平準(zhǔn)化成本的加氫站供氫路徑分析比較研究

霍天晴,劉家璇,李東,劉奇峰,王斌,3,楊福勝,3,吳震,方濤,3,張?jiān)缧?/p>

(1. 西安交通大學(xué)化學(xué)工程與技術(shù)學(xué)院,710049,西安; 2. 國(guó)家電投集團(tuán)廣州分公司,511455,廣州;3. 陜西氫易能源科技有限公司,710049,西安)

氫氣作為一種儲(chǔ)量大、熱值高、低排放的二次清潔能源,被視為未來(lái)國(guó)家能源體系的重要組成部分,是我國(guó)用能終端實(shí)現(xiàn)低碳轉(zhuǎn)型的重要載體[1-2]。氫能產(chǎn)業(yè)鏈主要包括上游制氫、中游儲(chǔ)運(yùn)加注以及下游利用。其中加氫站作為中游儲(chǔ)運(yùn)加注的核心環(huán)節(jié),連接上游氫氣和下游消費(fèi)利用,是氫能大規(guī)模推廣發(fā)展的重要一步[3]。截止2022年3月,我國(guó)累計(jì)建成264座加氫站、投入運(yùn)營(yíng)166座,是世界上加氫站建設(shè)數(shù)量最多、運(yùn)營(yíng)數(shù)量第二多的國(guó)家,運(yùn)營(yíng)數(shù)量?jī)H次于日本。

我國(guó)目前加氫站建設(shè)、運(yùn)營(yíng)數(shù)量雖處于世界前列,但與日本、美國(guó)、德國(guó)等國(guó)家相比,仍存在一定不足:加氫站建設(shè)類型單一,目前以高壓運(yùn)輸外供氫加氫站為主,其他類型加氫站仍處于探索階段。截止到2022年3月,我國(guó)站內(nèi)制氫加氫站僅建成17座,占全部加氫站數(shù)量的6.44%[4];加注壓力低,運(yùn)輸壓力低,加注壓力多為35 MPa,具有70 MPa加注壓力的加氫站僅占13.06%,且高壓運(yùn)輸仍多采用20 MPa長(zhǎng)管拖車(chē)[5-6],相較于歐美日等國(guó)家采用的30、50 MPa運(yùn)輸壓力,運(yùn)輸密度低、運(yùn)輸成本高;尚未形成牢固可靠的氫輸運(yùn)基礎(chǔ)設(shè)施體系,氫消費(fèi)中心和資源中心的地區(qū)差異性,長(zhǎng)距離氫供應(yīng)輸運(yùn)能力不足[7]。

為加速推進(jìn)我國(guó)氫能基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)、探索不同氫輸運(yùn)形式、不同加氫站類型的可能性,尋求最優(yōu)組合方案及商業(yè)模式。單彤文等[8]針對(duì)制氫、儲(chǔ)運(yùn)和加注3個(gè)環(huán)節(jié)進(jìn)行成本分析,認(rèn)為不同組合模式下站內(nèi)天然氣制氫方式總成本最低。張軒等[9]從制-儲(chǔ)-運(yùn)產(chǎn)業(yè)鏈分析,認(rèn)為電解水成本遠(yuǎn)高于化石能源制氫,且當(dāng)前高壓運(yùn)輸壓力低、加氫站設(shè)備國(guó)產(chǎn)化不足仍是主要問(wèn)題。李妍等[10]利用Weinert等[11]提出的加氫站成本模型,從建設(shè)、運(yùn)營(yíng)、運(yùn)輸以及原料4方面對(duì)高壓外供氫,站內(nèi)電解水、天然氣重整、甲醇重整4種模式進(jìn)行成本分析。付亞軒等[12]采用“產(chǎn)業(yè)鏈成本加成法”對(duì)不同加氫站商業(yè)模型進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析,認(rèn)為采用外供氫形式合建站是目前的最優(yōu)的運(yùn)營(yíng)模式,站內(nèi)制氫加氫站在氫源受限的地區(qū)具有明顯優(yōu)勢(shì)。黃宣旭等[13]利用平準(zhǔn)化氫氣成本(LCOH)模型對(duì)不同儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)下的氫氣進(jìn)行到站經(jīng)濟(jì)分析,認(rèn)為在干線門(mén)站模式下氫氣當(dāng)量?jī)r(jià)格與汽油價(jià)格接近。上述研究對(duì)于供氫路徑的經(jīng)濟(jì)性與排放研究多側(cè)重于不同運(yùn)輸形式在運(yùn)輸過(guò)程中造成的成本,對(duì)于從源頭氫生產(chǎn)至可運(yùn)輸氫、運(yùn)輸氫到站至加注氫的完整鏈條研究較少,各環(huán)節(jié)之間的過(guò)渡成本體現(xiàn)的不明顯。

