中国不同制氢方式的成本分析

氢能是我国能源系统大幅度低碳转型和实现2060年"碳中和"目标的重要技术选择之一。氢能来源广泛、高效清洁,碳排放主要来自于制氢阶段,不同制氢方式的制氢成本和碳排放强度存在较大差异。本研究以中国氢能生产现状和实际价格水平为基础,建立平准化制氢成本(LCOH)模型,测算了不同制氢方式的平准化成本和碳排放强度。研究发现,煤制氢成本最低为11元/kg,天然气制氢和工业副产氢成本在15～20元/kg之间,电解水制氢成本普遍在30元/kg以上,其中风电光伏制氢成本超过40元/kg。与煤制氢相比,各种新能源制氢技术减排成本在1000～4000元/tCO_2之间。敏感性分析表明,制氢成本的关键影响因素包括制氢设备年运行小时数、制氢原料价格,或者电价以及制氢设备投资成本等。     

我国可再生能源与盐穴氢储能技术耦合发电的分析与展望北大核心CSCD

本文结合我国目前可再生能源与氢能的发展趋势,对国内外当前地下盐穴储氢技术的发展现状进行了综述,指出江苏省拥有丰富的可再生能源与地下盐穴资源,其可再生资源与储能地址的重合性较好可作为发展该技术路线的理想选址。并对可再生能源与盐穴氢储能耦合发电技术的可行性与该技术路线全周期的发电成本进行了系统分析。这一技术路线通过可再生能源电解水制氢以化学能形式回收可再生能源,然后通过地下盐穴大规模储能,并在需要时利用燃料电池再发电将可再生能源重新利用。本文综合考虑和分析了制氢成本、储氢成本以及再发电成本,对该技术路线再发电的度电成本进行了初步分析。结果表明:当前该方式再发电的度电成本较高,为1.88元/kWh左右,其中电费成本和设备成本分别占总成本的61.1%和25.6%。若利用可再生能源发电的过盈电能进行电解水制氢且技术路线中的相关设备成本降低至当前的50%,则该技术路线的度电成本可降低至0.49元/kWh。想要进一步降低该技术路线的发电成本则还需要依赖于技术和制造水平的进步将燃料电池的发电效率进一步提高,若燃料电池效率提升至60%,则该技术路线的度电成本能够进一步降低至0.43元/kWh,基本与当前电价持平,具有实际应用价值。同时该技术路线的发展能够促进相关制造业的发展与技术进步,提高我国能源安全与在国际能源领域的竞争力,并助力我国尽快实现能源结构优化转型和“双碳”目标。随着未来电解槽和燃料电池等设备的技术水平与效率的提升,该技术路线将具有极高的应用前景。     

我国SPE制氢技术产业化经济性分析北大核心CSCD

本文以可再生能源SPE电解制氢工程为研究对象,绿电制氢产能选择1000 Nm^(3)/h,使用工程经济学的项目投融资分析理论,系统地研究了1000 Nm^(3)/h绿电制氢厂的总投资、总成本费用、经营成本、售氢收益等,获得了累计净现值(NPV)、内部收益率(IRR)和静态投资回收期(P_(t))等关键指标。结果表明,制氢厂总投资11176.94万元,占地面积10.47亩(1亩=666.67 m^(2)),经营成本中年电量消耗占比达86.4%,是制氢厂运营期间的最大成本。本文计算条件下,制氢厂有关财务指标为NPV=21732.1万元≥0,P_(t)=8.8年,IRR=11.63%。同时,研究还发现设备购置费、加氢站枪口价格、绿电电价和政府补贴对制氢厂的经济性非常敏感,投资者要根据地方社会条件因地制宜实施差别化决策。研究还指出,制氢厂产能达到308 Nm^(3)/h时,即生产能力利用率(EBP)为30.08%,开始达到盈亏平衡点,盈亏平衡点随着运营年份动态向上迁移,因此制氢厂要尽量满制,提高产能以获取更多经济收益。最后,研究还指出制氢厂寿期实施大修1次,投入按购置设备费20%择取,IRR为11.05%。政府补贴持续15年,IRR(寿期一次大修)为8.1%,NPV为7438.6万元。     

一种低电耗制氢的新工艺研究(Ⅰ)

该文提出了电化学溶解一沉淀法这一全新的工艺，可实现超低电耗(1．7kWh／Nm^3H2以下)制氢并同时联产环保型颜料磷酸锌。该工艺的制氢电耗比目前工业电解水法低50％以上，且工艺简单清洁，设备投资少，经济效益高。在前期静态研究的基础上，笔者对连续运转条件下影响电解产氢的重要因素(电解液碱度，进料流量及温度)进行了单因素研究，初步确定了系统优化工艺条件。     

