蘭宇¹，龍妍^1，2，張哲豪¹，阮金港¹

（1.華中科技大學(xué)能源與動力工程學(xué)院，湖北省武漢市430074；2.華中科技大學(xué)中歐清潔與可再生能源學(xué)院，湖北省武漢市430074）

　　摘要：中國正在大力發(fā)展氫能，積極實現(xiàn)“3060”碳排放目標，根據(jù)測算，中國將成為最大的氫能生產(chǎn)國和消費國之一。中國各省資源稟賦、經(jīng)濟發(fā)展情況各不相同，跨省際能源合作尤為重要。為研究綠色氫能跨省供應(yīng)的可行性，包括氫能運輸?shù)募夹g(shù)可行性，采用全成本(total cost of ownership，TCO)理論建立了氫能跨省運輸?shù)娜杀灸Ｐ?。在此基礎(chǔ)上，通過案例研究分析了江西省制氫供粵的相關(guān)情況，通過模型計算，得到了江西供粵氫能的成本為31.9元/kg，與當(dāng)?shù)貧淠苁蹆r持平。同時還總結(jié)出影響外省氫能價格的主要因素，制氫電費占制氫成本的42.38%。研究結(jié)果可為中國省際綠色氫能的供給提供解決方案，也可為構(gòu)建能源運輸新通道提供新思路。

　　0引言

　　隨著全球范圍內(nèi)政策的大力支持，氫能獲得了前所未有的發(fā)展勢頭?？稍偕茉粗迫【G色氫氣供應(yīng)成本的下降以及減緩溫室氣體排放的緊迫性，是這一發(fā)展勢頭的主要原因。氫能作為一種清潔能源，可以改善中國的能源結(jié)構(gòu)，減輕環(huán)境污染，是實現(xiàn)碳中和的重要途徑[1-3]。同時，氫能產(chǎn)業(yè)是實現(xiàn)經(jīng)濟高質(zhì)量轉(zhuǎn)型發(fā)展的重要起點[4-5]。然而，與石油和天然氣相比，氫能成本較高，這嚴重制約了氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展和商業(yè)化。若要實現(xiàn)氫能的商業(yè)化，不僅要滿足技術(shù)可行性，還要滿足經(jīng)濟可行性。

　　在氫能產(chǎn)業(yè)鏈的各個環(huán)節(jié)中，上游制氫一直是制約各省氫能可持續(xù)健康發(fā)展的主要因素。特別是隨著氫燃料電池汽車推廣應(yīng)用規(guī)模的擴大，對氫的需求也隨之增加[6]。氫氣短缺、氫能價格高等問題制約了氫能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展。目前，中國的氫能來源主要是化石燃料制氫，可再生能源制氫尚未得到廣泛推廣。同時，風(fēng)電、光伏發(fā)電等可再生能源的高成本和儲能問題制約了其大規(guī)模發(fā)展[7-8]。大力發(fā)展可再生能源制氫，既可以提高風(fēng)電、光伏發(fā)電等可再生能源的利用率，又有利于促進氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展[9]。

　　對此，許多學(xué)者對可再生能源制氫進行了相關(guān)研究。文獻[10-12]計算了多種情景下的制氫成本，認為可以通過降低低谷電價、使用混合系統(tǒng)制氫來降低電解氫的成本，減少對化石燃料的依賴性。文獻[13-14]研究發(fā)現(xiàn)，目前可再生能源制氫成本高于采用碳捕集與封存(carbon capture and storage，CCS)技術(shù)的天然氣制氫成本，不具有市場競爭力，將市場轉(zhuǎn)向可再生能源稟賦好或低成本地區(qū)，可以有效解決可再生能源消納問題。與此同時，利用可再生能源制氫的技術(shù)便捷性和經(jīng)濟效率需進一步提高，以便大規(guī)模應(yīng)用[15]。

　　氫能儲運是制氫的下游環(huán)節(jié)，關(guān)注度較制氫偏低，因此跨區(qū)域儲運的研究較少。國際上有可再生能源制氫跨洲際運輸?shù)难芯堪咐?，其采用了管道天然氣摻氫的方式[16-17]。國內(nèi)相關(guān)研究尚處于萌芽階段，有學(xué)者[18]提出了一種解決中國能源分配不平衡的新方法，利用風(fēng)能、太陽能的富余綠電制氫，并摻入天然氣管道內(nèi)與天然氣(混合物簡稱為HCNG)共同運輸。產(chǎn)業(yè)上，國內(nèi)氫能供應(yīng)基本為本地區(qū)供應(yīng)，但是目前不少地區(qū)在本地氫能供應(yīng)上存在較大缺口，利用周邊省份豐富的可再生能源制氫是解決本地氫能供應(yīng)缺口的有效手段。

