核能與氫能跨界耦合技術經濟研究

王樂 WANG Le；付翌 FU Yi；張豈凡 ZHANG Qi-fan

（中國核電工程有限公司，北京100840）

1 核能與氫能“跨界耦合”的可能性

當前，氫能發展備受矚目。因“跨界耦合”的特性，其被公認為清潔能源體系建設的助推器。由于氫元素在地球上主要以化合物的形式存在于水和化石能源中，氫能作為一種二次能源，利用氫能作為能源應用，必須通過其他能源制取。這就給核能“跨界耦合”進入氫能領域，拓展延長核能應用產業鏈提供了可能性。

2 國內外制氫方式發展現狀

目前現有制氫技術大多依賴化石能源，無法避免碳排放。根據氫能生產來源和生產過程中的排放情況，通常將氫能分別命名為灰氫、藍氫和綠氫。國內外制氫產業主要有三種較為成熟的技術路線：

①灰氫：是以煤炭、天然氣為代表的化石燃料重整制氫，在生產過程中會有CO2等排放。

②藍氫：是將天然氣通過甲烷重整或自熱蒸汽重整制成，雖然天然氣也屬于化石燃料在生產過程中也會產生溫室氣體排放，但由于使用碳捕捉等先進技術減輕或降低排放生產。

③綠氫：是使用再生能源（風能、核能等）通過電解水制取氫氣；綠氫是氫能利用的理想形態。

從表1可以看出，目前全球主要制氫途徑是化石能源制氫，總體難以擺脫對化石能源的依賴。國外化石能源制氫主要為天然氣重整制氫和石油制氫。國內主要為煤制氫，這是由中國“富煤、缺油、少氣”的資源構成導致，并且由于國內天然氣含硫量較高，預處理工藝復雜，導致國內采用天然氣制氫的經濟性遠低于國外。

表1 國內外各種制氫工藝及所占比例

采用大規模化石能源制氫或工業副產氫（“灰氫”）來供應未來氫能社會的需求，那么就失去了采用氫氣作為二次能源的意義。因此，在生態環境保護和人類社會可持續發展的大背景下，未來氫氣的來源會不斷從化石能源制取向清潔能源制取的方向轉變。清潔能源制取“綠氫”的比重將會越來越大，據中國氫能聯盟發布的《中國氫能源及燃料電池產業白皮書》預計，到2050年，氫能在中國能源體系中的占比約為10%，氫能需求量接近6000萬噸，可再生能源電解水制氫將成為有效供氫主體。

但被各界寄予厚望的“綠氫”目前卻僅占氫氣總產能的4%。原因何在？

3 “綠氫”（電解水制氫）的技術選擇

電解水制氫是通過電能給水提供能量，破壞水分子的氫氧鍵來制取氫氣的方法。其工藝過程簡單。目前主流的電解水制氫技術有三種類型：包括堿性電解水制氫、質子交換膜電解水（PEM）制氫和固態氧化物電解水（SOEC）制氫（詳見表2）。

從表2可以看出，雖然堿性電解水制氫其電解效率僅為60-75%，但憑借成熟度和產業化程度高、設備壽命長的制氫技術優勢，占據了電解水制氫的絕大部分市場份額。本次數據分析也以“堿性電解水制氫”作為切入點，開展分析。

表2 電解水制氫技術參數對比

表3 堿性電解水制氫主要專業估算表

4 堿性電解水制氫成本分析

根據目前國內核能與氫能“跨界耦合”尚處于重要設備、總體技術方案論證階段，設計部門所能提供的資料相關較少，與工程相關策劃還未開展，此種現狀不足以支持對所選取的“堿性電解水制氫”方案，開展正向測算工程費用、工程其他費用、基本預備費、價差預備費、可抵扣稅費等與工程實施相關費用，來確定工程固定價投資，進而開展財務評價分析的工作方法。

通過對現有技術、調研資料分析，結合目前國內商用核電站建設工程經濟評價部分的習慣做法，將“堿性電解水制氫”方案依據其自身經濟分析部分以財務分析的結論為主，國民經濟評價暫不考慮。

根據“堿性電解水制氫”工藝選擇和制氫設備廠家實際調研情況，制氫規模按1000Nm3/小時（單套設備500Nm3/小時*2）開展分析工作。

4.1 工程價格估算

根據調研結果，制氫設備供應商僅能提供工藝和儀控兩主要專業設備清單和大致費用水平，其余土建、電氣、給排水、通風、氣體、通信等各專業受到落地廠址因素影響，在沒有設計專業配合提供資料的情況下，無法開展方案費用估算。從工藝和儀控兩主要專業費用水平估算，如考慮建設制氫規模1000Nm3/小時的制氫設施，其工程費用水平應不低于3000萬元。因制氫設施屬于易燃易爆的化工設施，其工程其他費用具有其行業特殊性與核能行業差異較大，需要進一步調研確定。