一种新型节能水电解槽

电解水制氢是我国应用最广的制氢方法。制取1标米~3氢和0.5标米~3氧的理论电耗为2.95kW·h,实际电耗为4.5～5.5kW·h,由于设备制造和操作控制不佳等原因,国内水平为5.5～6kW·h,甚至更高。因此降低水电解槽的电耗是一项正在不断探索的课题。一影响水电解能消耗的因素电解水制氢的实际电能消耗为:     

电解水制氢在电厂和氢能项目的设计应用

  目的  电解水制氢技术已普遍应用于燃煤电厂、燃气电厂和核电厂，也将更多地应用于可再生能源发电厂配套的氢能项目，有必要对制氢系统设计方案进行探讨。  方法  以某燃煤电厂和风力发电及太阳光伏发电厂配套氢能项目为例，依据相关标准规范的设计规定，阐述了相应的电解水制氢系统设计方案。  结果  碱性电解水制氢技术成熟、安全可靠，能为电厂氢冷发电机、加氢站和氢气用户持续提供满足纯度、湿度要求的氢气。  结论  文章旨在为更多电厂和氢能项目电解水制氢系统的设计提供可参考的方案。     

碳中和背景下含氢综合能源系统碳排放和经济性分析

为研究“碳中和”目标下含氢能利用的综合能源系统(Integrated energy system, IES)中氢气来源方式对系统运行特性的影响，针对包含可再生能源发电和制氢设备、冷热电能源转换和存储设备、碳捕集设备等多种类型能源利用设备的综合能源系统，考虑多种负荷平衡约束、设备运行约束和碳中和目标约束，以系统日运行成本最低为目标函数建立数学模型，以仿真园区综合能源系统为计算案例，分析了系统供能网络供应不同来源氢气和分布式可再生能源制氢方式对系统运行经济性和碳排放量的影响。研究表明：以可再生能源制备的氢气为燃料时综合能源系统的运行成本最高，但CO₂排放量最低；在碳中和前提下，将当地分布式可再生能源发电量中的98%用于供电、2%用于制氢比全制氢时该系统运行成本减少26.1%、碳排放量降低19.7%,比全供电时该系统碳排放量减少5%、运行成本增加2.85%;在碳中和前提下，当可再生能源制氢效率提升10%后，系统实现最低碳排放量时可将可再生能源制氢功率占比从原来的2%提升至5%;当碳捕集设备能耗减少10%后，系统实现最低碳排放量时可将可再生能源制氢功率占比从原来的2%提升...     

基于风电机组可靠性的风电场平准化成本模型研究

考虑综合风电场总体运行成本、风电机组可靠性及风电场发电量等多个维度,从风电场全生命周期视角出发,建立基于风电机组可靠性的风电场平准化成本模型,并通过算例分析得出,提升风电机组可靠性可降低风电机组的故障维护成本,提高风电场运行小时数,进而降低风电场平准化成本。在此基础上测算当前阶段风电实现平价上网需达到的利用小时数,最后给出促进风电发展的合理化建议。     

计及风/光/荷不确定性的综合能源站随机规划研究

传统变电站灵活性较差,可再生能源消纳能力有限,导致弃风弃光现象严重。在此背景下,提出了一种计及风/光/荷不确定性的综合能源站随机规划方法。首先,将综合能源制氢站的规划总周期划分为若干个子周期;然后,在各个子周期内采用蒙特卡罗法对风、光年利用小时数模型和电、氢负荷分布模型进行模拟,以设备全寿命周期成本最小为目标,建立包括电解水装置和储能设备在内的随机规划模型,并通过非线性规划求解器求解。最后,通过算例分析,可验证文章所提周期性随机规划方法在提升综合能源站经济效益、可再生能源利用率和供能可靠性等方面的有效性。     

太阳能光伏电解水制氢的实验研究

基于光生伏打效应和电解水制氢原理,设计出太阳能光伏电解水制氢装置并进行了实验研究。实验系统由太阳能光伏板、蓄电池、电解槽、氢气测量与收集装置和控制器等组成。该系统白天由太阳能光伏供电,蓄电池将多余电量保存;晚上由市电和蓄电联合供电。实验结果表明,电解液KOH浓度为30%时最为理想,此时单晶硅太阳能板的光电转换效率为17.5%,电解水制氢装置的电流效率为99.18%。     

