霍天晴,刘家璇,李东,刘奇峰,王斌,3,杨福胜,3,吴震,方涛,3,张早校

(1. 西安交通大学化学工程与技术学院,710049,西安; 2. 国家电投集团广州分公司,511455,广州;3. 陕西氢易能源科技有限公司,710049,西安)

氢气作为一种储量大、热值高、低排放的二次清洁能源,被视为未来国家能源体系的重要组成部分,是我国用能终端实现低碳转型的重要载体[1-2]。氢能产业链主要包括上游制氢、中游储运加注以及下游利用。其中加氢站作为中游储运加注的核心环节,连接上游氢气和下游消费利用,是氢能大规模推广发展的重要一步[3]。截止2022年3月,我国累计建成264座加氢站、投入运营166座,是世界上加氢站建设数量最多、运营数量第二多的国家,运营数量仅次于日本。

我国目前加氢站建设、运营数量虽处于世界前列,但与日本、美国、德国等国家相比,仍存在一定不足:加氢站建设类型单一,目前以高压运输外供氢加氢站为主,其他类型加氢站仍处于探索阶段。截止到2022年3月,我国站内制氢加氢站仅建成17座,占全部加氢站数量的6.44%[4];加注压力低,运输压力低,加注压力多为35 MPa,具有70 MPa加注压力的加氢站仅占13.06%,且高压运输仍多采用20 MPa长管拖车[5-6],相较于欧美日等国家采用的30、50 MPa运输压力,运输密度低、运输成本高;尚未形成牢固可靠的氢输运基础设施体系,氢消费中心和资源中心的地区差异性,长距离氢供应输运能力不足[7]。

为加速推进我国氢能基础设施建设、探索不同氢输运形式、不同加氢站类型的可能性,寻求最优组合方案及商业模式。单彤文等[8]针对制氢、储运和加注3个环节进行成本分析,认为不同组合模式下站内天然气制氢方式总成本最低。张轩等[9]从制-储-运产业链分析,认为电解水成本远高于化石能源制氢,且当前高压运输压力低、加氢站设备国产化不足仍是主要问题。李妍等[10]利用Weinert等[11]提出的加氢站成本模型,从建设、运营、运输以及原料4方面对高压外供氢,站内电解水、天然气重整、甲醇重整4种模式进行成本分析。付亚轩等[12]采用“产业链成本加成法”对不同加氢站商业模型进行经济性分析,认为采用外供氢形式合建站是目前的最优的运营模式,站内制氢加氢站在氢源受限的地区具有明显优势。黄宣旭等[13]利用平准化氢气成本(LCOH)模型对不同储运技术下的氢气进行到站经济分析,认为在干线门站模式下氢气当量价格与汽油价格接近。上述研究对于供氢路径的经济性与排放研究多侧重于不同运输形式在运输过程中造成的成本,对于从源头氢生产至可运输氢、运输氢到站至加注氢的完整链条研究较少,各环节之间的过渡成本体现的不明显。

此外在氢经济评价方面,国外已发展出成熟的评价模型与研究工具,美国能源部氢计划开发的H2A[14]评价软件、阿贡国家实验室开发的HDSAM[15]氢气输送情景分析模型以及国际原子能机构开发的HEEP[16]氢经济评价方案等,这些模型在指导氢能产业发展与氢基础设施建设方面起到了重要作用。与之相对,我国在氢成本分析多集中于案例研究,针对某特定加氢站、特定运输距离或特定运输方式[17-20]等进行分析,尚未形成成熟评价体系,对终端成本价格形成机制及其关键影响因素认识仍不明确。

基于此,本工作通过建立LCOH评价模型,对典型外供氢加氢站以及站内制氢加氢站从氢源生产到站内加注的全过程进行了成本分析,探究不同来源和供给模式下的氢气终端价格形成机制以及关键影响因素与未来发展方向。此外,建立了加氢站的生命周期模型,计算出在不同氢气输运形式以及各种类型加氢站下的碳排放量,分析未来可能产生的碳税对于氢气消费终端价格的影响。