此外在氫經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方面,國(guó)外已發(fā)展出成熟的評(píng)價(jià)模型與研究工具,美國(guó)能源部氫計(jì)劃開(kāi)發(fā)的H2A[14]評(píng)價(jià)軟件、阿貢國(guó)家實(shí)驗(yàn)室開(kāi)發(fā)的HDSAM[15]氫氣輸送情景分析模型以及國(guó)際原子能機(jī)構(gòu)開(kāi)發(fā)的HEEP[16]氫經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方案等,這些模型在指導(dǎo)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展與氫基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)方面起到了重要作用。與之相對(duì),我國(guó)在氫成本分析多集中于案例研究,針對(duì)某特定加氫站、特定運(yùn)輸距離或特定運(yùn)輸方式[17-20]等進(jìn)行分析,尚未形成成熟評(píng)價(jià)體系,對(duì)終端成本價(jià)格形成機(jī)制及其關(guān)鍵影響因素認(rèn)識(shí)仍不明確。

基于此,本工作通過(guò)建立LCOH評(píng)價(jià)模型,對(duì)典型外供氫加氫站以及站內(nèi)制氫加氫站從氫源生產(chǎn)到站內(nèi)加注的全過(guò)程進(jìn)行了成本分析,探究不同來(lái)源和供給模式下的氫氣終端價(jià)格形成機(jī)制以及關(guān)鍵影響因素與未來(lái)發(fā)展方向。此外,建立了加氫站的生命周期模型,計(jì)算出在不同氫氣輸運(yùn)形式以及各種類型加氫站下的碳排放量,分析未來(lái)可能產(chǎn)生的碳稅對(duì)于氫氣消費(fèi)終端價(jià)格的影響。

1 模型與方法

1.1 成本構(gòu)成

加氫站類型多樣,根據(jù)建設(shè)形式的不同,可分為固定式加氫站和撬裝式加氫站;根據(jù)氫氣來(lái)源的不同,可分為外供氫加氫站和站內(nèi)制氫加氫站;此外在氫能推廣發(fā)展初期還有油-氫合建站、電-氫合建站等形式。為更好進(jìn)行加氫站供氫路徑的比較,本文選擇按照氫氣來(lái)源劃分研究對(duì)象。外供氫加氫站除高壓運(yùn)輸加氫站外,還選擇了具有良好前景、在國(guó)外推廣應(yīng)用的液氫運(yùn)輸加氫站[21]和有機(jī)液體儲(chǔ)氫運(yùn)輸加氫站[22]。站內(nèi)制氫加氫站選擇了電解水站內(nèi)制氫加氫站和天然氣站內(nèi)重整加氫站。

計(jì)算模型采用氫氣的平準(zhǔn)化成本LCOH進(jìn)行計(jì)算,定義為整個(gè)系統(tǒng)的年化成本,包括氫源成本、出廠加工、運(yùn)輸、加氫站階段,然后除以每年在加氫站提供的氫氣總質(zhì)量,即所有成本均攤到1 kg H2上,以1 kg H2為計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)[23]。此外,相比于之前的氫氣儲(chǔ)運(yùn)加注經(jīng)濟(jì)模型[8-10],本文對(duì)出廠端及站內(nèi)成本進(jìn)行細(xì)化計(jì)算,兩種類型加氫站具體氫氣成本構(gòu)成如圖1所示。

(a)外供氫

(b)站內(nèi)制氫

1.2 氫氣出廠成本

1.2.1 外供氫加氫站

外供氫加氫站的氫氣出廠成本主要由基本價(jià)格和二次加工成本組成,其中基本價(jià)格取決于氫氣來(lái)源和生產(chǎn)方式,二次加工成本取決于提純和加工方式。我國(guó)氫氣來(lái)源主要由化石能源制氫(天然氣、煤)、工業(yè)副產(chǎn)氫、電解水制氫3部分組成,生物質(zhì)、光催化等制氫產(chǎn)量微量。我國(guó)主要?dú)錃馍a(chǎn)結(jié)構(gòu)與工業(yè)制氫價(jià)格[24]如圖2所示。

(a)我國(guó)主要?dú)錃馍a(chǎn)結(jié)構(gòu)

