a）显示了山东省典型周绿氢制取情况，山东省的风光互补性较好，导致可再生能源出力变异系数小，有利于降低配套电解槽装机容量，节约设备成本。因此，山东省制氢成本相对较低；而图2（b）显示了山西省典型周的绿氢制取情况，山西省的可再生能源出力变异系数较大，为了保障制氢需求，需要配套更大容量的电解槽，使得设备装机总成本较高，因此山西省制氢成本相对较高。
图2  山东省和山西省典型周
可再生能源出力与制氢情况
通过上述分析可以看出，若按照以往研究只考虑某地区的可再生能源年发电小时数而不考虑可再生能源波动情况，计算得到的制氢成本可能会偏离真实值。因此，在评估绿氢制取成本时需要考虑可再生能源的实际波动情况。
2  中国绿氢生产成本与化石能源制氢成本比较
2.1  中国各省灰氢蓝氢成本分析
目前，中国氢气主要通过化石能源制取，而化石能源制氢中，通过煤炭制氢所占比重达到70%以上，因此本研究以煤制氢的成本来借以衡量灰氢制取的成本。灰氢制取成本主要由原材料成本、能源消耗成本以及碳排放成本等构成，灰氢制取成本的计算方法如（19）、式（20）（略）。
由于中国各省区资源禀赋和地理条件的差异，煤炭价格、CO2运输距离（取决于CO2储存地点的分布）等因素具有显著的差异。根据中国最佳碳捕捉布局情况，将碳运输距离根据碳储存地点划分为6个区域，每个区域的运输成本情况如表4所示。
表4  中国分区域CO₂封存成本
元/t
地区
包含省市
碳封存成本
中国东部
江苏、浙江、安徽、福建、上海
129.53
中国北部
内蒙古、山西、天津、山东、河北
127.91
中国西北
青海、新疆、甘肃、宁夏、陕西
144.12
中国东北
黑龙江、吉林、辽宁
98.26
中部地区
四川、重庆、湖南、湖北、江西、河南
110.00
中国南部
云南、广西、广东、贵州
149.14
煤炭价格参考中国煤炭工业协会发布数据，电力价格则参考各省发改委公布的工业用电价格，其他数据见表5。
表5  运行成本数据
成本构成
消费量
单位
煤炭
6.43
t/t H2
电力
0.66
kW·h/kg H2
碳排放量
16.39～22
kg/kg H2
运行和维护成本
总投资成本的4.2%
/
2.2  未来技术进步情景下不同省份制氢成本分析
为了探究未来技术进步对可再生能源电解水制氢成本的影响，本研究查阅了已有文献资料，得到了风电、光伏发电和电解槽未来随着技术进步生产成本的降低幅度，并将不同文献中对未来各个时间节点设备的成本预测值进行平均化处理，得到了表6所示的设备成本变化情况，并选取这些预测的均值进行后续分析。
表6  未来中国风电成本、
光伏成本、锂电池成本
预测
元/kW
预测类别
2030年成本
2040年成本
2050年成本
2060年成本
光伏发电
2904.4
2524.8
2200.4
1608
风力发电
5445.75
4734
4125.75
3015
电解槽
4976.8
3544.8
2504.8
1696.8
经过式-式的计算，中国各省绿氢与传统灰氢、蓝氢制取工艺成本的分布如表7所示。
表7  各省未来制氢成本分析
元/kg
通过比较发现，在现有的碳排放交易价格和所预计的未来技术进步水平下，到2030年，只有内蒙古可以实现绿氢制取与蓝氢成本持平；到2040年，有12个省份可以实现绿氢制取与蓝氢成本持平；到2050年，16个省份绿氢制取成本低于当地蓝氢制取成本；到2060年，中国全部省份绿氢可以替代蓝氢，但是只有9个省份绿氢成本可以和灰氢持平，主要集中在中国北部、东部城市，这些地区风、光资源丰富且可再生能源波动性较小；但是，其他地区在目前的政策情景下，绿氢对灰氢的替代难度比较大。