1 模型与方法

1.1 成本构成

加氢站类型多样,根据建设形式的不同,可分为固定式加氢站和撬装式加氢站;根据氢气来源的不同,可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站;此外在氢能推广发展初期还有油-氢合建站、电-氢合建站等形式。为更好进行加氢站供氢路径的比较,本文选择按照氢气来源划分研究对象。外供氢加氢站除高压运输加氢站外,还选择了具有良好前景、在国外推广应用的液氢运输加氢站[21]和有机液体储氢运输加氢站[22]。站内制氢加氢站选择了电解水站内制氢加氢站和天然气站内重整加氢站。

计算模型采用氢气的平准化成本LCOH进行计算,定义为整个系统的年化成本,包括氢源成本、出厂加工、运输、加氢站阶段,然后除以每年在加氢站提供的氢气总质量,即所有成本均摊到1 kg H2上,以1 kg H2为计算标准[23]。此外,相比于之前的氢气储运加注经济模型[8-10],本文对出厂端及站内成本进行细化计算,两种类型加氢站具体氢气成本构成如图1所示。

(a)外供氢

(b)站内制氢

1.2 氢气出厂成本

1.2.1 外供氢加氢站

外供氢加氢站的氢气出厂成本主要由基本价格和二次加工成本组成,其中基本价格取决于氢气来源和生产方式,二次加工成本取决于提纯和加工方式。我国氢气来源主要由化石能源制氢(天然气、煤)、工业副产氢、电解水制氢3部分组成,生物质、光催化等制氢产量微量。我国主要氢气生产结构与工业制氢价格[24]如图2所示。

(a)我国主要氢气生产结构

(b)不同类型工业制氢成本

二次加工成本根据运输形式的不同分为高压运输、液氢运输和有机液体储氢3种。高压运输二次加工成本主要由压缩能耗成本和设备折旧、人工等其他成本组成。其中,考虑到氢气大规模压缩一般采用隔膜压缩机或液驱式压缩机进行压缩,由0.3～2 MPa压缩至车载压力(目前主要为20 MPa)。压缩能耗成本根据文献数据模型计算[25],结果为2.5～2.8(kW·h)/kg。经文献对比与调研,设备折旧、人工等其他成本估计为2～3元/kg[9]。

液氢运输二次加工成本主要由液化能耗成本和设备折旧、人工等其他成本组成。由于氢气临界温度与转化温度低,所以液化过程能耗高,目前国际上大型气体公司的液化设备能耗都在9.5～15 (kW·h)/kg[26-27],本文取值11 (kW·h)/kg。以一套1 t/d氢气液化系统为例,其投资费用约为2 000万元,设备折旧、人工等其他成本约为4～6元/kg。有机液体运输二次加工成本主要由有机液体原料成本、加氢反应能耗和设备折旧、人工等其他成本组成。目前较为成熟的商用储氢有机液体主要有二苄基甲苯、N-乙基咔唑、甲苯[28]。以储存1 kg氢气所需的17.24 kg N-乙基咔唑为例,其价格为50 000元/t,循环次数为600。根据商业数据显示[22],大规模加氢工程设备折旧、人工等其他成本约为0.8～1.3元/kg。此外,考虑有机液体升温、氢气加压、升温至加氢状态下的能量计算得到加氢能耗为1.726 (kW·h)/kg。能耗计算式为

Qs1=n(T1-T0)C/η0

(1)

(2)

(3)

式中:Qs1、ΔH、WH2分别为有机液体升温所需热量、氢气升温焓变以及氢气加压耗功;n为每千克氢气反应的有机液体物质的量;T1为加氢反应温度;T0为室温,取298.15 K;C为有机液体比热容;η0为供热效率,取值0.8;cp为比定压热容,J·K-1·mol-1,可通过氢气定压比热容系数求得;p0为氢气初始压力,取值2 MPa;p1为氢气加氢反应压力;η为等熵压缩效率与电机效率的乘积。

