王藝強(qiáng)，劉錄強(qiáng)，張志成，惠若男

（1蘭州新區(qū)科技發(fā)展局，2蘭州新區(qū)蘭白試驗區(qū)聯(lián)合創(chuàng)新研究院，甘肅 蘭州 730087）

氫能是一種能量密度高、來源廣泛的能源。綠氫通過可再生能源制造，是最具發(fā)展?jié)摿Φ那鍧嵞茉?，是打通電網(wǎng)和氣網(wǎng)的轉(zhuǎn)化介質(zhì)，是能源安全和深度脫碳的有效載體。氫能已成為國內(nèi)外能源發(fā)展的重要方向之一[1-3]。近年來，歐盟各國、美國、日本、韓國等均將氫能列入國家能源發(fā)展戰(zhàn)略，制定了明確的發(fā)展目標(biāo)、發(fā)展路徑和支持政策[4]。我國制定了《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃(2021—2035年)》，將氫能產(chǎn)業(yè)確定為戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)和未來產(chǎn)業(yè)的重點(diǎn)發(fā)展方向，國內(nèi)部分省市率先發(fā)展，全國已有超過40 個省市政府發(fā)布了氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃，形成了長三角、珠三角、京津冀和川渝鄂等氫能產(chǎn)業(yè)集聚區(qū)，全產(chǎn)業(yè)鏈規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)超過300 家[5]，氫能產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng)新、示范項目建設(shè)、制度優(yōu)化完善、商業(yè)模式探索等各方面加快推進(jìn)，產(chǎn)業(yè)整體呈現(xiàn)積極發(fā)展態(tài)勢。我國“三北”地區(qū)風(fēng)光資源豐富，生產(chǎn)廉價綠氫潛力巨大，同時，能源需求主要在東部地區(qū)，資源錯配問題突出。實(shí)施“西氫東送”戰(zhàn)略，有助于解決東部綠氫資源短缺問題，有效提高三北地區(qū)可再生能源利用率，有利于實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)和能源安全。當(dāng)前我國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展較快，各種氫能儲運(yùn)技術(shù)持續(xù)創(chuàng)新突破，研究實(shí)現(xiàn)“西氫東送”的路徑，對加快氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展具有重要意義。

1 實(shí)施“西氫東送”的必要性

1.1 發(fā)展氫能有助于實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)

我國已明確提出2030年前碳達(dá)峰、2060年前碳中和目標(biāo)，氫能替代化石能源應(yīng)用在各個行業(yè)領(lǐng)域，能夠有效減少碳排放，從而實(shí)現(xiàn)低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展。氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展前景廣闊，氫能產(chǎn)業(yè)是涉及能源、化工、交通、建筑、冶金等多行業(yè)多領(lǐng)域的融合產(chǎn)業(yè)，據(jù)國際氫能委員會預(yù)測，到2050 年，氫能產(chǎn)業(yè)將創(chuàng)造2.5萬億美元產(chǎn)值和3000萬個工作崗位，在終端能源消費(fèi)中占比有望達(dá)到18%，將減少60億t二氧化碳排放，成為全球未來能源最重要的組成部分[6]，具有較為廣闊的市場前景。

1.2 緩解東部地區(qū)氫能供應(yīng)短缺

目前，在東部地區(qū)主要以氫燃料電池汽車推廣作為主要的氫能應(yīng)用場景。根據(jù)我國《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃(2021—2035 年)》，到2025 年氫燃料電池汽車保有量約為5萬輛[7]。國家從2020年開始分兩批部署氫燃料電池示范城市群，全國“3+2”燃料電池汽車示范格局形成，如表1所示，分別是京津冀、上海、廣東、河北、河南5大城市群，合計共47 座城市，共計推廣燃料電池汽車33000 輛以上[8]，假設(shè)主要為公交車、重卡，每輛汽車年耗氫量平均2 t，則氫氣需求量為66000 t/a。除已獲批的5大城市群之外，東部地區(qū)大力推進(jìn)的如山東“氫進(jìn)萬家”等工程也將催生氫能的市場需求。由于東部地區(qū)電價較高等原因，低成本綠氫供給不足，因此“西氫東送”具有必要性。

