欢迎来到江苏氢港新能源科技有限公司网站!

0512-58588966
Technical articles技术文章
首页 > 技术文章 > 氢气生产的操作模式是否一概而论吗?

氢气生产的操作模式是否一概而论吗?

 更新时间:2023-04-07    点击量:573

我们将基于3种不同的运营模式:大规模生产(~100MW)、小规模分布式生产(~ 1MW)和中型“半集中式"生产(10 - 40MW),通过分析3个商业案例,涵盖行业和移动终端用途,总结我们在整个价值链上的发现。



一、大规模生产



工业过程通常需要每天约50吨(100MW+)氢气的产量。在具有竞争力的直接场外可再生能源PPA合同(即电解资产铺设在与可再生能源相同的电网区域)的地区,电解水制氢可以作为SMR+CCS(天然气重整加碳捕捉)这个氢气来源的替代品,因此使脱碳电力供应可靠。以下是氢气需求的演化,预计到2030年,工业和交通将成为氢气需求增量的主要贡献者。



图1:氢气需求的演变
1、在这种情况下,电解槽可以以90%以上的利用率运行,将可再生能源以其名义费率与可再生能源原产地保证支持的补充电网供应相结合(假设以2欧元/MWh的价格购买)。
2、这种工业过程所要求的氢纯度水平为传统水平(99.95%,即质量验证等级“B"),通过碱性电解可以达到,这是一种成熟的技术,已在工业规模(100MW+)上得到验证。
3、考虑到2030年将出现的持续规模和技术改进,AE技术电耗参数预计将提高到47kWh/kg H2效率,0.1% /1000小时的衰减和95000小时的电解槽持续寿命。在这样的资产规模下,初始资本支出应低至400欧元/千瓦,年运营支出占初始资本支出的2%。
4、假设到2030年经济状况稳定(天然气和电网电价没有变化,也没有特定的税收或补贴),即使考虑到激进的技术进化,所有可再生能源供应选项(光伏、风能)将导致电解LCOH显著高于预期水平的SMR+CCS(> 2.5美元/千瓦VS SMR+CCS的1.5美元/千瓦时)。因此,SMR+CCS预计仍将是工业应用中具有竞争力的生产方式。(个人意见,是一种基于经济效益的中长期行为,不是中级行为)



5、在二氧化碳排放方面,CCS预计将为SMR发电厂带来高达89%的捕获率,导致这个过程约1kg CO2/kg H2排放,与风力发电供应(资产生命周期x 47kWh/kg H2, 15 -20g CO2 / kWh)所实现的排放相当,低于太阳能光伏解决方案(~50g CO2/ kWh)。

工业应用的业务案例。目前已安装和计划安装的大部分电解产能都在欧洲。下图:氢成本-(非常大的AE电解槽的LCOH;100 MW+;90%容量因子;$/ kg H2;2030年)



图2:不同来源的氢气成本
二、小规模分布式生产(~1MW)
用于轻型运输的“分布式"H2生产通常需要每天约400 - 500公斤(1MW)的产量,以满足小型专用卡车或公共汽车车队(约15辆卡车或公共汽车)的需求。在法国,这种有限规模的项目很容易开发,因为只需要县级声明最多1吨的H2存储,只需要1吨以上的正式授权即可(基于ICPE 4715规范,应补充超过100公斤/天的生产场地的强制授权-“IED指令,Rubrique 3420)。



1、这种情况电解槽将与电网连接,并以90%以上的利用率运行,电网供电由可再生原产地担保支持(假设以2欧元/兆瓦时的价格购买)。一些电解站可以与可再生能源相关联,从而受益于更有利的电力供应条件。

2FCEV所需的氢纯度必须符合ISO 14687-2水平(99.97%),可通过PEM电解槽实现。此外,PEM技术占地面积有限,这使得该工艺更适合空间有限的地区。

3考虑到2030年将出现的持续规模和技术改进,PEM技术参数预计将达到49kWh/ kg H2效率,0.1% /1000小时的衰减和75000小时的电堆持续寿命。在如此有限的资产规模下,初始资本支出应在1400欧元/千瓦水平,年运营支出占初始资本支出的4%。这里也不一定具体指PEM,主要强调电解槽和RES电力波动性和间歇性的耦合能力)