1.2.2 站内制氢加氢站

在站内制氢加氢站中,氢气由站内制氢端产生,故用站内制氢成本(氢气生产成本)代表氢气出厂成本。本文选取站内电解水制氢和站内天然气重整制氢作为研究对象。站内制氢成本主要包括制氢原材料、制氢能耗和设备折旧、人工等其他成本。两种站内制氢方式主要原材料与能耗如表1所示。加氢站内天然气重整制氢、电解水制氢根据调研[29]设备折旧、人工等其他成本约为1.5、0.9元/kg。本文对于天然气体积的描述,均是指在温度为0℃(273.15 K)和大气压为101.325 kPa状态下的体积。

表1 两种站内制氢方式主要原材料与能耗

1.3 氢气运输成本

外供氢加氢站氢气经不同二次加工后,一般通过车载进行运输。氢气运输成本模型[8]计算公式为

Cy=∑Ci/m0,i=1,2,3,…

(4)

式中:Cy为运输成本;Ci为车辆折旧成本、人工费用、燃油成本等;m0为不同运输车辆的氢气承载量。

计算运输成本时本文采用以下假设:根据我国重卡报废年限,车辆折旧期定为10 a,残值为2%;人工费用按每车(车头和运载箱体)两人,每人年均费用15万元;油耗根据车型不同,0.3～0.5 L/km不等,柴油价格6.5～8.0元/L;检修、保养等其他费用每年每车合计10～15万元,高速费用0.9元/km。3种运输车规格[30]如表2所示。

表2 3种运输车规格

1.4 加氢站站内成本

加氢站站内成本主要包括土建成本、设备折旧、维护成本、人工成本、站内能耗成本,加氢站站内成本模型[10, 12-13]如下

Cz=∑Ci/m,i=1,2,3,…

(5)

式中:Cz为站内成本;Ci为土建成本、设备折旧、维护等成本;m为加氢站总氢气加注质量。

模型假设如下。

(1)加氢站土地按要求属于商业用地,受城市经济影响、地理位置等因素影响差异性大,模型选择西安建设用地价格计算,取值4 500元/m2,占地面积800 m2(500 kg/d)和1 000 m2(1 000 kg/d)。

(2)设定所有类型加氢站设备折旧20年,残值10%,5种加氢站设备折旧费用如表3所示;以有机液体站内制氢加氢站为例,主要包括现场脱氢装置、换热器、氢气压缩机、储氢瓶组、加注系统、预冷系统、其他辅助系统,具体规格如表4所示。

表3 5种类型加氢站设备折旧费用

表4 有机液体储氢加氢站建站成本构成

(3)加氢站设员工12名,员工工资根据西安2022年工资中位数取值为6 000元/月;设备维护费用定为每年20万元。

(4)站内能耗方面:加氢站年基础运营能耗约为375 MW·h[17-18];加注压缩能耗根据加注压力进行计算,计算方法与二次加工压缩一致;脱氢反应主要能量输入来源自载氢有机液体的升温热量以及脱氢反应的持续吸热。计算所得为8.556 (kW·h)/kg,计算公式为

Qs2=n(T2-T0)C/η0

(6)

Q3=ΔHR/ηR

(7)

式中:Qs2、Q3分别为载体升温热量与脱氢反应供热;T2为脱氢反应温度;C为载氢有机液体比热容,取与载氢前相同数值;ΔHR为脱氢反应热;ηR为供热效率,取值0.9。