1.3 促進(jìn)西部地區(qū)可再生能源消納

我國西部地區(qū)可再生能源資源豐富但本地消納不足，以西部地區(qū)甘肅省為例，根據(jù)中國氣象局2020 年資源評估成果，全國風(fēng)能技術(shù)開發(fā)量99 億kW，其中甘肅省5.6 億kW，全國排名第4；全國光伏發(fā)電技術(shù)開發(fā)量1287億kW，其中甘肅省95億kW，全國排名第5，開發(fā)利用空間巨大[9]。根據(jù)現(xiàn)有能源消費(fèi)情況，西部地區(qū)主要靠外送能源至東部地區(qū)進(jìn)行消納，但面臨電網(wǎng)的外輸能力有限，新建特高壓外輸線路成本高、建設(shè)周期長等問題。若將西部地區(qū)豐富的可再生能源電力通過電解水制氫，將氫能輸送到東南沿海地區(qū)，既可解決東部地區(qū)缺氫問題，也能有效促進(jìn)西部欠發(fā)達(dá)地區(qū)的經(jīng)濟(jì)發(fā)展，實(shí)現(xiàn)我國東西部平衡發(fā)展、協(xié)調(diào)發(fā)展。

2 “西氫東送”實(shí)現(xiàn)路徑介紹

氫能的儲運(yùn)主要分為氣態(tài)儲運(yùn)、液態(tài)儲運(yùn)、化學(xué)儲氫介質(zhì)、有機(jī)液體儲運(yùn)和固態(tài)儲運(yùn)5 種方式，如圖1 所示，以下對5 種儲運(yùn)方式中適合于長距離氫能儲運(yùn)的管道輸氫、液氫儲運(yùn)、綠氨儲氫介質(zhì)儲運(yùn)、綠色甲醇儲氫介質(zhì)儲運(yùn)、有機(jī)液體儲運(yùn)和固態(tài)儲運(yùn)予以詳細(xì)介紹。

圖1 氫能儲運(yùn)方式Fig.1 Hydrogen energy storage and transportation methods

2.1 管道輸氫

氣態(tài)氫長距離輸送采用純氫管道輸送和天然氣管道摻氫輸送。氣態(tài)氫短距離運(yùn)輸采用長管拖車，根據(jù)實(shí)踐，其在200 km 運(yùn)輸半徑內(nèi)具有經(jīng)濟(jì)性，無法實(shí)現(xiàn)大規(guī)模遠(yuǎn)距離運(yùn)輸[10]。天然氣管道摻氫輸送氫氣在技術(shù)上尚處于研究階段[11]，利用我國現(xiàn)有的天然氣管網(wǎng)資源，雖然能夠降低初始建設(shè)成本，但由于應(yīng)用終端場景的復(fù)雜性、管道材料與摻混裝備尚不成熟等問題，仍需進(jìn)一步研究解決。純氫管道建設(shè)初始建設(shè)成本高，終端應(yīng)用直接利用氫氣較為簡單，但也存在管道材料與摻混裝備等問題，目前處于小規(guī)模示范應(yīng)用階段。綜上，天然氣管道摻氫尚需研究解決的問題較多，純氫管道初始建設(shè)投資較高，在氫能的應(yīng)用規(guī)模近期有限的情況下，這2 種路徑短近期無法實(shí)現(xiàn)，但是未來隨著氫能應(yīng)用市場擴(kuò)大到一定規(guī)模，有望在國家的統(tǒng)籌部署下，實(shí)施新建純氫管道或利用現(xiàn)有天然氣管道來實(shí)現(xiàn)“西氫東送”。據(jù)統(tǒng)計全球輸氫管道長度大約為4600 km，主要分布在美國和歐洲。我國氫氣輸送管道長度大約500 km，發(fā)展的空間較大。我國典型輸氫管道項目主要有輸氣管道全長25 km的“濟(jì)源-洛陽”項目，以及由中國石油玉門油田投資建設(shè)的5.7 km 純氫輸氫管道等項目，為下一步發(fā)展管道輸氫做出了有益的探索。

