氫氣生產的操作模式是否一概而論嗎?

我們將基于3種不同的運營模式:大規模生產(~100MW)、小規模分布式生產(~ 1MW)和中型“半集中式"生產(10 - 40MW)，通過分析3個商業案例，涵蓋行業和移動終端用途，總結我們在整個價值鏈上的發現。

工業過程通常需要每天約50噸(100MW+)氫氣的產量。在具有競爭力的直接場外可再生能源PPA合同(即電解資產鋪設在與可再生能源相同的電網區域)的地區，電解水制氫可以作為SMR+CCS（天然氣重整加碳捕捉）這個氫氣來源的替代品，因此使脫碳電力供應可靠。以下是氫氣需求的演化，預計到2030年，工業和交通將成為氫氣需求增量的主要貢獻者。

5、在二氧化碳排放方面，CCS預計將為SMR發電廠帶來高達89%的捕獲率，導致這個過程約1kg CO2/kg H2排放，與風力發電供應(資產生命周期x 47kWh/kg H2, 15 -20g CO2 / kWh)所實現的排放相當，低于太陽能光伏解決方案(~50g CO2/ kWh)。

工業應用的業務案例。目前已安裝和計劃安裝的大部分電解產能都在歐洲。下圖：氫成本-(非常大的AE電解槽的LCOH；100 MW+；90%容量因子；$/ kg H2；2030年)

1、這種情況電解槽將與電網連接，并以90%以上的利用率運行，電網供電由可再生原產地擔保支持(假設以2歐元/兆瓦時的價格購買)。一些電解站可以與可再生能源相關聯，從而受益于更有利的電力供應條件。

2、FCEV所需的氫純度必須符合ISO 14687-2水平(99.97%)，可通過PEM電解槽實現。此外，PEM技術占地面積有限，這使得該工藝更適合空間有限的地區。

3、考慮到2030年將出現的持續規模和技術改進，PEM技術參數預計將達到49kWh/ kg H2效率，0.1% /1000小時的衰減和75000小時的電堆持續壽命。在如此有限的資產規模下，初始資本支出應在1400歐元/千瓦水平，年運營支出占初始資本支出的4%。（這里也不一定具體指PEM，主要強調電解槽和RES電力波動性和間歇性的耦合能力）

4、假設到2030年經濟狀況穩定（天然氣和上網電價沒有變化，也沒有特定的稅收或補貼），即使考慮到中期技術發展，分布式制氫將導致電解制氫LCOH大大高于SMR + CCS的預期水平，交付成本在200 - 300公里的范圍內（>6.3美元/千瓦時，而SMR + CCS為4美元/千瓦時：生產為1.5美元/千瓦時，物流為2.5美元/千瓦時）。阻礙小規模氫電解的主要參數是電網供電成本，并帶有高網絡接入和稅收成本（法國1MW電解站約為30歐元/MWh+，屬于“ID"消費區間：2至20GWh /年）。

5、然而，有幾個支持分布式電解制氫的因素，可能導致公共部門通過補貼來支持這項技術:

1、這種平臺可以利用多種供電模式，從電網連接(有原產地保證)到不同類型的專有RES(光伏、陸上/海上風能)——允許節省網絡連接費用和稅收——這取決于每個地區可用的競爭力的技術。

2、FCEV所需的氫純度必須符合ISO14687-2水準(99.97%)，可通過PEM電解槽實現。此外，與RES相結合需要很高的靈活性，這是PEM技術的一個關鍵特點，啟動和上升/下降可以在幾秒鐘內完成。（這里也不一定具體指PEM，主要強調電解槽和RES電力波動性和間歇性的耦合能力）

3、考慮到2030年將出現的持續規模和技術改進，PEM技術參數預計將達到49kWh /kg H2效率，0.1% / 1000小時的衰減和75000小時的電解槽持續壽命。在這樣的資產規模下，初始資本支出應在600歐元/千瓦水平，年運營支出占初始資本支出的2%。

4、假設到2030年經濟狀況穩定(天然氣和電網電價沒有變化，也沒有特定的稅收或補貼)，大多數預期的供電模式(電網，或專有RES)可以在200 - 300公里范圍內與SMR+CCS的交付成本競爭(與SMR+CCS的LOCH等于或低于4美元/千瓦時的LCOH：生產1.5美元/千瓦時，物流2.5美元/千瓦時，平均和表現資產)，假設可以獲得合適的電力供應。

5、因此，考慮到其規模，“半集中式"樞紐似乎是一種具有競爭力的制氫運營模式，前提是能夠在結構上將有吸引力的可再生能源(或低價格和低溫室氣體電網)和足夠的本地H2消耗相結合，以實現必要的規模(例如，關鍵貨運走廊上的物流樞紐，非電氣化鐵路線上的戰略位置)。需要仔細地本地化研究，才能很好地定位這些“半集中式"交通樞紐，因此，公共部門的協調和融資對于加快這些項目的出現至關重要。

移動樞紐的業務案例:。到2030年，將電解水與專有可再生能源相結合的交通樞紐預計將與SMR+CCS工廠的遠程交付相比具有競爭力。下圖是氫氣成本-(大型PEM電解槽的LCOH;10 - 40MW;$ / kg H2；2030年)

來源：氫眼所見  作者：馬震

注：已獲得轉載權