风电光伏波动性电源对电解水制氢电解槽影响的研究进展北大核心CSCD

通过可再生能源电解水制氢,用于交通、工业等亟需脱碳的领域,是实现绿色可持续发展的重要技术路径。可再生能源具有波动性特征,风电表现为实时随机波动,而光伏发电表现为较为规律的昼夜周期特性。当电解槽输入波动性电源时,电解槽电压和电流发生变化,电流变化幅度明显高于电压。本文综述了碱性电解槽和质子交换膜电解槽在波动性电源输入下的性能衰退机制和材料劣化机理。对于碱性电解槽,波动性电源变化在分钟级以下时,电解槽无法快速跟随响应,导致反应平衡和热平衡无法建立,可能产生电极催化剂溶解、聚集,隔膜机械损伤,电解液析出堵塞反应通道等现象,使得电解槽性能发生衰减。对于质子交换膜电解槽,电源波动性导致阳极催化剂溶解、迁移、沉积和聚集,隔膜由于局部热点和羟基自由基攻击发生降解,双极板发生溶解和氧化腐蚀,导致电解槽性能下降。基于波动性对电解槽的工况-材料-结构-性能影响规律,进行正向设计开发,研究缓解策略,提升电解槽抵抗电源波动性能力,从而增加可再生能源利用率,对于降低电解水制氢成本、推动规模化应用具有重要意义。     

PEM电解水制氢技术的研究现状与应用展望

基于4种电解水制氢技术性能的差异和优劣,对PEM电解槽的膜电极、多孔传输层、双极板的研究现状进行总结并展望,最后结合PEM电解水制氢技术的优势,分析该技术成本发展趋势并展望该技术的应用场景和发展方向。     

水电解制氢技术发展概况

正电解水制氢技术与光解水、热化学制氢的不同特点:电解水技术成熟、设备简单、无污染,所得氢气纯度高、杂质含量少,适用于各种场合,缺点是耗能大、制氢成本高;光解水技术目前难点是催化剂研制;热化学循环制氢系统更复杂,但制氢效率较高,结合可再生能源,利用效率更高。目前商品化的水电解制氢装置操作压力为0.8~3MPa,操作温度为80~90℃,     

PSA解析气作制氢原料技术

近年来,随着全球石油资源的日趋紧张和油价的高位震荡,为降低原油采购成本,国内各炼化企业均大幅提高含硫、含酸、重质等劣质原油的加工比例,以此来提高经济效益。基于市场对产品的环保要求不断提高,选择清洁化的加氢工艺技术路线,成为应对原油劣质化的主要措施。因此,氢气成为现代炼油生产过程中不可缺少的原料。然而,氢气也是价格相当高的原料,如何开发低成本氢气,满足生产需求、降低生产成本,成为炼化企业、特别是大型的加氢型炼厂非常关注的问题。大连石化1000×104t/a加工进口含硫原油装置技术改造项目,其二次加工路线采用全加氢工艺流程,对氢气的需求非常大。根据制氢装置工艺设计原料的要求,采用PSA(变压吸附)解析气作为制氢原料,不论是单耗还是总能耗均有所下降,这也就降低了制氢的综合成本,可以获取较为廉价的氢气,每吨氢气可以节约原料成本约3500元,从而达到了降本增效、节约资源的目的。     

基于财务评价体系的光伏项目含税LCOE分析

该文结合财务评价系统的成本分类,配合国内增值税、所得税等税金的计算方式,推导通用的项目含税平准化度电成本（LCOE）公式,并提出项目含税LCOE值盈亏平衡点的概念和计算方法,来表征项目含税成本与上网电价间的盈亏平衡点。具体实例分析结果表明,含税LCOE公式可以适应项目全生命周期税率和上网电价变化的情况。项目扣减进项税或所得税“三免三减半”后,全周期度电成本明显降低,税收优惠政策对减轻项目前期资金压力有较好的支持作用。     

中低温废热与甲醇重整结合的氢电联产系统

提出了烧结机烟气中低温废热与甲醇蒸汽重整制氢整合的新方法,模拟建立了中低温废热结合甲醇重整制氢的系统.基于能的品位概念,采用EUD图像火用分析方法,揭示低品位的中低温废热转化为高品位化学能的能量转换特性;研究了中低温废热品位的提升随甲醇重整反应温度的变化规律.研究结果表明:新型制氢系统的火用效率有望达到82 8%,比传统甲醇制氢系统约高12个百分点,甲醇燃料节能率23.7%.另外,初步静态经济性分析表明:新系统可使氢气生产成本约为1.5元/m3,远低于电解水制氢成本(5.5元/m3).当甲醇原料成本价格保持在一定的价格范围内,其制氢成本可以与传统天然气制氢成本1.2元/m3相竞争.本研究为冶金工业同时解决中低温废热利用和制氢能耗高的难题提供了一个新途径.     