2.2 液氫儲運(yùn)

低溫液氫儲運(yùn)是將氫氣壓縮冷卻至-253 ℃并使其液化儲存到絕熱容器中進(jìn)行儲運(yùn)，儲運(yùn)工具主要為液氫槽罐車，儲氫體積密度約70 kg/m3，但氫液化能量消耗大，氫液化的能耗與氫所含能量之比約為30%[12]。低溫液氫儲運(yùn)具有能量密度大、體積密度大、加注時間短等優(yōu)勢，但其液化過程能耗較高，對儲氫容器裝備要求也高，因此當(dāng)前推廣低溫液態(tài)儲氫的技術(shù)難度較大。當(dāng)前歐美和日本的液化儲氫技術(shù)已經(jīng)成熟商業(yè)化，從液氫的儲存、運(yùn)輸及使用，包括加氫站都有比較規(guī)范的標(biāo)準(zhǔn)和法規(guī)。國內(nèi)目前在航天領(lǐng)域應(yīng)用較多，民用領(lǐng)域才剛剛開始探索應(yīng)用[13]。

2.3 綠氨儲氫介質(zhì)儲運(yùn)

綠氨是指由可再生能源制綠氫再合成氮制氨，它既是化學(xué)產(chǎn)品，也是儲氫介質(zhì)。氨作為氫能儲運(yùn)載體具有多方面的優(yōu)點(diǎn)。氨具有存儲優(yōu)勢，氨的儲存比氫的儲存更簡單，氨可以在8.58個大氣壓、溫度為20 ℃的環(huán)境中以液態(tài)的方式儲存，也可以在常壓、溫度為-33 ℃的條件下以液態(tài)的方式儲存，由于對儲存壓力或儲存溫度的要求較低，氨儲罐制造簡單，成本低。氨具有輸運(yùn)優(yōu)勢，氨的含氫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為17.8%，單位體積含氫量為121 kg/m3，體積含氫量大約是液氫的2倍，液氨的輸送方式有管道輸送、水路罐船、鐵路公路槽車等，運(yùn)輸體系成熟[14]。

綠氨也是一種零碳燃料[15]。氨和氧的燃燒反應(yīng)產(chǎn)物是水和氮?dú)?，零碳排放，未來在航運(yùn)、發(fā)電、交通等領(lǐng)域?qū)⒂兄喈?dāng)大的應(yīng)用潛力[16]。氨不容易燃燒，這對安全儲運(yùn)是一個優(yōu)點(diǎn)，但對利用氨能作為燃料增加了技術(shù)挑戰(zhàn)。除了直接利用氨以外，還可將氨作為儲氫載體，實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)距離輸送，在應(yīng)用端將氨重新還原成氫使用，氫-氨-氫轉(zhuǎn)化和再轉(zhuǎn)化過程中的能耗與氫所含能量之比約為35%[17]。雖然氨的制備、儲運(yùn)技術(shù)成熟，但在氨還原氫的應(yīng)用場景中，目前仍存在能耗高、經(jīng)濟(jì)性差等問題。

2.4 綠色甲醇儲氫介質(zhì)儲運(yùn)

綠色甲醇主要是指利用可再生能源制氫，合成二氧化碳生成甲醇。2020 年，液態(tài)陽光示范項目在蘭州新區(qū)建成，該項目實(shí)現(xiàn)太陽能發(fā)電-電解水制氫-合成二氧化碳制甲醇整個工藝流程，建成了全球首套規(guī)模化(千噸級)合成綠色甲醇示范裝置，為大規(guī)?；厥绽枚趸肌㈤_發(fā)利用氫能提供了新的技術(shù)路徑[18]。

