氢气生产的操作模式是否一概而论吗?

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。

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。

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)

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。

2、FCEV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:

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)

来源：氢眼所见  作者：马震

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