1.5 碳排放模型

氢气被视为未来交通能源的重要组成部分,很重要的一方面因素是其在燃烧时没有碳排放,但氢储运、加注时产生的碳排放仍不可忽略。为探究不同形式加氢站对于氢气储、运和加注过程碳排放的影响,以及考虑未来可能产生的碳税对于氢气消费终端价格的影响,利用国产生命周期评价软件eBalance建立模型,对氢气在不同运输形式以及各种类型加氢站下的碳排放量进行计算。分析边界以氢源二次加工为起点,运输、加注为终点,如图3所示。

图3 碳排放模型计算边界Fig.3 Carbon emission model calculation boundary

1.6 案例分析

本文计算的5种加氢站假设日供氢量均为500 kg,供氢压力为35 MPa,加氢站均使用工业用电且电价为0.8元/(kW·h),其中外供氢氢源选择煤制氢或工业副产氢,价格为9.5元/kg。供氢距离方面,考虑加氢站位于西安市辖区,氢源选择陕西氢资源丰富的榆林地区,供氢距离为600 km。价格计算结果如图4所示。

由图4可得:对于3种外供氢式加氢站,采用有机液体的储运方式加氢站成本占比最大、金额最多,占总成本的44.42%;高压长管拖车由于氢气储存密度低、承载量小导致运输成本高,总成本大幅高于其他两种外供氢形式;由于液化的大量能耗以及液化效率较低导致液氢的出厂价格最高。对于站内制氢加氢站,较为昂贵的电解装置和电力成本导致电解水制氢总成本为64.11元/kg,远高于天然气重整方式的43.09元/kg。总体来看,在600 km的运输距离下,不同加氢站类型的成本由高到低依次为电解水站内制氢、高压运输、液氢运输、天然气站内重整、有机液体运输。

图4 5种加氢站氢气成本价格组成Fig.4 Hydrogen cost and price composition of 5 hydrogen refueling stations

2 结果与讨论

2.1 氢气运输距离

在国内现有以高压运输为主的供氢体系下,高额的运输费用是外供氢加氢站成本中不可忽视的一节。本节对我国主要供氢运输距离进行归纳总结,分为省内运输、省际运输以及超远距离运输3种,结果如表5所示。

表5 我国主要供氢运输距离

随着我国氢能产业的不断普及,氢能重卡、氢能大巴在重点地区也已初具规模,需氢量不断上升。多地区面临近距离供应能力不足的问题,跨省跨地区长距离运输逐渐成为解决方法。因此,为推进中西部地区大量工业副产氢和可再生能源利用,寻求一种低价可靠的长距离运输方式十分必要。从表5可以看出,我国氢气省内与省际运输距离多集中在100～900 km,对于氢气超远距离运输多集中在1 600～1 700 km。此外,本文针对3种外供氢加氢站在不同运输距离下的氢气成本价格进行分析,结果如图5所示。

(a)不同运输距离下氢气成本组成

(b)氢气成本与运输距离关系

由图5可知,高压氢气终端消费价格成本受运输距离影响最大,每百公里增加成本3.3～3.5元/kg,液氢运输受运输距离影响最小,运输成本与单车承载量呈反比关系。高压氢气运输优势体现在短途运输,经济距离最短,为0～220 km;液氢运输经济距离(大于1 700 km)最长,适宜大规模长距离运输。有机液体运输经济距离位于两者中间,结合表5可知其能够满足我国大部分地区氢供应距离需求。以目前最为常见的省内运输与省际运输分析3种运输方式成本组成,运输距离选择两者中位数500 km进行计算,如图6所示。

图6 3种运输方式运输成本组成Fig.6 Three modes of transportation cost composition

由图6可知,液氢运输相较于其他两种运输方式,车辆折旧成本明显占比较大,这是因为液氢运输车需配备高昂的制冷装置以保持氢气的液化状态。高压运输主要成本集中于高额的燃油费和高速费用,这是因为高压运输压力较低、单车氢气承载量小,在保证供应的情况下就需要增加运输车次,导致实际运输距离增加,车辆燃油费和高速费用增加。欧美日韩等国家为提高高压运输承载量,现多以采用30 MPa运输压力,50 MPa也在积极推广[5]。我国《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》指出“要提高高压气态储运效率,加快降低储运成本,有效提升高压气态储运商业化水平。”团体标准《加氢站氢运输及配送安全技术规范》[31]对30 MPa长管拖车在运输、操作上做出要求。研究对3种运输压力的高压氢气运输车进行成本计算分析,如表6所示,可知当运输压力达到30 MPa后,与现有20 MPa 运输体系相比,在500 km的运输路程下运输成本将下降35%,总成本将下降14%。