采用綠色甲醇作為氫能載體，現(xiàn)有運(yùn)輸體系成熟，由西部地區(qū)運(yùn)輸?shù)綎|部地區(qū)后，既可以直接利用綠色甲醇，也可以通過將甲醇還原制氫來實(shí)現(xiàn)氫氣的利用。甲醇制氫技術(shù)成熟，按工藝技術(shù)區(qū)分，甲醇制氫技術(shù)包括甲醇裂解制氫、甲醇蒸汽重整制氫和甲醇部分氧化制氫3種[19]。雖然在技術(shù)上可行，但在實(shí)際市場應(yīng)用中，目前仍存在能量轉(zhuǎn)換效率低和成本高、經(jīng)濟(jì)性差的問題。

2.5 有機(jī)液體儲運(yùn)

液態(tài)有機(jī)氫載體(liquid organic hydrogen carriers，縮寫為LOHC)，是通過加氫反應(yīng)將氫氣固定到有機(jī)化合物并形成穩(wěn)定的氫有機(jī)化合物液體，以液體槽罐車進(jìn)行儲運(yùn)，并通過脫氫反應(yīng)釋放氫氣[20]。該項技術(shù)目前在我國尚處于研究實(shí)驗階段，具有較大的發(fā)展?jié)摿Α?/p>

2.6 固態(tài)儲運(yùn)

固態(tài)儲運(yùn)是以金屬氫化物、化學(xué)氫化物或納米材料等作為儲氫載體，通過化學(xué)吸附和物理吸附的方式進(jìn)行氫儲運(yùn)，對儲運(yùn)工具并無特殊要求，但儲氫質(zhì)量密度較小，材料成本較高[21]。該項技術(shù)發(fā)展較快，目前已有小規(guī)模的示范應(yīng)用。

3 “西氫東送”實(shí)現(xiàn)路徑的技術(shù)可行性與經(jīng)濟(jì)可行性

3.1 “西氫東送”實(shí)現(xiàn)路徑的技術(shù)可行性分析

按照上述氫能不同儲運(yùn)方式，具體選擇純氫管道、天然氣摻氫管道、液氫、綠氨、綠色甲醇、有機(jī)油及儲氫金屬7種運(yùn)輸方式，從技術(shù)特點(diǎn)、技術(shù)成熟度[22]、標(biāo)準(zhǔn)體系和市場應(yīng)用4 個方面進(jìn)行分析比較，7種運(yùn)輸方式均有優(yōu)缺點(diǎn)，如表2所示。

表2 “西氫東送”實(shí)現(xiàn)方式技術(shù)可行性比較Table 2 Technical feasibility comparison of the implementation methods for “West-to-East Hydrogen Transmission”

表3 西氫東送實(shí)現(xiàn)方式經(jīng)濟(jì)可行性比較Table 3 Economic feasibility comparison of the implementation methods for “West-to-East Hydrogen Transmission” 單位：元/kg

從技術(shù)特點(diǎn)分析，如果目的地需要液態(tài)氫或高純度氫，則液態(tài)氫儲運(yùn)效率較高，液氫不需要脫氫或裂解就可以轉(zhuǎn)化為氫氣，不僅節(jié)約了成本，而且不需要凈化，液氫的主要缺點(diǎn)是體積能量密度較低，限制了載氫能力，在儲運(yùn)過程中會有蒸發(fā)損失。綠氨比液氫具有更高的體積能量密度，因此運(yùn)輸氨比運(yùn)輸液氫更經(jīng)濟(jì)，然而，氨裂解制氫成本高，此外由于氨氣有毒，在特定區(qū)域會有儲存和運(yùn)輸限制。液態(tài)有機(jī)油儲氫可以在現(xiàn)有的柴油基礎(chǔ)設(shè)施中安全地長期儲氫而不造成損失，但主要缺點(diǎn)是脫氫過程需要大量的熱量，與液氫和氨氣相比，其載氫能力有限。綠色甲醇作為氫的儲運(yùn)載體，與氨比較，優(yōu)點(diǎn)是甲醇常溫常壓即為液態(tài)，無毒性，易于運(yùn)輸，缺點(diǎn)是甲醇體積能量密度比氨低，綠色甲醇在制取過程中吸收二氧化碳，使用過程排放二氧化碳，總體上并不能減少二氧化碳排放。對于長距離運(yùn)輸，從長遠(yuǎn)來看，管道輸送氫氣是最具成本效益的儲運(yùn)方式，但新建純氫管道初始成本較高，利用現(xiàn)有天然氣管道摻氫輸送氫能，初始投資小，但天然氣摻氫之后對終端應(yīng)用設(shè)備的安全性影響目前還未充分驗證，短期內(nèi)也無法實(shí)現(xiàn)。