　　基于此，本文對可再生能源制氫跨省供應(yīng)的技術(shù)可行性和經(jīng)濟可行性進行分析研究，采用全成本(total cost of ownership，TCO)理論建立氫能跨省運輸?shù)娜杀灸Ｐ?，將液氫運輸和管道運輸納入考察范圍。最后，通過案例分析驗證模型的有效性，分析影響跨省供應(yīng)氫能價格的主要因素。

　　1技術(shù)可行性分析

　　根據(jù)氫能在輸送過程中的不同狀態(tài)，氫能的輸送可分為氣態(tài)氫、液態(tài)氫和固態(tài)氫。對于氣態(tài)氫、液態(tài)氫，運輸前加壓或液化是目前加氫站所采用的運輸方式[19]。多種氫能運輸技術(shù)特征[19-29]如表1所示。

　　氫氣通常加壓到一定壓力后，再通過集裝箱、長管拖車和管道輸送。長管拖車運輸技術(shù)成熟，規(guī)格完善，因此國外許多加氫站使用長管拖車來運輸氫氣。采用管道輸送氫氣的方式規(guī)模大、距離長，可有效降低運輸成本[20,30]。管道輸送氫氣的方式主要分為天然氣摻氫輸送和氫氣專用管道輸送2類。由于高壓氫氣輸送的經(jīng)濟距離在300km左右，而省際運輸距離在500km以上，因此高壓氫氣不適合省際運輸。管道運輸對距離相對不敏感，適合大型運輸。

　　液態(tài)氫的體積密度為70.8kg/m³，體積能量密度為8.5MJ/L，在輸送壓力為15MPa時是氣態(tài)氫體積能量密度的6.5倍。因此，氫氣經(jīng)過低溫冷卻至21K，液化后可通過罐車或管道運輸，大大提高了運輸效率。目前，國外的加氫站使用罐式卡車運送液態(tài)氫略多于氣態(tài)氫。液態(tài)氫是未來氫能發(fā)展的重點方向，省際運輸距離在500~1000km，適合液態(tài)氫運輸[21-23]。

　　20世紀70年代初，荷蘭Philips公司和美國Brookhaven實驗室先后研究發(fā)現(xiàn)，LaNi₅、Mg₂Ni等合金具有可逆吸收和釋放氫的能力，它們通過化學(xué)鍵“束縛”了固態(tài)儲氫材料中的H原子，因此，固態(tài)氫儲存技術(shù)被載入史冊[24]。但由于固態(tài)儲氫目前儲存密度偏低，暫未用于實際應(yīng)用，只能停留在實驗室階段。

　　在制氫方面，電解制氫因其綠色環(huán)保、生產(chǎn)靈活、氫純度高(>99.97%)和氧氣副產(chǎn)品價值高等特點，被認為是最具有潛力的制氫方法之一。目前，電解制氫技術(shù)主要有堿性電解、質(zhì)子交換膜電解和固體氧化物電解。其中，我國的堿性電解技術(shù)處于世界領(lǐng)先地位，是目前工藝最成熟、生產(chǎn)成本最低的技術(shù)，電解水制氫與儲運成本在30~60元/kg[31-33]；質(zhì)子交換膜電解工藝簡單，但能耗高，且使用貴金屬催化劑導(dǎo)致生產(chǎn)成本高；固體氧化物電解需要在高溫環(huán)境下工作，能耗在3種電解制氫技術(shù)中最高，且目前尚處于實驗室研發(fā)階段[34-35]。

　　隨著未來技術(shù)的研究突破，利用可再生能源制氫是生產(chǎn)高純氫的有效途徑。結(jié)合目前的技術(shù)現(xiàn)狀和前沿研究，氫能輸送方式主要考慮液氫運輸和管道運輸。

　　截至2022年6月，國內(nèi)外液氫長距離運輸有示范性項目正在開展，如表2所示。2021年，國內(nèi)首車民用液氫自內(nèi)蒙古烏海運抵廣州，標志著國內(nèi)液氫跨省運輸邁出重要一步。2022年3月，由日本川崎重工建造的全球首艘液氫運輸船“Suiso Frontier”號運載第一批液氫返回日本，這標志著世界上首次液氫長距離國際運輸順利完成。

