可再生氢推动中国化工行业脱碳

本技术文件详细阐述了可再生氢气在中国化工行业脱碳中的应用及其减排计算方法，并提供了相关成本估算、项目数据和政策综述。核心观点和方法如下：

减排方法

• 减排量化：通过分解氢气作为原料的使用流程，计算每个阶段的氢气消耗量，并对比传统氢气生产方法（如煤制氢）的碳排放，以量化可再生氢气替代化石基氢气的减排效果。
• 数据基础：基于2022年的化学产品产量和氢气消耗量数据，采用情景分析方法，整合行业统计数据、工艺数据和文献假设，评估跨类化学产品的可再生氢替代方案。
• 原料氢源假设：甲醇和氨的生产原料氢气假定来自煤制氢，其他化学产品则假定来自可再生能源制氢。

成本核算方法及输入值

• LCOE计算：采用中国广泛使用的GE和中国国家标准NB/T 10394-2020的方法，结合光伏和陆上风电各占50%的发电组合，计算平准化电力成本（LCOE）。
  • 输入值：资本支出（光伏557美元/千瓦，陆上风电636美元/千瓦）、运营成本（光伏每年1%，陆上风电每年2%）、使用寿命（光伏25年，陆上风电20年）。
• LCOH计算：采用Umlaut和Agora Industry（2023）的方法，结合中国国内投入值，计算氢气平准化成本（LCOH）。
  • 输入值：资本支出（电解系统462美元/千瓦，压缩机56美元）、运营支出（每年2%）、使用寿命（80,000小时）、满负荷小时数（4,000、6,000、8,000 FLH）。
• LCOA和LCOM计算：采用模块化方法，将LCOE和LCOH作为输入，结合Oeko-Institut（2024）等数据来源，并通过实际绿色氨和甲醇项目数据进行验证。
  • 氨：资本支出（692.7美元/千瓦）、运营支出（每年2%）、使用寿命（20年）、满负荷小时数（5,000、6,000、7,000、8,000 FLH）。
  • 甲醇：资本支出（1,316美元/千瓦）、运营支出（每年2%）、使用寿命（20年）、满负荷小时数（4000–8000 FLH）。

区域项目数据

• 绿色氨与甲醇产能：对比了2021年灰氨与甲醇的生产情况，并分析了四川概念氨合成项目（水电PPA）的成本优势。
• 实际案例数据：基于三个已宣布的绿色甲醇项目，计算了LCOM，并对比了不同项目的技术和财务细节。

方法论差异

• PyPSA优化与PTX-BOA：两者均使用PyPSA库，但在负荷模式、投入成本、价格预测、运输成本等方面存在差异，导致成本估算结果不可比。

灰氨和甲醇的价格概述

• 价格对比：提供了2022至2024年氨和甲醇的现货市场价格，并分析了不同来源（如生物基、灰基）的成本差异。

政策摘要

• 可再生氢政策：总结了中国国家级和省级（内蒙古、吉林、宁夏）以及欧盟和德国的可再生氢政策，包括IPCEI资助项目等。

研究结论

• 减排潜力：可再生氢气在化工行业具有显著的减排潜力，尤其是在替代煤制氢和实现绿色甲醇、氨生产方面。
• 成本竞争力：通过实际项目数据验证，可再生氢气生产成本在特定条件下具有竞争力，但仍需考虑政策支持和规模效应。
• 政策推动：中国和欧盟的可再生氢政策对推动氢能产业发展至关重要，未来需进一步优化政策框架以降低成本并提高可行性。