從技術(shù)成熟度分析，純氫管道輸氫和液氫儲運(yùn)方式處于TRL8，即在特定條件下完成驗證，尚需擴(kuò)大市場實(shí)際應(yīng)用檢驗。天然氣管道摻氫、有機(jī)油儲運(yùn)、金屬氫化物等儲運(yùn)方式處于TRL6～TRL7，即處于實(shí)驗室和實(shí)際應(yīng)用之間。綠氨、綠色甲醇作為儲氫介質(zhì)儲運(yùn)處于TRL9，即通過實(shí)際應(yīng)用驗證。

從標(biāo)準(zhǔn)體系分析，純氫管道輸送方面國內(nèi)暫無標(biāo)準(zhǔn)，國外有3項標(biāo)準(zhǔn)，分別是歐洲工業(yè)氣體協(xié)會EIGA的IGC Doc1 21/41Hydrogen Pipeline System、美國機(jī)械工程師協(xié)會的ASME B 31.12—2019Hydrogen Piping and Pipelines、亞洲壓縮氣體協(xié)會的CGA-5.6Hydrogen Pipeline System。天然氣摻氫管道輸運(yùn)方面國外和國內(nèi)暫無標(biāo)準(zhǔn)，國內(nèi)團(tuán)體標(biāo)準(zhǔn)《天然氣摻氫混氣站技術(shù)規(guī)程》已進(jìn)入征求意見階段[23]。液氫方面國內(nèi)2021 年發(fā)布3 項液氫標(biāo)準(zhǔn)，分別是：《氫能汽車用燃料液氫》《液氫生產(chǎn)系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》和《液氫貯存和運(yùn)輸安全技術(shù)要求》[24]。綠氨和綠色甲醇運(yùn)輸標(biāo)準(zhǔn)體系健全。

從市場應(yīng)用分析，以綠氨和綠色甲醇作為儲氫介質(zhì)的運(yùn)輸方式及市場應(yīng)用成熟，液氫儲運(yùn)在國外應(yīng)用較為成熟，國內(nèi)民用領(lǐng)域有小規(guī)模示范應(yīng)用。有機(jī)液體作為儲氫載體在日本等地應(yīng)用較多，國內(nèi)目前應(yīng)用較少。固態(tài)儲氫在國內(nèi)已有小規(guī)模的示范項目。總體來看，當(dāng)前只有綠氨和綠色甲醇的儲運(yùn)體系較為成熟，基礎(chǔ)設(shè)施較為完備，其他儲運(yùn)方式暫無大規(guī)模市場應(yīng)用。

綜上，對當(dāng)前7種主要?dú)淠荛L距離運(yùn)輸方式的技術(shù)可行性比較分析可得出結(jié)論，近期(5 年)以化學(xué)儲氫介質(zhì)實(shí)現(xiàn)“西氫東送”最為可行，即采用目前成熟的綠氨和綠色甲醇儲運(yùn)方式，中期以液氫(5～10 年)儲運(yùn)方式，遠(yuǎn)期(10～15 年)以管道輸氫方式實(shí)現(xiàn)“西氫東送”。并且在逐步發(fā)展過程中，根據(jù)應(yīng)用場景不同，多種實(shí)現(xiàn)方式可能長期并存，形成一種綜合互補(bǔ)的儲運(yùn)網(wǎng)絡(luò)。中遠(yuǎn)期固態(tài)儲氫和有機(jī)液體儲運(yùn)存在一定的發(fā)展?jié)摿?，但取決于技術(shù)進(jìn)展。