(b)不同類型工業(yè)制氫成本

二次加工成本根據(jù)運(yùn)輸形式的不同分為高壓運(yùn)輸、液氫運(yùn)輸和有機(jī)液體儲(chǔ)氫3種。高壓運(yùn)輸二次加工成本主要由壓縮能耗成本和設(shè)備折舊、人工等其他成本組成。其中,考慮到氫氣大規(guī)模壓縮一般采用隔膜壓縮機(jī)或液驅(qū)式壓縮機(jī)進(jìn)行壓縮,由0.3～2 MPa壓縮至車(chē)載壓力(目前主要為20 MPa)。壓縮能耗成本根據(jù)文獻(xiàn)數(shù)據(jù)模型計(jì)算[25],結(jié)果為2.5～2.8(kW·h)/kg。經(jīng)文獻(xiàn)對(duì)比與調(diào)研,設(shè)備折舊、人工等其他成本估計(jì)為2～3元/kg[9]。

液氫運(yùn)輸二次加工成本主要由液化能耗成本和設(shè)備折舊、人工等其他成本組成。由于氫氣臨界溫度與轉(zhuǎn)化溫度低,所以液化過(guò)程能耗高,目前國(guó)際上大型氣體公司的液化設(shè)備能耗都在9.5～15 (kW·h)/kg[26-27],本文取值11 (kW·h)/kg。以一套1 t/d氫氣液化系統(tǒng)為例,其投資費(fèi)用約為2 000萬(wàn)元,設(shè)備折舊、人工等其他成本約為4～6元/kg。有機(jī)液體運(yùn)輸二次加工成本主要由有機(jī)液體原料成本、加氫反應(yīng)能耗和設(shè)備折舊、人工等其他成本組成。目前較為成熟的商用儲(chǔ)氫有機(jī)液體主要有二芐基甲苯、N-乙基咔唑、甲苯[28]。以儲(chǔ)存1 kg氫氣所需的17.24 kg N-乙基咔唑?yàn)槔?其價(jià)格為50 000元/t,循環(huán)次數(shù)為600。根據(jù)商業(yè)數(shù)據(jù)顯示[22],大規(guī)模加氫工程設(shè)備折舊、人工等其他成本約為0.8～1.3元/kg。此外,考慮有機(jī)液體升溫、氫氣加壓、升溫至加氫狀態(tài)下的能量計(jì)算得到加氫能耗為1.726 (kW·h)/kg。能耗計(jì)算式為

Qs1=n(T1-T0)C/η0

(1)

(2)

(3)

式中:Qs1、ΔH、WH2分別為有機(jī)液體升溫所需熱量、氫氣升溫焓變以及氫氣加壓耗功;n為每千克氫氣反應(yīng)的有機(jī)液體物質(zhì)的量;T1為加氫反應(yīng)溫度;T0為室溫,取298.15 K;C為有機(jī)液體比熱容;η0為供熱效率,取值0.8;cp為比定壓熱容,J·K-1·mol-1,可通過(guò)氫氣定壓比熱容系數(shù)求得;p0為氫氣初始?jí)毫?取值2 MPa;p1為氫氣加氫反應(yīng)壓力;η為等熵壓縮效率與電機(jī)效率的乘積。

1.2.2 站內(nèi)制氫加氫站

在站內(nèi)制氫加氫站中,氫氣由站內(nèi)制氫端產(chǎn)生,故用站內(nèi)制氫成本(氫氣生產(chǎn)成本)代表氫氣出廠成本。本文選取站內(nèi)電解水制氫和站內(nèi)天然氣重整制氫作為研究對(duì)象。站內(nèi)制氫成本主要包括制氫原材料、制氫能耗和設(shè)備折舊、人工等其他成本。兩種站內(nèi)制氫方式主要原材料與能耗如表1所示。加氫站內(nèi)天然氣重整制氫、電解水制氫根據(jù)調(diào)研[29]設(shè)備折舊、人工等其他成本約為1.5、0.9元/kg。本文對(duì)于天然氣體積的描述,均是指在溫度為0℃(273.15 K)和大氣壓為101.325 kPa狀態(tài)下的體積。

表1 兩種站內(nèi)制氫方式主要原材料與能耗

1.3 氫氣運(yùn)輸成本

外供氫加氫站氫氣經(jīng)不同二次加工后,一般通過(guò)車(chē)載進(jìn)行運(yùn)輸。氫氣運(yùn)輸成本模型[8]計(jì)算公式為

Cy=∑Ci/m0,i=1,2,3,…

(4)

