王乐 WANG Le；付翌 FU Yi；张岂凡 ZHANG Qi-fan

（中国核电工程有限公司，北京100840）

1 核能与氢能“跨界耦合”的可能性

当前，氢能发展备受瞩目。因“跨界耦合”的特性，其被公认为清洁能源体系建设的助推器。由于氢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，氢能作为一种二次能源，利用氢能作为能源应用，必须通过其他能源制取。这就给核能“跨界耦合”进入氢能领域，拓展延长核能应用产业链提供了可能性。

2 国内外制氢方式发展现状

目前现有制氢技术大多依赖化石能源，无法避免碳排放。根据氢能生产来源和生产过程中的排放情况，通常将氢能分别命名为灰氢、蓝氢和绿氢。国内外制氢产业主要有三种较为成熟的技术路线：

①灰氢：是以煤炭、天然气为代表的化石燃料重整制氢，在生产过程中会有CO2等排放。

②蓝氢：是将天然气通过甲烷重整或自热蒸汽重整制成，虽然天然气也属于化石燃料在生产过程中也会产生温室气体排放，但由于使用碳捕捉等先进技术减轻或降低排放生产。

③绿氢：是使用再生能源（风能、核能等）通过电解水制取氢气；绿氢是氢能利用的理想形态。

从表1可以看出，目前全球主要制氢途径是化石能源制氢，总体难以摆脱对化石能源的依赖。国外化石能源制氢主要为天然气重整制氢和石油制氢。国内主要为煤制氢，这是由中国“富煤、缺油、少气”的资源构成导致，并且由于国内天然气含硫量较高，预处理工艺复杂，导致国内采用天然气制氢的经济性远低于国外。

表1 国内外各种制氢工艺及所占比例

采用大规模化石能源制氢或工业副产氢（“灰氢”）来供应未来氢能社会的需求，那么就失去了采用氢气作为二次能源的意义。因此，在生态环境保护和人类社会可持续发展的大背景下，未来氢气的来源会不断从化石能源制取向清洁能源制取的方向转变。清洁能源制取“绿氢”的比重将会越来越大，据中国氢能联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》预计，到2050年，氢能在中国能源体系中的占比约为10%，氢能需求量接近6000万吨，可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体。

但被各界寄予厚望的“绿氢”目前却仅占氢气总产能的4%。原因何在？

3 “绿氢”（电解水制氢）的技术选择

电解水制氢是通过电能给水提供能量，破坏水分子的氢氧键来制取氢气的方法。其工艺过程简单。目前主流的电解水制氢技术有三种类型：包括碱性电解水制氢、质子交换膜电解水（PEM）制氢和固态氧化物电解水（SOEC）制氢（详见表2）。

从表2可以看出，虽然碱性电解水制氢其电解效率仅为60-75%，但凭借成熟度和产业化程度高、设备寿命长的制氢技术优势，占据了电解水制氢的绝大部分市场份额。本次数据分析也以“碱性电解水制氢”作为切入点，开展分析。

表2 电解水制氢技术参数对比

表3 碱性电解水制氢主要专业估算表

4 碱性电解水制氢成本分析

根据目前国内核能与氢能“跨界耦合”尚处于重要设备、总体技术方案论证阶段，设计部门所能提供的资料相关较少，与工程相关策划还未开展，此种现状不足以支持对所选取的“碱性电解水制氢”方案，开展正向测算工程费用、工程其他费用、基本预备费、价差预备费、可抵扣税费等与工程实施相关费用，来确定工程固定价投资，进而开展财务评价分析的工作方法。

通过对现有技术、调研资料分析，结合目前国内商用核电站建设工程经济评价部分的习惯做法，将“碱性电解水制氢”方案依据其自身经济分析部分以财务分析的结论为主，国民经济评价暂不考虑。

根据“碱性电解水制氢”工艺选择和制氢设备厂家实际调研情况，制氢规模按1000Nm3/小时（单套设备500Nm3/小时*2）开展分析工作。

4.1 工程价格估算

根据调研结果，制氢设备供应商仅能提供工艺和仪控两主要专业设备清单和大致费用水平，其余土建、电气、给排水、通风、气体、通信等各专业受到落地厂址因素影响，在没有设计专业配合提供资料的情况下，无法开展方案费用估算。从工艺和仪控两主要专业费用水平估算，如考虑建设制氢规模1000Nm3/小时的制氢设施，其工程费用水平应不低于3000万元。因制氢设施属于易燃易爆的化工设施，其工程其他费用具有其行业特殊性与核能行业差异较大，需要进一步调研确定。