3.2 “西氫東送”近期中期實(shí)現(xiàn)路徑的經(jīng)濟(jì)可行性分析

進(jìn)一步對“西氫東送”近期中期可行的運(yùn)輸方式(綠氨、綠色甲醇、液氫)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性比較分析，將“西氫東送”供應(yīng)鏈全過程建立模型，如圖2所示，具體分為可再生能源就地制綠氫、制備儲氫介質(zhì)、長途運(yùn)輸、使用地還原制氫和配送到站5個供應(yīng)鏈環(huán)節(jié)，再分別計算各環(huán)節(jié)單位質(zhì)量氫的成本并累計為供應(yīng)鏈全過程總成本進(jìn)行比較。從工程實(shí)踐的角度對“西氫東送”供應(yīng)鏈模型具體分析，在制氫環(huán)節(jié)，參考我國已建成的寧夏寶豐能源綠氫項目和中石化新疆庫車綠氫煉化項目，在甘肅省酒泉市等可再生能源資源富集的地區(qū)，結(jié)合先進(jìn)技術(shù)開展可再生能源制氫，其成本具有競爭優(yōu)勢。在介質(zhì)生產(chǎn)環(huán)節(jié)，在產(chǎn)氫地就地轉(zhuǎn)化為便于長距離運(yùn)輸?shù)囊簹?、綠氨、綠色甲醇等液體儲氫介質(zhì)已有建成或規(guī)劃的項目，其中：液氫在我國航天領(lǐng)域應(yīng)用較多，北京航天101 所建成國內(nèi)首座民用市場液氫工廠(0.5t/d)；綠氫制綠氨廣泛采用基于Haber-Bosch電化學(xué)體系，用綠氫和氮?dú)夂铣删G氨，化學(xué)反應(yīng)為N2+3H2?2NH3，國內(nèi)已有多個綠氫制綠氨項目開工建設(shè)；二氧化碳加綠氫制備綠色甲醇化學(xué)反應(yīng)為CO2+3H2→CH3OH+H2O，在甘肅省蘭州新區(qū)已建成液態(tài)陽光甲醇合成工業(yè)示范項目。綠氨和綠色甲醇在運(yùn)輸環(huán)節(jié)采用罐車、槽車等現(xiàn)有運(yùn)輸、裝卸工具，利用現(xiàn)有成熟的基礎(chǔ)設(shè)施，通過公路、鐵路等運(yùn)輸方式，可以便捷、低成本地將氫能外送；液氫的運(yùn)輸也常用槽車運(yùn)輸，國外應(yīng)用較多，國內(nèi)還有待于示范。將氫能以儲氫介質(zhì)方式運(yùn)輸至目的地后，在當(dāng)?shù)剡M(jìn)行還原：液氫采用汽化方式，較為簡單；綠氨和綠色甲醇廣泛采用高溫裂解還原制氫方式，工程應(yīng)用成熟，氨還原氫過程反應(yīng)式為2NH3?N2+3H2，甲醇裂解制氫反應(yīng)式為CH3OH+H2O→3H2+CO2。在配送環(huán)節(jié)，如果是集中式制氫再通過長管拖車配送到加氫站，需要增加長管拖車配送成本；如果是在加氫站直接還原制氫，則節(jié)省了長管拖車配送成本，目前已有多個項目規(guī)劃建設(shè)中。綜上，該模型各環(huán)節(jié)所采用技術(shù)工程應(yīng)用較為成熟，總體技術(shù)上可行。

圖2 “西氫東送”供應(yīng)鏈模型圖Fig.2 Supply chain model diagram of hydrogen transportation from China west to east