式中:Cy為運(yùn)輸成本;Ci為車(chē)輛折舊成本、人工費(fèi)用、燃油成本等;m0為不同運(yùn)輸車(chē)輛的氫氣承載量。

計(jì)算運(yùn)輸成本時(shí)本文采用以下假設(shè):根據(jù)我國(guó)重卡報(bào)廢年限,車(chē)輛折舊期定為10 a,殘值為2%;人工費(fèi)用按每車(chē)(車(chē)頭和運(yùn)載箱體)兩人,每人年均費(fèi)用15萬(wàn)元;油耗根據(jù)車(chē)型不同,0.3～0.5 L/km不等,柴油價(jià)格6.5～8.0元/L;檢修、保養(yǎng)等其他費(fèi)用每年每車(chē)合計(jì)10～15萬(wàn)元,高速費(fèi)用0.9元/km。3種運(yùn)輸車(chē)規(guī)格[30]如表2所示。

表2 3種運(yùn)輸車(chē)規(guī)格

1.4 加氫站站內(nèi)成本

加氫站站內(nèi)成本主要包括土建成本、設(shè)備折舊、維護(hù)成本、人工成本、站內(nèi)能耗成本,加氫站站內(nèi)成本模型[10, 12-13]如下

Cz=∑Ci/m,i=1,2,3,…

(5)

式中:Cz為站內(nèi)成本;Ci為土建成本、設(shè)備折舊、維護(hù)等成本;m為加氫站總氫氣加注質(zhì)量。

模型假設(shè)如下。

(1)加氫站土地按要求屬于商業(yè)用地,受城市經(jīng)濟(jì)影響、地理位置等因素影響差異性大,模型選擇西安建設(shè)用地價(jià)格計(jì)算,取值4 500元/m2,占地面積800 m2(500 kg/d)和1 000 m2(1 000 kg/d)。

(2)設(shè)定所有類型加氫站設(shè)備折舊20年,殘值10%,5種加氫站設(shè)備折舊費(fèi)用如表3所示;以有機(jī)液體站內(nèi)制氫加氫站為例,主要包括現(xiàn)場(chǎng)脫氫裝置、換熱器、氫氣壓縮機(jī)、儲(chǔ)氫瓶組、加注系統(tǒng)、預(yù)冷系統(tǒng)、其他輔助系統(tǒng),具體規(guī)格如表4所示。

表3 5種類型加氫站設(shè)備折舊費(fèi)用

表4 有機(jī)液體儲(chǔ)氫加氫站建站成本構(gòu)成

(3)加氫站設(shè)員工12名,員工工資根據(jù)西安2022年工資中位數(shù)取值為6 000元/月;設(shè)備維護(hù)費(fèi)用定為每年20萬(wàn)元。

(4)站內(nèi)能耗方面:加氫站年基礎(chǔ)運(yùn)營(yíng)能耗約為375 MW·h[17-18];加注壓縮能耗根據(jù)加注壓力進(jìn)行計(jì)算,計(jì)算方法與二次加工壓縮一致;脫氫反應(yīng)主要能量輸入來(lái)源自載氫有機(jī)液體的升溫?zé)崃恳约懊摎浞磻?yīng)的持續(xù)吸熱。計(jì)算所得為8.556 (kW·h)/kg,計(jì)算公式為

Qs2=n(T2-T0)C/η0

(6)

Q3=ΔHR/ηR

(7)

式中:Qs2、Q3分別為載體升溫?zé)崃颗c脫氫反應(yīng)供熱;T2為脫氫反應(yīng)溫度;C為載氫有機(jī)液體比熱容,取與載氫前相同數(shù)值;ΔHR為脫氫反應(yīng)熱;ηR為供熱效率,取值0.9。

1.5 碳排放模型

氫氣被視為未來(lái)交通能源的重要組成部分,很重要的一方面因素是其在燃燒時(shí)沒(méi)有碳排放,但氫儲(chǔ)運(yùn)、加注時(shí)產(chǎn)生的碳排放仍不可忽略。為探究不同形式加氫站對(duì)于氫氣儲(chǔ)、運(yùn)和加注過(guò)程碳排放的影響,以及考慮未來(lái)可能產(chǎn)生的碳稅對(duì)于氫氣消費(fèi)終端價(jià)格的影響,利用國(guó)產(chǎn)生命周期評(píng)價(jià)軟件eBalance建立模型,對(duì)氫氣在不同運(yùn)輸形式以及各種類型加氫站下的碳排放量進(jìn)行計(jì)算。分析邊界以氫源二次加工為起點(diǎn),運(yùn)輸、加注為終點(diǎn),如圖3所示。