4、假设到2030年经济状况稳定(天然气和上网电价没有变化,也没有特定的税收或补贴),即使考虑到中期技术发展,分布式制氢将导致电解制氢LCOH大大高于SMR + CCS的预期水平,交付成本在200 - 300公里的范围内(>6.3美元/千瓦时,而SMR + CCS为4美元/千瓦时:生产为1.5美元/千瓦时,物流为2.5美元/千瓦时)。阻碍小规模氢电解的主要参数是电网供电成本,并带有高网络接入和税收成本(法国1MW电解站约为30欧元/MWh+,属于“ID"消费区间:2至20GWh /年)。

5、然而,有几个支持分布式电解制氢的因素,可能导致公共部门通过补贴来支持这项技术:



5.1建立分布式电解制氢是一种相当简单的方法(需要适度的资本支出),可以在当地启动绿色交通计划,促进FCEV的使用。它不需要建立复杂的和资本支出沉重的投资(比如对SMR设施进行CCS和/或PSA改造以确保碳捕获响应。以及氢气质量,压缩/液化能力,供应链等)
5.2、随着FCEV车辆规模的扩大,以及远程交付在远离H2 SMR+CCS生产能力的地区(主要位于欧洲西北部),H2物流运输的复杂性可能会变得过高。
5.3、即使从有限的温室气体排放中受益,通过SMR+CCS路线生产的氢气也是不再生的,因此不符合许多公共部门的环保目标。
三、中型“半集中"生产(10 - 40MW)
“半集中式"移动枢纽通常每天需要约吨4左右的氢气,同时为多个车队提供服务(例如,FCEV卡车+市政巴士和垃圾车+非电气化线路上运行的FCEV列车的物流枢纽,……)。典型的设置应包括10兆瓦至40兆瓦的大型电解槽,具体取决于目标容量因素。



1、这种平台可以利用多种供电模式,从电网连接(有原产地保证)到不同类型的专有RES(光伏、陆上/海上风能)——允许节省网络连接费用和税收——这取决于每个地区可用的竞争力的技术。

2、FCEV所需的氢纯度必须符合ISO14687-2水准(99.97%),可通过PEM电解槽实现。此外,与RES相结合需要很高的灵活性,这是PEM技术的一个关键特点,启动和上升/下降可以在几秒钟内完成。(这里也不一定具体指PEM,主要强调电解槽和RES电力波动性和间歇性的耦合能力)

3、考虑到2030年将出现的持续规模和技术改进,PEM技术参数预计将达到49kWh /kg H2效率,0.1% / 1000小时的衰减和75000小时的电解槽持续寿命。在这样的资产规模下,初始资本支出应在600欧元/千瓦水平,年运营支出占初始资本支出的2%

4、假设到2030年经济状况稳定(天然气和电网电价没有变化,也没有特定的税收或补贴),大多数预期的供电模式(电网,或专有RES)可以在200 - 300公里范围内与SMR+CCS的交付成本竞争(与SMR+CCS的LOCH等于或低于4美元/千瓦时的LCOH:生产1.5美元/千瓦时,物流2.5美元/千瓦时,平均和表现资产),假设可以获得合适的电力供应。

5、因此,考虑到其规模,“半集中式"枢纽似乎是一种具有竞争力的制氢运营模式,前提是能够在结构上将有吸引力的可再生能源(或低价格和低温室气体电网)和足够的本地H2消耗相结合,以实现必要的规模(例如,关键货运走廊上的物流枢纽,非电气化铁路线上的战略位置)。需要仔细地本地化研究,才能很好地定位这些“半集中式"交通枢纽,因此,公共部门的协调和融资对于加快这些项目的出现至关重要。

移动枢纽的业务案例:。到2030年,将电解水与专有可再生能源相结合的交通枢纽预计将与SMR+CCS工厂的远程交付相比具有竞争力。下图是氢气成本-(大型PEM电解槽的LCOH;10 - 40MW;$ / kg H2;2030年)



图3:不同供电模式下氢气成本和SMR+CCS对比



来源:氢眼所见  作者:马震

注:已获得转载权





扫一扫,关注微信
地址:江苏省苏州市张家港市华夏科技园F幢三楼 传真:0512-58588966
版权所有 © 2024 江苏氢港新能源科技有限公司  备案号:苏ICP备2020068389号-1