　　2經(jīng)濟可行性分析

　　2.1方法介紹

　　本文采用的經(jīng)濟分析模型是TCO模型，該模型基于TCO理論，其最早由LisaM.Ellram提出，并被不斷完善[36]。通過采用TCO模型進行成本計算，可以用一個更加宏觀的角度去看待成本，而不是局限于簡單的商品單價[37]。

　　成本計算方面常用的方法還有平準化電力成本(levelized cost of electricity，LCOE)。美國國家可再生能源實驗室最先提出LCOE的概念，德國Fraunhofer協(xié)會提出平準化度電成本的概念，用于研究新能源發(fā)電項目，主要目的是評估各種能源類型的平均發(fā)電成本[38]。平準化度電成本是指對項目生命周期內(nèi)的成本和發(fā)電量進行平準化后得到的度電成本。

　　LCOE多用于新能源發(fā)電或制備時全生命周期成本計算，便于不同能源品種間比較[38-40]。而本文研究范疇從可再生能源制氫開始，直至目的地加氫站前，包括制取、運輸、轉(zhuǎn)化全流程，采用TCO模型計算成本更加合適。目前，TCO模型廣泛應(yīng)用于通信、建筑、零售各個行業(yè)，在能源行業(yè)中也有較多應(yīng)用，如石化、新能源汽車等[41-42]。TCO成本一般由直接購買成本和運營成本組成。

　　當(dāng)前學(xué)術(shù)研究中使用TCO測算成本的角度有多種，本文不涉及供應(yīng)商選擇，因此按組織經(jīng)營流程來計算，計算邊界如圖1所示，即制氫和儲運。計算公式如下：

　　CTCO=C1+C2+C3+C4(1)

　　式中：CTCO為案例的全成本；C1、C2分別為制氫環(huán)節(jié)的直接采購成本、運營成本；C3、C4分別為儲運環(huán)節(jié)的直接采購成本、運營成本。

　　2.2模型構(gòu)建

　　通過對氫能生產(chǎn)和儲運全流程成本的分析，將所有涉及到的過程都納入成本計算中。首先計算出制氫端的總成本，然后在運輸端計算出不同運輸方式的成本，最后對管道與液氫的運輸成本進行比較，給出合理的運輸方案。表3為制氫成本，主要由三大類11項構(gòu)成，其中，設(shè)備、土地和建設(shè)部分是直接采購成本，運營與維護部分是運營成本。

　　運輸方面主要分為氣態(tài)、液態(tài)和固態(tài)運輸，其中氣態(tài)和液態(tài)運輸技術(shù)較為成熟。一般來說，氣態(tài)罐車運輸在300km范圍內(nèi)經(jīng)濟效益較好，跨省運輸已經(jīng)超過這個范圍，因此不考慮氣態(tài)高壓槽車[43]。

　　制氫、液化、液氫罐車、液氫加氣站形成完整的液氫產(chǎn)業(yè)鏈。與其他運輸方式相比，液態(tài)氫運輸需要增加一個氫氣液化站來液化氫氣廠生產(chǎn)的氣態(tài)氫。目前，我國民用液氫裝置的建設(shè)正在逐步成形，前景廣闊。液氫罐車運輸是指將氫冷卻至−253℃，液化后裝入低溫儲罐運輸。由于液氫質(zhì)量密度大(70.6kg/m³)，液氫罐車單次運輸質(zhì)量可達3000kg以上，比長管拖車運輸效率更高。液氫運輸成本如表4所示，分為液化站液化和液氫罐車運輸2部分，其中，液化設(shè)備一次投入是直接采購成本，液化站其他成本和液氫罐車運輸是運營成本。

　　管道輸氫是將管道系統(tǒng)埋在地下輸送氫氣，適用于大規(guī)模長距離輸氫。管道輸氫效率高，但是初期施工成本高。我國輸氫管道總里程大約400km，主要分布在渤海灣、長三角等地。管道輸氫更適合固定終端用戶，如制氫廠和氫氣站。目前，管道輸氫有氫氣專屬管道運輸和天然氣管道摻氫運輸2種技術(shù)路線。管道輸氫成本如表5所示，其中管道建設(shè)是直接采購成本，其他成本是運營成本。