当前中国的碳交易价格约为58元/t，而欧洲的碳交易价格约为200元/t；有研究显示，未来中国的碳交易价格可能会达到500元/t。为此，本文将进一步分析不同碳交易价格下绿氢对化石能源制氢的替代情况。表8显示，在58元/t碳交易价格情况下，2060年前虽然绿氢成本与灰氢成本逐渐接近，但没有省份可以实现绿氢对灰氢的替代；到2060年将有15个省份的绿氢制取与灰氢成本持平。在200元/t碳交易价格情况下，2060年前同样没有省份可以实现绿氢对灰氢的替代；到2060年将有13个省份的绿氢制取与灰氢成本持平，7个省份实现绿氢替代灰氢。在500元/t碳交易价格情况下，到2060年将有9个省份的绿氢制取与灰氢成本持平，而其他22个省份实现绿氢替代灰氢。
表8  不同碳交易价格水平下各省
化石能源制氢成本对比
元/kg
3  制氢成本敏感性分析
为分析如何降低绿氢制取成本，还需要分析影响绿氢制取成本的主要因素。绿氢制取成本的影响因素主要包括风电、光伏的设备成本，电解槽的设备成本、效率，以及影响设备采购等初期较大投资成本情况的贴现率水平。
本研究以中国全域的风电和光伏小时出力为参考，分析了可再生能源设备成本、电解槽成本等因素对绿氢制取成本的影响，计算结果如图3所示。
图3  绿氢制取成本敏感性分析
图3显示了可再生能源装机成本、电解槽成本、电解槽效率及贴现率对绿氢制取成本的影响，从中可以发现，电解槽效率变化对绿氢制取成本影响最为显著，当电解槽效率由当前水平的50%变为当前水平的150%时，绿氢制取成本由51.6元/kg下降到20元/kg，降幅为61%；其次是可再生能源设备成本变化对绿氢制取成本的影响程度，当可再生能源设备成本由当前水平的150%变为当前水平的50%时，绿氢制取成本降幅为48.6%；相对而言，贴现率的变化对绿氢制取成本的影响程度最小，当贴现率由当前水平的150%变为当前水平的50%时，绿氢制取成本降幅仅为14%。
4  结论及政策建议
（1）风电和光伏发电的波动性对绿氢成本具有重要影响，这是造成不同地区绿氢成本差异的重要因素。
（2）不同地区实现绿氢替代蓝氢和灰氢的时间点具有较大差异。在当前政策水平下，到2030年，只有内蒙古可以实现绿氢制取与蓝氢成本持平；到2060年，中国全部省份绿氢可以替代蓝氢，但是只有9个省份绿氢成本可以和灰氢持平，主要集中在中国北部、东部城市，这些地区风、光资源相对较好（如黑龙江、吉林、辽宁、山东拥有较好的风电资源，而内蒙古拥有较好的风电和光伏资源）。
（3）碳交易价格对绿氢替代灰氢的进程具有重要影响。将碳交易价格由当前的58元/吨提升到500元/吨，到2060年中国将增加22个省份可以实现绿氢替代灰氢，因此完善碳交易市场并逐渐提高中国的碳交易价格将对绿氢的发展起到关键的促进作用。
（4）通过敏感性分析发现，电解效率对绿氢成本的影响最大。
为了促进绿氢对灰氢和蓝氢的替代，本文提出如下政策建议：
（1）因地制宜，在可再生资源丰富并且出力相对平稳的地区，如内蒙古、辽宁、黑龙江、河北、吉林等省份，优先发展绿氢。
（2）促进关键技术提升，降低绿氢成本。经过敏感性分析发现，电解槽效率变化对绿氢制取成本影响最为显著。因此，政府应该鼓励相关企业注重提升电解槽效率，从而加快绿氢对灰氢的替代。
（3）目前，中国的碳交易价格只有58元/t，远低于欧洲当前200元/t的碳交易价格以及本文分析的500元/t的碳交易价格，因此完善碳交易市场并逐渐提高中国的碳交易价格将对绿氢的发展起到关键的促进作用。
-END-



来源 |第一氢能与燃料电池


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Pure～您们吧 1周前 日本政府早在2014年4月就决定实施“能源基本计划”，确定建设“氢社会”目标。...电力领域碳减排是实现“双碳”目标的主战场，其主要手段在于不断提高太阳能、风能等新能源在电力系统中的占比。
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