4.2 堿性電解水制氫經濟性測算

基于目前數據的局限性，在假定堿性電解水制氫運行成本參數邊界的基礎上，項目資本金內部收益率9%的前提下，氫氣單價在2元/Nm3或3元/Nm3時，測算不同電價，堿性電解水制氫項目最高可接受的投資金額，自下而上，從后向前的進行分析，通過逆向成本測算，評估核能進入氫能產業較佳的切入點。

①假定主要參數如表4。

表4 主要參數表

②測算氫氣單價2元/Nm3時，不同電價下項目中最高可接受的投資金額。

從表5、圖1中，3個測算樣本可以看出，氫氣單價2元/Nm3，當電價從0.2元/kWh增加到0.25元/kWh，項目最高可接受的投資金額從1785萬元減少至575萬元且從前序調研工作可知，制氫規模為1000Nm3/小時的堿性電解水制氫項目，工藝及控制專業僅設備費用約1700萬元，3個測算樣本建設投資小于或接近已知不完全投資；說明在設定條件下，當氫氣單價2元/Nm3，不具備經濟性，從經濟性角度分析項目不具備投資可能。

圖1 不同電價下項目中最高可接受的投資金額（1）

表5 不同電價下項目中最高可接受的投資金額（1）

③測算氫氣單價3元/Nm3時，不同電價下項目中最高可接受的投資金額。

從表6、圖2中，4個測算樣本可以看出，當電價從0.2元/kWh增加到0.45元/kWh，項目最高可接受的投資金額從6060萬元減少至224萬元。

圖2 不同電價下項目中最高可接受的投資金額（2）

表6 不同電價下項目中最高可接受的投資金額（2）

從前序調研工作可知，制氫規模為1000Nm3/小時的堿性電解水制氫項目，工藝及控制專業僅設備費用約1700萬元，樣本1、2建設投資小于已知不完全投資，樣本3、4建設投資大于已知不完全投資，且高于預估費用水平。說明在設定條件下，當氫氣單價3元/Nm3，電價在0.3元/kWh左右，項目具有一定的經濟性。

④測算投資控制在3000萬元時，測算不同階梯電價與氫價的對照關系。

從表7、圖3中，5個測算樣本可以看出，如果投資控制在3000萬元時，電價從0.2元/kWh增加到0.5元/kWh，相應氫價從2.29元/kWh增加到3.9元/kWh。

表7 固定投資下，不同階梯電價與氫價的對照關系

圖3 固定投資下，不同階梯電價與氫價的對照關系

4.3 堿性電解水制氫經濟性分析結論

從財務評價可以看出：

①當氫氣單價2元/Nm3，從經濟性角度分析項目不具備投資可能。除非制氫工藝在保持投資的前提下，轉化效率大幅提升。②當氫氣單價3元/Nm3，電價在0.3元/kWh左右，項目開始具有一定的經濟性；但應綜合考慮落地廠址的氫氣價格。③在評價期內，電費約占運行期總成本的76%，遠遠高于占運行期總成本13%的工資及福利，及占運行期總成本4%的管理費用（詳見圖4制氫成本構成）。由此可以回答，被各界寄予厚望的“綠氫”（電解水制氫）目前卻僅占氫氣總產能的4%。受現階段制氫技術的限制，氫氣成本被電價緊密控制，這也符合二次能源自身的成本結構。

圖4 制氫成本構成

5 結論

本文從堿性電解水制氫作為切入點，自下而上，從后向前的進行分析，通過逆向成本測算，分析氫氣單價2元/Nm3和單價3元/Nm3的經濟性，以及評價期內，制氫成本的初步構成，為進一步工作的開展打下基礎、指明方向。

隨著“碳達峰”的臨近與“碳中和”成為全球的普遍共識，綠電+綠氫是實現的有力手段。核能作為穩定性好、高能量密度的綠色能源，有良好的基礎條件“跨界耦合”進入氫能領域，拓展延長核能應用產業鏈。未來調研分析核電廠落地地區氫氣銷售價格，分析核電廠目前以及未來一段時間內電價，同時跟蹤制氫工藝的發展，有針對性的提出進入氫能領域開展“跨界耦合”的臨界點。特別是制氫的新技術路徑，如核能制氫的熱化學循環（碘硫循環和混合硫循環）和高溫蒸汽電解的進一步工程示范化和商業化，對制氫經濟性提出更高的要求。