表6 3种运输压力下运输成本的对比

2.2 流程能耗

能耗成本也是加氢站氢气消费终端价格的重要组成部分,因此针对不同类型加氢站的能耗进行分析研究,结果如图7所示。由图7可知,相比于其他4种加氢站,电解水站内制氢加氢站能耗最多,这是因为电解水制氢过程中需要大量电力的投入。有机液体加氢站的主要能耗来自于站内脱氢过程和加氢站运营,占全部能耗76.37%。针对脱氢过程,有机液体加氢站可以回收利用脱氢后载体携带显热来降低站内能耗。液氢运输加氢主要能耗来自于前端的液化过程,占全部能耗61.18%。高压运输方式下整体能耗最少,多为加氢站运营能耗和压缩机压缩能耗。

图7 5种加氢站能耗分布Fig.7 Energy consumption distribution of five hydrogen refueling stations

2.3 制氢原材料

研究针对制氢原材料价格波动对氢气终端成本的影响因素进行总结。在制氢原材料方面,高压运输与液态运输主要受氢气来源的影响,价格波动范围6～35元/kg。有机液体运输除受氢气来源影响外,在不同储氢载体的影响下全流程各环节成本均有波动。以N-乙基咔唑、二苄基甲苯、甲苯3种常见的储氢有机液体进行对比研究,对比结果如表7所示。仅考虑储氢有机液体种类对于氢气成本价格的影响时,N-乙基咔唑更具经济性。

两种站内制氢方式主要受制氢原材料(天然气、水、额外能耗等)影响,其中天然气站内重整以天然气为主;电解水站内制氢以电力(能耗)为主,研究结果如图8所示。

表7 3种有机液体储氢载体对比[32]

(a)天然气重整站内制氢

(b)电解水站内制氢

由图8可以看出天然气重整站内制氢中,氢气成本价格与天然气价格成本成线性关系,由运营及建设成本导致的价格差为19.5元/kg。为了使氢气成本价格达到40～50元/kg,天然气价格需低于4元/m3。 考虑到目前我国天然气供需正常,安全态势不断好转[33-35],非居民天然气价格维持在3.0～6.5元/m3,在天然气资源丰富、供应充足的地区,价格基本维持在3.5元/m3以下,由此制氢的成本相较于外供氢模式下竞争性大。因此,在我国陕西、四川等天然气产地以及广东、渤海等天然气海运资源丰富的地区,天然气站内制氢不失为一种可行之法,具有良好应用前景。

电解水站内制氢中,随着电力单价上升,氢气成本与制氢电力成本差值不断扩大,这是因为电价的上涨还会影响到加氢站内的运营(冷却、压缩、加注等)成本。考虑到我国传统工业用电0.6～0.9元/(kW·h),制氢成本高,实际可应用性较小。因此为降低电力成本可采用与可再生能源发电相结合的方式,预计电力单价可降至0.15～0.32元/(kW·h),整体氢气终端成本价格可控在35元/kg以下。目前已成功应用的有张家口风力发电制氢加氢站、佛山南庄光伏发电制氢加氢一体化站等。