圖3 碳排放模型計(jì)算邊界Fig.3 Carbon emission model calculation boundary

1.6 案例分析

本文計(jì)算的5種加氫站假設(shè)日供氫量均為500 kg,供氫壓力為35 MPa,加氫站均使用工業(yè)用電且電價(jià)為0.8元/(kW·h),其中外供氫氫源選擇煤制氫或工業(yè)副產(chǎn)氫,價(jià)格為9.5元/kg。供氫距離方面,考慮加氫站位于西安市轄區(qū),氫源選擇陜西氫資源豐富的榆林地區(qū),供氫距離為600 km。價(jià)格計(jì)算結(jié)果如圖4所示。

由圖4可得:對(duì)于3種外供氫式加氫站,采用有機(jī)液體的儲(chǔ)運(yùn)方式加氫站成本占比最大、金額最多,占總成本的44.42%;高壓長(zhǎng)管拖車(chē)由于氫氣儲(chǔ)存密度低、承載量小導(dǎo)致運(yùn)輸成本高,總成本大幅高于其他兩種外供氫形式;由于液化的大量能耗以及液化效率較低導(dǎo)致液氫的出廠價(jià)格最高。對(duì)于站內(nèi)制氫加氫站,較為昂貴的電解裝置和電力成本導(dǎo)致電解水制氫總成本為64.11元/kg,遠(yuǎn)高于天然氣重整方式的43.09元/kg。總體來(lái)看,在600 km的運(yùn)輸距離下,不同加氫站類型的成本由高到低依次為電解水站內(nèi)制氫、高壓運(yùn)輸、液氫運(yùn)輸、天然氣站內(nèi)重整、有機(jī)液體運(yùn)輸。

圖4 5種加氫站氫氣成本價(jià)格組成Fig.4 Hydrogen cost and price composition of 5 hydrogen refueling stations

2 結(jié)果與討論

2.1 氫氣運(yùn)輸距離

在國(guó)內(nèi)現(xiàn)有以高壓運(yùn)輸為主的供氫體系下,高額的運(yùn)輸費(fèi)用是外供氫加氫站成本中不可忽視的一節(jié)。本節(jié)對(duì)我國(guó)主要供氫運(yùn)輸距離進(jìn)行歸納總結(jié),分為省內(nèi)運(yùn)輸、省際運(yùn)輸以及超遠(yuǎn)距離運(yùn)輸3種,結(jié)果如表5所示。

表5 我國(guó)主要供氫運(yùn)輸距離

隨著我國(guó)氫能產(chǎn)業(yè)的不斷普及,氫能重卡、氫能大巴在重點(diǎn)地區(qū)也已初具規(guī)模,需氫量不斷上升。多地區(qū)面臨近距離供應(yīng)能力不足的問(wèn)題,跨省跨地區(qū)長(zhǎng)距離運(yùn)輸逐漸成為解決方法。因此,為推進(jìn)中西部地區(qū)大量工業(yè)副產(chǎn)氫和可再生能源利用,尋求一種低價(jià)可靠的長(zhǎng)距離運(yùn)輸方式十分必要。從表5可以看出,我國(guó)氫氣省內(nèi)與省際運(yùn)輸距離多集中在100～900 km,對(duì)于氫氣超遠(yuǎn)距離運(yùn)輸多集中在1 600～1 700 km。此外,本文針對(duì)3種外供氫加氫站在不同運(yùn)輸距離下的氫氣成本價(jià)格進(jìn)行分析,結(jié)果如圖5所示。

(a)不同運(yùn)輸距離下氫氣成本組成

(b)氫氣成本與運(yùn)輸距離關(guān)系

由圖5可知,高壓氫氣終端消費(fèi)價(jià)格成本受運(yùn)輸距離影響最大,每百公里增加成本3.3～3.5元/kg,液氫運(yùn)輸受運(yùn)輸距離影響最小,運(yùn)輸成本與單車(chē)承載量呈反比關(guān)系。高壓氫氣運(yùn)輸優(yōu)勢(shì)體現(xiàn)在短途運(yùn)輸,經(jīng)濟(jì)距離最短,為0～220 km;液氫運(yùn)輸經(jīng)濟(jì)距離(大于1 700 km)最長(zhǎng),適宜大規(guī)模長(zhǎng)距離運(yùn)輸。有機(jī)液體運(yùn)輸經(jīng)濟(jì)距離位于兩者中間,結(jié)合表5可知其能夠滿足我國(guó)大部分地區(qū)氫供應(yīng)距離需求。以目前最為常見(jiàn)的省內(nèi)運(yùn)輸與省際運(yùn)輸分析3種運(yùn)輸方式成本組成,運(yùn)輸距離選擇兩者中位數(shù)500 km進(jìn)行計(jì)算,如圖6所示。