　　3案例分析

　　3.1案例背景

　　截至2021年5月，中國有18個省級行政區(qū)域出臺了關(guān)于發(fā)展氫能相關(guān)產(chǎn)業(yè)和基礎(chǔ)設(shè)施的政策；此外，中央政府還出臺了18個相關(guān)政策。在各省市行政部門中，廣東省出臺的氫能相關(guān)政策最多。廣東省是國內(nèi)較早布局氫能產(chǎn)業(yè)的地區(qū)，氫能產(chǎn)業(yè)鏈完善，產(chǎn)業(yè)發(fā)展配套設(shè)施齊全，目前已覆蓋氫能生產(chǎn)、氫能運輸、氫能加注、燃料電池及系統(tǒng)的全產(chǎn)業(yè)鏈。在示范應(yīng)用方面，廣東省推廣了1600多輛氫燃料電池運營汽車，初步實現(xiàn)了大規(guī)模示范應(yīng)用。在基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)方面，23個加氫站已建成投產(chǎn)，主要集中在佛山和云浮。

　　但是當(dāng)前廣東本地氫能供應(yīng)能力不能較好地對接終端需求，在交通等領(lǐng)域缺乏高純度氫能應(yīng)用，未能有力支撐相關(guān)產(chǎn)業(yè)發(fā)展。面對日益增長的氫能終端需求，廣東省內(nèi)的氫能供應(yīng)已經(jīng)受到限制，如佛山部分氫燃料電池汽車只能暫停使用，從外省調(diào)氫勢在必行。

　　本文將以江西省制氫供粵為案例，利用江西省風(fēng)電制氫為氫源，考慮采用液氫儲運技術(shù)和管道輸氫技術(shù)2種運輸方式，分析可再生能源制氫跨省供應(yīng)的技術(shù)經(jīng)濟可行性。通過案例計算江西省氫能運輸?shù)綇V東省的價格，研究氫能跨省供應(yīng)的現(xiàn)實意義，并分析重要的影響因素，為解決廣東省氫源問題提供解決方案和路徑分析，同時也為優(yōu)化氫能供應(yīng)網(wǎng)絡(luò)體系、確保氫能產(chǎn)業(yè)持續(xù)高質(zhì)量發(fā)展提供新思路。

　　3.2案例情況

　　目前，廣東省氫能供應(yīng)以化石燃料和工業(yè)副產(chǎn)品制氫為主，溫室氣體排放較多，綠氫供應(yīng)較少，不符合可持續(xù)發(fā)展的要求。在目前廣東省氫能供應(yīng)不足的情況下，利用其他省份可再生能源制氫不僅可以為廣東省提供綠色動力、促進經(jīng)濟發(fā)展，還可以減輕對生態(tài)環(huán)境的壓力。本案例以廣東佛山為氫氣運輸終點。

　　江西省位于中國東南部，處于長江中下游南岸，屬于華東地區(qū)，其南部與廣東相連。2019年12月，江西省能源局批準建設(shè)泰和縣南溪分布式風(fēng)電制氫項目，該項目是廣東省周邊可再生能源制氫進展最快的項目之一。因此，本案例選擇該項目作為氫源，將氫能運往佛山。從江西南溪到廣東佛山距離超過500km，遠遠超出了高壓氣氫400km的應(yīng)用范圍，因此在這種情況下不考慮高壓氣氫。由于30MW制氫項目的制氫能力較小，日制氫能力約為12.36t，如果采用管道輸氫，管道利用率過低，因此本案例不考慮使用管道儲運方式?；谝陨戏治?，江西泰和30MW項目應(yīng)采用液氫輸送方式。因設(shè)備折舊以10a計，故該案例時間段為10a。

　　3.3案例計算

　　3.3.1制氫成本估算

　　假設(shè)30MW制氫項目采用堿性水電解槽制氫，參考文獻[18]研究結(jié)果，將年運行時間設(shè)置為8000h，根據(jù)蘇州競立制氫設(shè)備有限公司相關(guān)數(shù)據(jù)，在標準狀態(tài)下生產(chǎn)1m³氫氣的耗電量為4.8148kW⋅h。表6為30MW制氫項目的產(chǎn)能、耗電量情況。

　　可再生能源制氫的成本主要來源于土地租賃成本、廠房建設(shè)成本、設(shè)備成本、運行維護成本、設(shè)備定期維護成本。其中，土地租賃成本、廠房建設(shè)成本、設(shè)備成本與生產(chǎn)能力直接相關(guān)[18]。假設(shè)江西省土地租賃價格為200元/㎡，氫氣廠建設(shè)周期為1a，建設(shè)成本為7.13萬元/MW，設(shè)備維護周期為5a，30MW制氫項目一次投資成本如表7所示。