2.4 碳税

图9 5种加氢站碳排放量Fig.9 Carbon emissions of five hydrogen refueling stations

5种类型加氢站碳排放量如图9所示。可知在3种外供氢方式中,高压运输碳排放量最大,主要来源于高运输频次下的车辆排放;液氢运输主要碳排放来自于前端的液化能耗和公用工程;有机液体运输的碳排放主要集中在站内脱氢的能耗排放。在两种站内制氢方式中,天然气重整在站内制氢的碳排放量占较大比例,远高于站内运营能耗和加氢站公用工程建设的碳排放;站内电解水电力需求大,由此也造成了大量碳排放,为5种类型加氢站最多。模型能耗排放均采用火力发电模型,若电解水站内制氢加氢站与风光、水力等可再生能源结合,采用可再生能源供电,能耗碳排放将下降70%～90%[36],生产每千克氢气排放CO214.01～23.56 kg。

两种站内制氢方式碳排放量影响因素较少,多以能耗排放和公用工程为主,且相对排放量低。因此为探究在未来碳税对于3种外供氢方式的不同影响,研究结合2.1节3种运输距离分析与碳排放结果,针对3种外供氢方式在不同运输距离、不同碳税下的氢气成本价格进行计算。其中考虑到我国碳税制度仍未完全建立,结合文献调研与欧洲碳税价格[37-38],研究将碳税定为每吨CO250、100、200元,如图10所示。

(a)碳税为每吨CO2 50元

(b)碳税为每吨CO2 100元

(c)碳税为每吨CO2 200元

由图10可以看出,随着碳税价格的增加,高压运输与有机液体储氢运输的经济距离不断减短。这是因为3种运输方式的碳排放主要集中于运输过程中产生的车辆排放,运输距离的增加将显著增加碳税成本。高压运输与有机液体储氢运输单车运载量相比于液氢运输少,进而运载车次的增加、造成实际运输距离长、碳排放量增加。由于目前我国氢气资源与可再生能源地区性分布不均衡,为满足供应所带来的长距离运输难以避免。为此考虑未来碳税制度的影响,一方面可以提高单车运载量、提升储运水平,另一方面针对氢气运输车头,可以逐步替换为氢能重卡、新能源重卡等,降低车辆排放。

3 结 论

本文针对不同供氢路径以及加氢站类型进行的氢气价格成本研究以及参数分析,主要得到如下结论。

(1)外供氢模式下,我国氢气省内与省际运输距离多集中在100～800 km、超远距离运输多集中在1 600～1 700 km, 运输距离仍是影响氢气成本的第一要素。高压运输供氢优势体现在短途运输(200 km内), 主要成本、碳排放均集中于运输过程中,提高长管拖车运载压力到30 MPa或50 MPa,可以有效改进;液氢运输单车运载量大、氢气储运密度最大,适合1 700 km以上大规模长途运输,但巨大的出厂液化能耗与安全问题也不可忽视;有机液体运输经济距离介于两者中间,可满足我国大部分地区供应距离需求,其主要成本集中于站内成本与运输成本,寻找加脱氢能耗小、承载量大、循环效果好的载体能进一步降低。

(2)天然气站内重整制氢受天然气价格波动大,天然气成本占加氢站氢气成本的50.9%～69.2%。在天然气资源丰富、供应充足的地区,天然气价格低于4元/m3时天然气站内重整制氢优势明显;电解水站内制氢采用工业常规用电的实际可操作性小、成本高,约为60～70元/kg,但在可再生能源丰富的地区与风光、水力发电相结合优势巨大,能耗碳排放将下降70%～90%,终端成本价格降至35元/kg 以下。

(3)碳税一方面可以推进能源结构转型,加快氢能源推广应用;同时也对各种供氢路径提出新的要求,与可再生能源相结合、提高氢气储运密度、降低流程能耗等方面仍需要进一步提高。

(4)发展初期,有竞争性的价格是最为有力的推广手段。我国幅员辽阔,资源分布地区与地区存在较大差异。各地应加快各种供氢路径研发推进与氢基础设施建设,结合资源禀赋,选择合适的运输方式或多种方式相结合就近供应。