圖6 3種運(yùn)輸方式運(yùn)輸成本組成Fig.6 Three modes of transportation cost composition

由圖6可知,液氫運(yùn)輸相較于其他兩種運(yùn)輸方式,車(chē)輛折舊成本明顯占比較大,這是因?yàn)橐簹溥\(yùn)輸車(chē)需配備高昂的制冷裝置以保持氫氣的液化狀態(tài)。高壓運(yùn)輸主要成本集中于高額的燃油費(fèi)和高速費(fèi)用,這是因?yàn)楦邏哼\(yùn)輸壓力較低、單車(chē)氫氣承載量小,在保證供應(yīng)的情況下就需要增加運(yùn)輸車(chē)次,導(dǎo)致實(shí)際運(yùn)輸距離增加,車(chē)輛燃油費(fèi)和高速費(fèi)用增加。歐美日韓等國(guó)家為提高高壓運(yùn)輸承載量,現(xiàn)多以采用30 MPa運(yùn)輸壓力,50 MPa也在積極推廣[5]。我國(guó)《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長(zhǎng)期規(guī)劃(2021—2035年)》指出“要提高高壓氣態(tài)儲(chǔ)運(yùn)效率,加快降低儲(chǔ)運(yùn)成本,有效提升高壓氣態(tài)儲(chǔ)運(yùn)商業(yè)化水平。”團(tuán)體標(biāo)準(zhǔn)《加氫站氫運(yùn)輸及配送安全技術(shù)規(guī)范》[31]對(duì)30 MPa長(zhǎng)管拖車(chē)在運(yùn)輸、操作上做出要求。研究對(duì)3種運(yùn)輸壓力的高壓氫氣運(yùn)輸車(chē)進(jìn)行成本計(jì)算分析,如表6所示,可知當(dāng)運(yùn)輸壓力達(dá)到30 MPa后,與現(xiàn)有20 MPa 運(yùn)輸體系相比,在500 km的運(yùn)輸路程下運(yùn)輸成本將下降35%,總成本將下降14%。

表6 3種運(yùn)輸壓力下運(yùn)輸成本的對(duì)比

2.2 流程能耗

能耗成本也是加氫站氫氣消費(fèi)終端價(jià)格的重要組成部分,因此針對(duì)不同類型加氫站的能耗進(jìn)行分析研究,結(jié)果如圖7所示。由圖7可知,相比于其他4種加氫站,電解水站內(nèi)制氫加氫站能耗最多,這是因?yàn)殡娊馑茪溥^(guò)程中需要大量電力的投入。有機(jī)液體加氫站的主要能耗來(lái)自于站內(nèi)脫氫過(guò)程和加氫站運(yùn)營(yíng),占全部能耗76.37%。針對(duì)脫氫過(guò)程,有機(jī)液體加氫站可以回收利用脫氫后載體攜帶顯熱來(lái)降低站內(nèi)能耗。液氫運(yùn)輸加氫主要能耗來(lái)自于前端的液化過(guò)程,占全部能耗61.18%。高壓運(yùn)輸方式下整體能耗最少,多為加氫站運(yùn)營(yíng)能耗和壓縮機(jī)壓縮能耗。

圖7 5種加氫站能耗分布Fig.7 Energy consumption distribution of five hydrogen refueling stations

2.3 制氫原材料

研究針對(duì)制氫原材料價(jià)格波動(dòng)對(duì)氫氣終端成本的影響因素進(jìn)行總結(jié)。在制氫原材料方面,高壓運(yùn)輸與液態(tài)運(yùn)輸主要受氫氣來(lái)源的影響,價(jià)格波動(dòng)范圍6～35元/kg。有機(jī)液體運(yùn)輸除受氫氣來(lái)源影響外,在不同儲(chǔ)氫載體的影響下全流程各環(huán)節(jié)成本均有波動(dòng)。以N-乙基咔唑、二芐基甲苯、甲苯3種常見(jiàn)的儲(chǔ)氫有機(jī)液體進(jìn)行對(duì)比研究,對(duì)比結(jié)果如表7所示。僅考慮儲(chǔ)氫有機(jī)液體種類對(duì)于氫氣成本價(jià)格的影響時(shí),N-乙基咔唑更具經(jīng)濟(jì)性。

