2021年3月23日，中国颁发了《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，其中指出要重点发展可再生能源制氢，但是当前中国氢气主要来源于化石能源，这会产生大量碳排放。本文主要研究可再生能源发电制氢对灰氢的替代潜力问题。

 

在电解水制氢的成本构成中，电力成本约占总成本的60%～70%。由于可再生能源资源分布不均匀，因此可再生能源的资源禀赋对绿氢制取成本会产生很大的影响。为此，一些研究对不同区域绿氢制取的成本问题进行了分析。如Huang等采用SBM模型对中国省级绿氢制备效率进行计算，最终发现西北和华北地区绿氢制备潜力明显高于其他地区。Walsh等根据风电分布情况及氢能输送途径测算了澳大利亚绿氢使用的成本，得出了澳大利亚氢能利用成本最优的区域。Jacob等对欧洲各国的可再生能源资源禀赋进行了测算，并以此为基础分析得到欧洲各个国家最佳绿氢制取成本。

 

此外还研究分析了未来制氢成本随着可再生能源发电技术及电解水制氢技术的进步而变化的情况。王彦哲等指出电解槽和电力成本下降是未来绿氢成本下降的主要驱动因素。张轩等对制氢成本的构成进行了分析，指出通过技术进步和规模化生产降低电解槽的投资成本，进而促进绿氢成本下降。蒋珊等对当前灰氢、蓝氢与绿氢制取成本进行比较，并指出未来分析绿氢制取成本还需考虑新能源年发电小时数、电解水制氢装置年利用小时数与工业规模用氢年利用小时数所产生的差异。

 

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。

 

一、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	co&mP2H/（元·kW-1·a-1）	240
co&mPV/（元·kW-1·a-1）	120	cinvst/（元·kg-1）	2000
cinvWind/（元·kW-1）	7500	co&mst/（元·kg-1·a-1）	10
co&mWind/（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。

 

二、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

 

三、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%。

 

四、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。

 

来源：《现代化工》2024年第1期