绿氢项目运行难点及成本情况如何？

用于化工的绿氢项目，实际运行中存在两大挑战。

现阶段国内规划的大规模（如万吨级）绿氢项目，下游产能主要用于化工合成，包 括合成氨、合成甲醇等。绿氢生产上游衔接可再生能源供电环节，通常为配套绿氢项目建设的风光发电设施；下游衔接化工生产，可 对接已有的化工生产设施。我们认为，绿氢化工要实现平稳、高效运行，需面临两大挑战： • 1. 上游电能供应环节：风光发电的波动性，与电解槽运行功率范围要求之间存在矛盾； • 2.下游物料供应环节：电解制氢的波动性，与化工合成连续平稳供应物料的要求之间存在矛盾。

挑战1-电能供应：风光发电的波动性Vs电解槽运行功率范围的要求。绿电存在波动性，直接为电解槽供电制氢时面临效率和安全问题。 • 风电、光伏发电的日内出力并不均匀，存在波动性。碱性电解槽可以适应一定的供电功率波动（例如，库车项目的电解槽负荷 调节范围为30-100%），但低负荷或波动负荷下的运行效率明显低于满负荷状态。 • 此外，当负荷过低或变动过大时，为了避免安全问题，系统可能需要轮流启停电解槽或弃用部分电量，进一步降低制氢效率， 增加成本。 • 理论上，解决电源波动性的措施包括：使用网电；增配储能；耦合PEM电解槽等。上述方式有助于提高制氢效率和连续性，但会增加 用电成本或初始设备投资成本，并为系统的调度控制带来更多挑战。

挑战2-物料供应：电解制氢的波动性Vs化工合成连续平稳供应的要求。工合成难以轻易调节负载或启停，需要稳定连续的原料供应。现代化工生产通常具有连续性特征。化工合成的各个工艺环节分别需 要保持特定的温度、压强、气体环境等条件，调节负载或启停较为困难。以合成氨为例，受合成塔热惯性等工艺过程约束，其负载调 节时间在数小时以上，停产后重新开车则需数天。因此，无论合成氨、合成甲醇，还是炼化等，均需要稳定连续的氢原料供应，满足 下游连续生产的要求。 • 绿电制氢存在波动性，需配合储氢系统作为缓冲。绿电消纳和下游减碳需求下，绿氢项目全部或部分使用绿电进行电解。绿电的波动 性会导致产氢量波动，无法直接提供连续、稳定的氢流。因此，为了满足下游化工物料供应要求，绿氢化工需配置储氢系统作为缓 冲，平滑绿氢供应波动。

绿氢成本的“不可能三角”。我们认为，绿氢降本存在“低用电成本、低初始投资、长时运行”的“不可能三角”。 • 降低绿氢成本的途径可归纳为三类：降低用电成本、控制初始投资、提高运行时长和效率。 • 考虑到前面分析的现实限制因素，我们认为三者不可兼得，存在“低用电成本、低初始投资、长时运行”的“不可能三角”。 实际项目投资决策中，网电比例、配储规模、运行节奏等具体安排，均需要根据项目情况进行权衡。

由于绿氢项目的设备构成和运行模式各异，我们选取假设，设定电网调峰、电网 友好、工艺离网三类项目的典型情形，测算其绿氢的理论成本。 • 为了简化思路、便于横向比较，我们使用平均用电成本、制氢设备单价、年运行 小时数这3个关键变量来体现三类项目的区别，其它假设保持一致。 • 每种情形下，我们分别测算纯光伏/纯风电供电的绿氢成本。风光耦合项目中，风 电装机占比越大，绿电平均利用时数越高（降低绿氢成本），但可使用谷电的时 间越少，使网电成本增加（升高绿氢成本）。因此，具体落地的项目可根据实际 情况选择最优的风光比例。此处暂不对风光耦合情况进行讨论，其理论成本可参 考纯风电/光伏成本小幅上下浮动

三类项目选取的关键假设及测算结果如下。假设说明和完整计算过程见附录页。 • 1.电网友好型项目对应的绿氢成本在16.0-16.3元/kg，经济性优于电网调峰或工艺离网型。使用网电连续 运行时，无法避免使用峰段电，导致平均用电成本较高；纯离网时平均用电成本低，但运行时数少，带 来的储氢成本、平均折旧成本和运维成本都更高。 • 2.电网友好型项目中，“仅储氢”项目的经济性略优于“储氢+储能”。“仅储氢”项目的绿氢成本为 16.05元/kg左右，较“储氢+储能”的情况低约0.2元/kg。这是因为考虑储能充放损耗和折旧成本（1充1放） 时，使用储能平滑绿电波动的成本高于直接使用网电。电化学储能可以部分增加绿电利用时数，从而减 少网电的使用，但1充1放下增加绿电使用的比例不大。未来绿氢项目可能需要考虑价格更低廉的长时储 能方式，与储氢（氢储能）相配合。