兩種站內(nèi)制氫方式主要受制氫原材料(天然氣、水、額外能耗等)影響,其中天然氣站內(nèi)重整以天然氣為主;電解水站內(nèi)制氫以電力(能耗)為主,研究結(jié)果如圖8所示。

表7 3種有機(jī)液體儲(chǔ)氫載體對(duì)比[32]

(a)天然氣重整站內(nèi)制氫

(b)電解水站內(nèi)制氫

由圖8可以看出天然氣重整站內(nèi)制氫中,氫氣成本價(jià)格與天然氣價(jià)格成本成線性關(guān)系,由運(yùn)營(yíng)及建設(shè)成本導(dǎo)致的價(jià)格差為19.5元/kg。為了使氫氣成本價(jià)格達(dá)到40～50元/kg,天然氣價(jià)格需低于4元/m3。 考慮到目前我國(guó)天然氣供需正常,安全態(tài)勢(shì)不斷好轉(zhuǎn)[33-35],非居民天然氣價(jià)格維持在3.0～6.5元/m3,在天然氣資源豐富、供應(yīng)充足的地區(qū),價(jià)格基本維持在3.5元/m3以下,由此制氫的成本相較于外供氫模式下競(jìng)爭(zhēng)性大。因此,在我國(guó)陜西、四川等天然氣產(chǎn)地以及廣東、渤海等天然氣海運(yùn)資源豐富的地區(qū),天然氣站內(nèi)制氫不失為一種可行之法,具有良好應(yīng)用前景。

電解水站內(nèi)制氫中,隨著電力單價(jià)上升,氫氣成本與制氫電力成本差值不斷擴(kuò)大,這是因?yàn)殡妰r(jià)的上漲還會(huì)影響到加氫站內(nèi)的運(yùn)營(yíng)(冷卻、壓縮、加注等)成本。考慮到我國(guó)傳統(tǒng)工業(yè)用電0.6～0.9元/(kW·h),制氫成本高,實(shí)際可應(yīng)用性較小。因此為降低電力成本可采用與可再生能源發(fā)電相結(jié)合的方式,預(yù)計(jì)電力單價(jià)可降至0.15～0.32元/(kW·h),整體氫氣終端成本價(jià)格可控在35元/kg以下。目前已成功應(yīng)用的有張家口風(fēng)力發(fā)電制氫加氫站、佛山南莊光伏發(fā)電制氫加氫一體化站等。

2.4 碳稅

圖9 5種加氫站碳排放量Fig.9 Carbon emissions of five hydrogen refueling stations

5種類型加氫站碳排放量如圖9所示。可知在3種外供氫方式中,高壓運(yùn)輸碳排放量最大,主要來(lái)源于高運(yùn)輸頻次下的車(chē)輛排放;液氫運(yùn)輸主要碳排放來(lái)自于前端的液化能耗和公用工程;有機(jī)液體運(yùn)輸?shù)奶寂欧胖饕性谡緝?nèi)脫氫的能耗排放。在兩種站內(nèi)制氫方式中,天然氣重整在站內(nèi)制氫的碳排放量占較大比例,遠(yuǎn)高于站內(nèi)運(yùn)營(yíng)能耗和加氫站公用工程建設(shè)的碳排放;站內(nèi)電解水電力需求大,由此也造成了大量碳排放,為5種類型加氫站最多。模型能耗排放均采用火力發(fā)電模型,若電解水站內(nèi)制氫加氫站與風(fēng)光、水力等可再生能源結(jié)合,采用可再生能源供電,能耗碳排放將下降70%～90%[36],生產(chǎn)每千克氫氣排放CO214.01～23.56 kg。

兩種站內(nèi)制氫方式碳排放量影響因素較少,多以能耗排放和公用工程為主,且相對(duì)排放量低。因此為探究在未來(lái)碳稅對(duì)于3種外供氫方式的不同影響,研究結(jié)合2.1節(jié)3種運(yùn)輸距離分析與碳排放結(jié)果,針對(duì)3種外供氫方式在不同運(yùn)輸距離、不同碳稅下的氫氣成本價(jià)格進(jìn)行計(jì)算。其中考慮到我國(guó)碳稅制度仍未完全建立,結(jié)合文獻(xiàn)調(diào)研與歐洲碳稅價(jià)格[37-38],研究將碳稅定為每噸CO250、100、200元,如圖10所示。