中国规模化氢能供应链的经济性分析

    目的   文章研究规模化氢能供应链的经济性，未来十年，氢能作为战略能源将会重构社会的能源结构，并影响未来社会能源总成本。预测大规模氢能时代的制氢、储氢、输氢、分销、应用的成本，和市场化的趋势有着重要的意义。氢气由于高储运成本，用途、品质的多样性，氢气市场存在分层结构。分析氢能与常规能源的可比价格，提出原油当量价格(POE)的概念，预测未来氢能价格的合理区间。解决供应链问题是获得低成本氢能的关键，由此提出干线门站模式，解决绿氢的资源分布与长距离输送氢能的问题。    方法   利用平准化氢气成本(LCOH)分析模型，测算大型光伏制氢管道输氢LCOH，分析大规模可再生能源制氢输氢的经济性。利用氢能供应链的储、输、卸六个象限成本公式，分析气氢、液氢、固氢、有机氢、管道氢等不同储运技术，短距离氢储运成本，分析门站后输氢的场景和成本，预测短距离输氢的成本趋势。    结果   研究表明:我国有丰富的绿氢资源，随着投资下降，预计大规模绿氢管道输送的城市门站LCOH将低于2.0 RMB/Nm3，将成为未来主要的氢源。当前，氢储运技术气氢、液氢、甲醇、合成氨、有机氢、固氢、管道氢，随着规模的增加实现远距离输送。在现有的技术下，城市门站到终端的输送，氢短距输送（<100 km）测算成本都在1.2 RMB/Nm3以下，由此评估的氢能供应链的总成本，干线门站模式下氢能最终到达终端的价格约为3.2 RMB/Nm3，当量价格POE与汽油价格接近，考虑燃料电池的能效因素，氢能汽车在4.0 RMB/Nm3的氢价下，具有比汽油车更低的百公里燃料费用。    结论   因此，氢能作为战略能源，在无补贴的情况下实现中国氢能源的绿氢替代，在技术经济上是可行的。     

光伏发电成本的数学模型分析

光伏发电从2005年进入产业化以来,成本不断降低.目前,我国发改委制定了1元/kWh的光伏发电上网标杆电价.但许多投资者对于光伏发电的成本却感到难以分析,不敢贸然投资.本文给出了光伏发电成本的数学分析模型,讨论了影响光伏成本电价的因素,如装机成本、日照时间、贷款状况、预期的投资回收期以及运营费用等.并根据该模型对现阶段光伏发电的投资效益进行了投资分析.计算结果表明,在我国西北地区,按照1元/kWh的上网电价,目前投资光伏电站的投资回收期为10年.     

基于PV/T的质子交换膜电解制氢系统动态性能研究

将太阳能光伏光热综合利用技术（PV/T）与质子交换膜电解水制氢技术（PEMWE）结合，提出基于PV/T的质子交换膜电解制氢系统（PV/T-PEMWE）。系统由PV/T模块与PEM电解槽通过耦合而集成，建立数学模型分析其在白天的动态光电光热性能及制氢性能，并在相同条件下将其性能与光伏电解制氢系统（PV-PEMWE）进行对比。结果表明：PV/T系统全天总发电量为0.5 kWh，电效率维持在13%～15%之间，总发热量为9.4 MJ，热效率维持在30%～40%之间；PV/T-PEMWE系统制氢效率高于PV-PEMWE系统，PV/T-PEMWE系统全天的制氢量为153 L，平均制氢速率约为19 L/h。     

新能源制氢在传统炼化企业的应用

  目的  化石燃料和新能源电力在使用和发展中面临着问题与挑战。为解决传统炼化企业依赖化石燃料制氢中的碳排放问题,和新能源电力发展中的波动性问题提供建议,有必要对氢气制备技术的应用与发展,和传统炼化企业的氢气网络状况进行梳理。  方法  调研了氢气制备技术的应用与发展,尤其关注了关键技术电解水制氢技术的应用发展;分氢制备、氢使用、氢纯化三部分对传统炼化企业的氢气网络进行了深入剖析。  结果  通过总结,提出通过电解水制氢技术将富余的新能源电力与传统炼化企业氢网络相结合的设想。在传统炼化企业附近布置新能源电给,不但可以供炼厂日常用电,还可将因波动性大而无法直接利用的弃电部分,直接通过电解水制氢技术,制氢供传统炼化企业使用,有效降低传统炼化企业的碳排放强度。  结论  要解决化石燃料使用中的碳排放问题与新能源电力使用中波动性高的问题,实现新能源制氢在传统炼化企业的应用,还面临着诸多挑战。