电-氢-甲烷 与 电-氢经济性对比

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电-氢-甲烷 与 电-氢经济性对比-以氢重卡和LNG重卡为例 原创 电氢燃料化学品 电氢燃料化学品 2022-08-31 13:30 发表于北京 Power to X的三个主要路线:甲醇、甲烷和氨,各有优缺点。从“能源”属性看,甲烷是最强的。本篇探讨并对比电-氢-FCEV重卡路线和电-氢-甲烷-LNG重卡路线的全链条经济性。 图片 本文我们仅考虑氢能的“能”字,即交通、发电和供暖三大领域;化工和钢铁用氢,算是原料,物质属性远大于能源属性。 交通是唯一可承受高能源价格的领域 从能源的角度,我们衡量一下哪一个领域是可能突破的。 图片 交通: 比如,0号柴油价格近几年超过7元/升的时候比较少,目前是8元/升,折合低位热 值10kWh/升,即0.8元/kWh。按百公里柴油油耗35升(偏高),氢耗10公斤算(理论),氢热值价格可以达到0.84元/kWh(28元/kg)。 发电: 燃煤发电基准价大约是0.4元/kWh左右(基于标煤价格535/吨),以上浮25%作为承受上限是0.5元/kWh。我们仅算原料成本,按照氢燃气轮机联合循环发电效率60%算,达到这个度电成本,氢热值价格需要低至0.3元/kWh(10元/kg)。尽管2021年电煤价格一度突破2000元/吨,但2022年2月24日国家发改委印发通知,明确电煤中长期合同价格合理区间570-770元/吨。 供暖:北京居民天然气价三档分别约为2.6,2.8和4.2元/立方米,即0.26,0.28和0.42元/kWh。即超过0.3元/kWh就算昂贵了。 图片 结论很显然,交通领域是最能承受、也是唯一能够承受高能源成本的领域。 180万吨绿氢/年——全部用于重卡 1-投资对比 电解槽 GW 19.2 4500小时FLH 燃料电池重卡路线 氢气产量 H2 180 万吨/年 天然气重卡路线 甲烷产量 CH4 360 万吨/年 1381 万方/天 消耗CO2 CO2 972 万吨/年 注:为方便计算,按CO2甲烷化转化率100%计算;实际可以达到90%。 FCEV重卡(49吨)按10万公里每年,10kg/100公里,年耗氢10吨,需要18万辆FCEV重卡,7000座加氢站(1000公斤/天,70%负荷)。 对应的,消纳360万吨LNG(50.4亿立方米),则容易得多。以LNG重卡(49吨)百车公里的平均气耗50立方米,每车平均年行驶里程为10万公里计算,每辆LNG重卡年天然气消费量则为5万立方米,需要10万辆LNG重卡,700座2万方/天的加气站。 据统计,2021年,LNG汽车保有量62.37万辆,年内新增5.97万辆,LNG加气站3748座,年内新增368座。国内LNG重卡销量集中分布在西北及华北地区,特别集中在煤矿或钢铁等物流需求地,2021年LNG重卡销量超过1/4的量都分布在山西地区,新疆、陕西、河北、宁夏等地区LNG重卡销量亦位居前列。四川规划至2025年新建LNG加气站401座,说明700座对于大省不算多。 总投资算下来,绿色LNG重卡路线是FCEV重卡路线的三分之一;在所需新增车辆规模和加气站规模上,都远低于氢重卡。 电转甲烷-LNG重卡 电转氢-氢燃料电池重卡 制氢到加气站-全链条投资成本 1025.0 3,537.4(新建氢管道) 所需加气站 vs 全国加气站数量 690 vs 3748现有 7000座 vs 香橙会2025预计1000 所需重卡辆数 vs 全国重卡辆数 10万辆 vs 62万辆 18万辆 vs 5万辆(规划,2025) 注:所需重卡数为49吨半挂耗气量折算;现有(规划)为各种载重总量 投资方面的测算我们采用频繁被引用的德国H2 Mobility项目的报告,德国人评估了全德国2050年普及氢燃料电池车(乘用车)所需制氢规模和投资以及成本,H2 Mobility项目,请注意该项目是“支持”氢车发展的,所以数据应该不会人为偏高;再加上考虑的是180万吨/年的大规模,各个组成部分的成本都是规模化后的成本。发表于:Comparative Analysis of Infrastructures: Hydrogen Fueling and Electric Charging of Vehicles, Energie & Umwelt /Energy & Environment Band/Volume 408, ISBN 978-3-95806-295-5。 所采用的模式是集中式:德国北部(陆上风电潜力大+地下储氢潜力大)电解水(离网)制氢,配规模化储氢(30%产量)来平抑下游用氢波动,通过管道集输至门站,再从门站分配至加氢站。详细测算见文末。 180万吨绿氢/年——全部用于重卡 2-加气成本对比 假设绿氢成本2030年达到14元/公斤(离网、2毛电价、4000-5000小时FLH)。假设发展远期(2050)氢管网完善,2030-2040这个中期目标上,最廉价且大规模可行的方式是液氢储+液氢运(盐穴储受限地质条件),储运加注全链条成本约27元/公斤;则加注口用户成本为41元/kg,相当于12元/升柴油。 图片 注:单位欧元;含制氢成本3.7欧/kg;没有盐穴和氢管网条件下,液氢成本最优。全链条至加注口成本,包含制-储-运-加注每一步之间的转化(假如有)的成本,比如液化、压缩、损失等等。数值会高于点对点的运输成本(目前大家探讨运输的基础基本都是点对点,这是不符合规模化需求的)。 而14元/kg的氢,耦合直接空气捕捉做甲烷CH4,成本约9元/kg。LNG和柴油车经济性分水岭在每方天然气<0.75L柴油价格,即相当于8.5元/L的柴油。 当然,这个必须是“正常”价格,不能比“小油”。 很明显,电-氢-甲烷-重卡路线的用气成本也不算高。 绿氢补贴2元/kg,绿色LNG价格能降到8元/kg;补贴5元/kg,能降到6.5元/kg。目前加氢站用氢补贴高昂。退坡补贴方式一般为15-20元/公斤,逐年退坡,每年降低2-3元/公斤。显然,绿色LNG重卡路线,远不需要那么多补贴。 推广绿色甲烷的限制因素 1-甲烷泄露问题。75%的甲烷排放可以用现有的技术进行有效控制,其中50%的减排没有额外成本。电转甲烷,并不是开采天然气,而开采环节占泄露总量的一半以上。 (甲烷到底泄漏了多少?SCIENCE告诉我们原创 EDF 美国环保协会2019-04-16) 排放强度以美国2015年为例是2.6%,是美国环保局自己数据的1.5倍。化石天然气比煤的温室效应更高的基准是:100年内温室效应,天然气泄露需要达到7%以上;20年内温室效应,天然气泄露也要达到4%以上。综上,天然气泄漏对绿色合成甲烷来说微不足道。 2-CO2捕集制约。必须来自空气捕捉或生物基碳,工业碳对碳减排贡献有限(这目前是世界上对CCU合成碳氢燃料的共识)。 3-毕竟还是有碳燃料,事实上,假如氢的基础设施完善了,其它都是浮云了。只是,它是最后一棒,前面需要有个接力的过渡。面对高昂的氢应用全链条的投资,包括管网,不能“望而却步”。相比于油气领域咱们国家每年2000亿以上的投资来看,这都不是事儿。 图片
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