氢燃料便宜吗「氢能源成本高吗」

今天带来氢燃料便宜吗「氢能源成本高吗」，关于氢燃料便宜吗「氢能源成本高吗」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

全文2325字，阅读大约需要6分钟

未经许可严禁以任何形式转载

南方能源观察

欢迎投稿，投稿邮箱：

[email protected]

eo记者 潘秋杏

编辑 姜黎

“在2030年碳达峰情境下，我国氢气的年需求量将达到3715万吨，在终端能源消费中占比约为5%，部署电解槽约80GW。在2060年碳中和情境下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中占比约为20%。”中国氢能联盟副秘书长、中国钢研总经理助理韩伟在近期举办的首届粤港澳大湾区（广州）氢能论坛中给出了这样一组预测数据。

不少国家已经将氢能纳入国家发展战略。据统计，截止2020年底，有16个国家已经制定了国家级氢能战略。对比已发布的氢能战略，在氢气制取方面，远期均以绿氢为主，即利用风能、太阳能等可再生能源制氢，依赖电解水制氢技术。但由于运输成本和电价制约，当前电解水制氢成本仍较高。

加拿大国家工程院院士、加拿大皇家科学院院士，上海大学特聘教授、可持续能源研究院院长张久俊提醒，由于车辆本身和加氢站需要定制以符合氢气要求，即使氢气现在变得便宜，也需要数年才能成为最常用的能源，并且需要大量的资本支出。

绿氢成本下降依赖新能源成本下降

构建以新能源为主体的新型电力系统，随机性、波动性的新能源将逐步成为主体，给新型电力系统带来新的挑战，加剧电力系统供需两侧的双重波动和不确定性。

将电力转化为氢气，即氢储能，可提升电力系统的调节能力。电解水制氢将难以储存的电能转化为可储存的氢气，氢气可作为能源和原料，供氢燃料电池车、氢燃料电池应急备用电源、化工原料、工业还原保护气体等场景使用。

“传统储能方式解决的是短周期电力电量平衡，大范围、长周期电力电量平衡问题需要找到新的方式来解决。氢能具有可大规模、长周期存储的潜在优势。”广东电网有限责任公司广州供电局氢能源研究中心负责人杨波说。

氢储能、抽水蓄能、电池储能三者对比，氢储能和电池储能选址灵活，抽水蓄能选址落地困难，从存储周期和储存容量上看，氢储能较抽水蓄能和电池储能有优势。不过当前氢储能成本高于抽水蓄能和电池储能，技术成熟度也较低。

杨波介绍，在现有燃料电池技术中，高温固体氧化物电池可逆、可共电解，且具有较高的电解效率，既可以解决可再生能源消纳问题，又可以参与电网调峰调频，给电力系统带来极大灵活性，此外设备利用小时数高，具有较高的成本优势。不过该模式在国内外均处于实验室研发阶段。

当前电氢转换缺乏相关标准和指引。杨波指出，氢能属于危化品管理范畴，能源电力企业在危化品领域的资质许可、运维标准、安全管理、制度流程都较为欠缺，在开展电氢融合探索中存在较大挑战。“建议根据氢电系统的应用场景、技术参数分层分类开展涉氢安全标准制定，提高标准的针对性和适用性，科学统筹安全与发展。”

经济性则是绿氢发展亟待解决的问题。电解水制氢成本占氢能全产业链成本30%以上。电解水制氢成本一般包括设备成本、用能成本（电力）、原料成本及运营费用等。根据国际可再生能源署（IRENA）的测算，相比于电价65美元/MWh（折合人民币约0.42元/kWh）时，当电价为20美元/MWh（折合人民币约0.13元/kWh）时制氢成本大幅下降，且下降幅度明显高于由于电解槽设备成本降低带来的成本下降幅度。

澳大利亚工程院院士程一兵指出，目前电费成本占电解水制氢成本的70%左右。电解水制氢的成本大概是煤制氢、化石能源制氢成本的2-3倍，甚至还可能更高。“当前风电、光伏快速发展，下一步成本下降主要依赖新能源成本的下降。”

以光伏为例，程一兵指出，当前光伏电池以硅为主，硅电池在大幅降低成本上有一定难度。中国光伏平准化度电成本下降曲线趋于平缓，需开发新型电池。在目前的光伏技术中，钙钛矿/晶硅叠层太阳能电池能有潜力突破单结硅电池理论效率极限，可大幅降低光伏发电成本。

中能建广东电力设计院氢能技术中心孙翔认为，氢能产业补贴集中在燃料电池、整车集成、加氢站等环节，对绿氢制取政策、财税补贴较少，从氢能全产业链均衡发展来看，建议相关部门研究给予绿电制氢一定的政策支持。

光伏结合谷电制氢

广东粤华发电有限责任公司有关负责人介绍，利用低谷电制氢有利于电网填谷需求，提高电网的经济性，同时大幅降低制氢成本。目前电网峰谷差在60%以上，低谷时段发电机组超低负荷运行，能源转换效率和设备安全性大幅下降，浪费资源。

该负责人解释，机组由100%负荷调节到30%负荷时，发电热耗由7400kJ/kWh上升到8300kJ/kWh，单位发电能耗增加12%；低负荷运行时，炉膛热负荷降低，存在锅炉灭火爆燃事故危险，需要投入燃油伴燃，发电成本上升，经济性下降。低谷时大量发电机组低负荷旋转备用，需要用电负荷增加，以降低调峰深度。利用低谷电制氢可以安全有效提高机组效益和保障电网安全。

“利用低谷电制氢，不但可以解决可再生能源消纳问题，同时也可以提升输电通道利用率。”杨波说。

孙翔认为，光伏和谷电结合起来制氢（即白天利用光伏发电制氢、晚上利用谷电制氢）有较好的经济效益。

在广东，氢燃料电池汽车专用制氢站用电价格按广东省发改委《关于蓄冷电价政策有关问题的通知》（粤发改价格函〔2017〕5073号）规定的蓄冷电价政策执行。谷时用电价格为电网平期电价的0.25倍，约0.17元/千瓦时。

孙翔给出一组数据，按照光伏0.45元/千瓦时电价，年发电小时数1100小时，谷电0.17元/千瓦时，年谷电时段2920小时，折算后，光伏和谷电制氢平均电价0.25元/千瓦时，假定在不考虑容量费的情况下，与北方风光资源丰富地区制氢电价接近，年利用小时可达4020小时。按照58度电制取1公斤氢气，考虑设备折旧和运维费用，氢气制取成本约23元/公斤，在高纯氢需求中心，氢气出厂价可以卖到30元/公斤。

不过，制氢项目落地并非易事。按照现有政策规定，制氢项目需落地在化工园区或作为特定企业配套危险化学品生产项目，才能办理危险化学品安全生产许可证，某种程度上限制了氢能产业发展。

杨波建议，通过科研示范、产业示范等一事一议方式，推动小型项目试点并合法纳入安全生产许可审批，由点及面，分级分类稳妥推进电氢融合示范项目。