　　可再生能源電解制氫的運行維護費用主要包括電費、原料水、冷卻水、氫氧化鉀和人工費用。2017年美國咨詢公司Lazard評估美國各類能源發(fā)電的全生命周期平準化電力成本，其中美國陸上風(fēng)電成本可降至0.22元/(kW⋅h)。隨著我國風(fēng)電技術(shù)的不斷發(fā)展，陸上風(fēng)電平均平準化電力成本有望下降到歐美發(fā)達國家水平。因此，本案例中風(fēng)電成本取0.25元/(kW⋅h)。根據(jù)蘇州競立制氫設(shè)備有限公司提供的相關(guān)數(shù)據(jù)，30MW制氫項目制氫成本如表8所示，該設(shè)備折舊以10a計。

　　綜上所述，江西省30MW風(fēng)電制氫項目的單位成本由一次投入與制氫生產(chǎn)成本2部分組成，制氫端成本項目匯總?cè)绫?所示。

　　制氫成本占比如圖2所示，可以看出，制氫電費約占制氫總成本的80%。因此，若要在制氫方面降低總成本，就需要采取相應(yīng)的措施來降低風(fēng)電價格，如利用成熟的技術(shù)與材料降低風(fēng)電場的建設(shè)成本。

　　3.3.2儲運成本估算

　　液氫儲運方式需要選擇氫氣液化的方法和設(shè)備，本案例中采用克勞德循環(huán)(氫膨脹制冷循環(huán))方法，這種氫氣液化方法需要氫壓縮機、預(yù)冷壓縮機、冷箱、控制系統(tǒng)、儲罐等設(shè)備[44-46]。同時，根據(jù)德國林德公司最新10TPD氫氣液化站技術(shù)數(shù)據(jù)，該項目日產(chǎn)氫量在10t以內(nèi)，因此液化1kg氫氣的耗電量為10kW⋅h。設(shè)備折舊以10a計，以張家港氫云新能源研究院有限公司實際參數(shù)為準，液化成本如表10所示。

　　對于液氫的運輸，主要考慮卡車折舊、人工、保險、維修、燃料和通行費用。根據(jù)佛山燃氣、中電豐業(yè)等行業(yè)提供的輔助數(shù)據(jù)(如表11所示)，結(jié)合生產(chǎn)能力，可以計算出運輸環(huán)節(jié)的成本，如表12所示。

　　加上液化環(huán)節(jié)和運輸環(huán)節(jié)的成本，江西省30MW風(fēng)力發(fā)電液氫儲運方式的單位成本為15.05元/kg。液氫儲運成本匯總?cè)绫?3所示。

　　液氫運輸各項成本占比如圖3所示，可以看出，液化電費和液氮的價格對液氫的儲運影響較大。因此，若要降低成本，就需要減少液化電費和液氮的使用。

　　3.3.3案例結(jié)果分析

　　將制氫、液化與運輸成本進行匯總，可得江西省可再生能源制氫供粵的成本和技術(shù)參數(shù)，分別如表14、15所示。由TCO模型測算可知，將江西省氫源運輸?shù)綇V東佛山的總成本為31.9元/kg。

　　3.4敏感性分析

　　本文以某單一成本項20%的變化來分析其對總成本影響的敏感性，結(jié)果如圖4所示?？梢钥闯?，本案例制氫電費對總成本的影響最大，其次是液化費用。為了降低總成本，有必要尋找更便宜的可再生能源，同時促進液氫技術(shù)的開發(fā)和應(yīng)用，以降低液化成本。

　　4結(jié)論

　　1）可再生能源制氫跨省供應(yīng)的技術(shù)可行性較大。在省際范圍內(nèi)，液氫和管道2種技術(shù)路線具有較大潛力，從2種技術(shù)路線出發(fā)、結(jié)合實際情況所構(gòu)建的TCO模型具有較高實用價值。

　　2）目前可再生能源制氫跨省供應(yīng)的經(jīng)濟可行性較差，使用成本較高，但考慮到當(dāng)前佛山市乃至廣東省存在較大的氫能供應(yīng)缺口問題，外省氫源可以緩解這一問題，因此具有一定應(yīng)用市場。

　　3）距離對氫能跨省供應(yīng)總成本影響不大，制氫電費和液化費用是其主要影響因素，它們分別占總成本的42.38%和20.38%。

　　4）可再生能源制氫具有顯著節(jié)能減排意義，若案例項目能順利實施，年供氫量將達4000t，可直接減少1.9萬t標準煤消耗，減少溫室氣體排放3.8萬t。