4.2 碱性电解水制氢经济性测算

基于目前数据的局限性，在假定碱性电解水制氢运行成本参数边界的基础上，项目资本金内部收益率9%的前提下，氢气单价在2元/Nm3或3元/Nm3时，测算不同电价，碱性电解水制氢项目最高可接受的投资金额，自下而上，从后向前的进行分析，通过逆向成本测算，评估核能进入氢能产业较佳的切入点。

①假定主要参数如表4。

表4 主要参数表

②测算氢气单价2元/Nm3时，不同电价下项目中最高可接受的投资金额。

从表5、图1中，3个测算样本可以看出，氢气单价2元/Nm3，当电价从0.2元/kWh增加到0.25元/kWh，项目最高可接受的投资金额从1785万元减少至575万元且从前序调研工作可知，制氢规模为1000Nm3/小时的碱性电解水制氢项目，工艺及控制专业仅设备费用约1700万元，3个测算样本建设投资小于或接近已知不完全投资；说明在设定条件下，当氢气单价2元/Nm3，不具备经济性，从经济性角度分析项目不具备投资可能。

图1 不同电价下项目中最高可接受的投资金额（1）

表5 不同电价下项目中最高可接受的投资金额（1）

③测算氢气单价3元/Nm3时，不同电价下项目中最高可接受的投资金额。

从表6、图2中，4个测算样本可以看出，当电价从0.2元/kWh增加到0.45元/kWh，项目最高可接受的投资金额从6060万元减少至224万元。

图2 不同电价下项目中最高可接受的投资金额（2）

表6 不同电价下项目中最高可接受的投资金额（2）

从前序调研工作可知，制氢规模为1000Nm3/小时的碱性电解水制氢项目，工艺及控制专业仅设备费用约1700万元，样本1、2建设投资小于已知不完全投资，样本3、4建设投资大于已知不完全投资，且高于预估费用水平。说明在设定条件下，当氢气单价3元/Nm3，电价在0.3元/kWh左右，项目具有一定的经济性。

④测算投资控制在3000万元时，测算不同阶梯电价与氢价的对照关系。

从表7、图3中，5个测算样本可以看出，如果投资控制在3000万元时，电价从0.2元/kWh增加到0.5元/kWh，相应氢价从2.29元/kWh增加到3.9元/kWh。

表7 固定投资下，不同阶梯电价与氢价的对照关系

图3 固定投资下，不同阶梯电价与氢价的对照关系

4.3 碱性电解水制氢经济性分析结论

从财务评价可以看出：

①当氢气单价2元/Nm3，从经济性角度分析项目不具备投资可能。除非制氢工艺在保持投资的前提下，转化效率大幅提升。②当氢气单价3元/Nm3，电价在0.3元/kWh左右，项目开始具有一定的经济性；但应综合考虑落地厂址的氢气价格。③在评价期内，电费约占运行期总成本的76%，远远高于占运行期总成本13%的工资及福利，及占运行期总成本4%的管理费用（详见图4制氢成本构成）。由此可以回答，被各界寄予厚望的“绿氢”（电解水制氢）目前却仅占氢气总产能的4%。受现阶段制氢技术的限制，氢气成本被电价紧密控制，这也符合二次能源自身的成本结构。

图4 制氢成本构成

5 结论

本文从碱性电解水制氢作为切入点，自下而上，从后向前的进行分析，通过逆向成本测算，分析氢气单价2元/Nm3和单价3元/Nm3的经济性，以及评价期内，制氢成本的初步构成，为进一步工作的开展打下基础、指明方向。

随着“碳达峰”的临近与“碳中和”成为全球的普遍共识，绿电+绿氢是实现的有力手段。核能作为稳定性好、高能量密度的绿色能源，有良好的基础条件“跨界耦合”进入氢能领域，拓展延长核能应用产业链。未来调研分析核电厂落地地区氢气销售价格，分析核电厂目前以及未来一段时间内电价，同时跟踪制氢工艺的发展，有针对性的提出进入氢能领域开展“跨界耦合”的临界点。特别是制氢的新技术路径，如核能制氢的热化学循环（碘硫循环和混合硫循环）和高温蒸汽电解的进一步工程示范化和商业化，对制氢经济性提出更高的要求。