(a)碳稅為每噸CO2 50元

(b)碳稅為每噸CO2 100元

(c)碳稅為每噸CO2 200元

由圖10可以看出,隨著碳稅價(jià)格的增加,高壓運(yùn)輸與有機(jī)液體儲(chǔ)氫運(yùn)輸?shù)慕?jīng)濟(jì)距離不斷減短。這是因?yàn)?種運(yùn)輸方式的碳排放主要集中于運(yùn)輸過(guò)程中產(chǎn)生的車(chē)輛排放,運(yùn)輸距離的增加將顯著增加碳稅成本。高壓運(yùn)輸與有機(jī)液體儲(chǔ)氫運(yùn)輸單車(chē)運(yùn)載量相比于液氫運(yùn)輸少,進(jìn)而運(yùn)載車(chē)次的增加、造成實(shí)際運(yùn)輸距離長(zhǎng)、碳排放量增加。由于目前我國(guó)氫氣資源與可再生能源地區(qū)性分布不均衡,為滿足供應(yīng)所帶來(lái)的長(zhǎng)距離運(yùn)輸難以避免。為此考慮未來(lái)碳稅制度的影響,一方面可以提高單車(chē)運(yùn)載量、提升儲(chǔ)運(yùn)水平,另一方面針對(duì)氫氣運(yùn)輸車(chē)頭,可以逐步替換為氫能重卡、新能源重卡等,降低車(chē)輛排放。

3 結(jié) 論

本文針對(duì)不同供氫路徑以及加氫站類型進(jìn)行的氫氣價(jià)格成本研究以及參數(shù)分析,主要得到如下結(jié)論。

(1)外供氫模式下,我國(guó)氫氣省內(nèi)與省際運(yùn)輸距離多集中在100～800 km、超遠(yuǎn)距離運(yùn)輸多集中在1 600～1 700 km, 運(yùn)輸距離仍是影響氫氣成本的第一要素。高壓運(yùn)輸供氫優(yōu)勢(shì)體現(xiàn)在短途運(yùn)輸(200 km內(nèi)), 主要成本、碳排放均集中于運(yùn)輸過(guò)程中,提高長(zhǎng)管拖車(chē)運(yùn)載壓力到30 MPa或50 MPa,可以有效改進(jìn);液氫運(yùn)輸單車(chē)運(yùn)載量大、氫氣儲(chǔ)運(yùn)密度最大,適合1 700 km以上大規(guī)模長(zhǎng)途運(yùn)輸,但巨大的出廠液化能耗與安全問(wèn)題也不可忽視;有機(jī)液體運(yùn)輸經(jīng)濟(jì)距離介于兩者中間,可滿足我國(guó)大部分地區(qū)供應(yīng)距離需求,其主要成本集中于站內(nèi)成本與運(yùn)輸成本,尋找加脫氫能耗小、承載量大、循環(huán)效果好的載體能進(jìn)一步降低。

(2)天然氣站內(nèi)重整制氫受天然氣價(jià)格波動(dòng)大,天然氣成本占加氫站氫氣成本的50.9%～69.2%。在天然氣資源豐富、供應(yīng)充足的地區(qū),天然氣價(jià)格低于4元/m3時(shí)天然氣站內(nèi)重整制氫優(yōu)勢(shì)明顯;電解水站內(nèi)制氫采用工業(yè)常規(guī)用電的實(shí)際可操作性小、成本高,約為60～70元/kg,但在可再生能源豐富的地區(qū)與風(fēng)光、水力發(fā)電相結(jié)合優(yōu)勢(shì)巨大,能耗碳排放將下降70%～90%,終端成本價(jià)格降至35元/kg 以下。

(3)碳稅一方面可以推進(jìn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型,加快氫能源推廣應(yīng)用;同時(shí)也對(duì)各種供氫路徑提出新的要求,與可再生能源相結(jié)合、提高氫氣儲(chǔ)運(yùn)密度、降低流程能耗等方面仍需要進(jìn)一步提高。

(4)發(fā)展初期,有競(jìng)爭(zhēng)性的價(jià)格是最為有力的推廣手段。我國(guó)幅員遼闊,資源分布地區(qū)與地區(qū)存在較大差異。各地應(yīng)加快各種供氫路徑研發(fā)推進(jìn)與氫基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè),結(jié)合資源稟賦,選擇合適的運(yùn)輸方式或多種方式相結(jié)合就近供應(yīng)。