假設(shè)“西氫東送”供應(yīng)鏈單位質(zhì)量氫的總成本為CT，制氫、介質(zhì)、運(yùn)輸、還原、配送環(huán)節(jié)單位質(zhì)量氫的成本分別為C1、C2、C3、C4、C5，則總成本計算公式為：CT=C1+C2+C3+C4+C5。以甘肅省酒泉地市氫能輸送到上海市為實(shí)例，假設(shè)在酒泉市可再生能源制綠氫，根據(jù)當(dāng)?shù)刭Y源條件，制氫環(huán)節(jié)成本C1為14～17 元/kg[按當(dāng)?shù)? 度電成本0.26～0.3 元計算，每5度電制1標(biāo)方氫氣，1度=1 kWh，1標(biāo)方氫氣是指在標(biāo)準(zhǔn)條件下(溫度為25 ℃，壓力為大氣壓)，氫氣的體積為1 m3，用1 Nm3表示]。依次計算綠氨、綠色甲醇和液氫的全過程成本如下。

3.2.1 綠氨為氫能介質(zhì)的全過程成本分析

計算生產(chǎn)綠氨的成本。綠氨主要成本來源為氫的成本，1 t氨需要176.5 kg氫，氫的成本為2471～3000 元，氮需要822.5 kg，由于氮?dú)庥煽辗衷O(shè)備獲得，原料成本忽略不計，僅考慮設(shè)備折舊?？傮w考慮人工成本、生產(chǎn)成本、設(shè)備折舊及資金成本等，增加10%～15%成本。計算得出綠氨成本為2700～3400 元/t，含氫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為17.65%，折算到每千克氫成本為15～19 元，該環(huán)節(jié)每千克氫增加成本值C2為1～2元。

假設(shè)液氨(以公路運(yùn)輸為例)運(yùn)費(fèi)為0.7元/(t·km)左右。從酒泉到上海按2700 km計算，每噸氨運(yùn)輸成本約為1900～2000元，每噸液氨含氫量176 kg，折算到每千克氫運(yùn)輸成本增加值C3為10～12元。

采用集中制氫再分散配送模式，考慮大規(guī)模集中制氫，采用高溫裂解工藝，能耗大約為1.5度電，假設(shè)采用谷電每度電0.2 元，每公斤氫氣能耗成本3.3元左右；設(shè)備折舊，一套1000 Nm3/h氨裂解制氫300 萬元，折舊期按10 年計算，綜合考慮維修費(fèi)用等折算成本為0.5 元左右；人工成本等折算為0.52 元左右；總體得出C4為4 元左右。配送成本采用行業(yè)內(nèi)普遍成本數(shù)據(jù)，在200 km 范圍內(nèi)，配送成本C5為10 元/kg。綜上，采用集中制氫-分散配送模式的全過程成本為：CT=C1+C2+C3+C4+C5=39～45元/kg。

采用站內(nèi)制氫模式，省去配送成本，但在加氫站內(nèi)要增設(shè)較大容量的存儲設(shè)備，每噸氨產(chǎn)氫176.5 kg，加注量為500～1000 kg/d的加氫站，每天需2.8～5.7 t 氨，1 m3液氨為0.617 t，加氫站每天消耗氨的體積約為4.2～9.5 m3，需要配置相匹配的氨儲罐和氫儲罐，成本C4增加約8 元/kg。綜上，采用集中站內(nèi)制氫模式的全過程成本為：CT=C1+C2+C3+C4=33～39元/kg。

3.2.2 綠色甲醇為氫能介質(zhì)的全過程成本分析

以綠色甲醇為載體實(shí)現(xiàn)“西氫東送”，全過程成本計算方法同上。綠色甲醇制備以蘭州新區(qū)液態(tài)陽光[25]項目為參考，考慮二氧化碳供應(yīng)成本450元/t，1 t 甲醇需1.4 t 二氧化碳和200 kg 氫氣，同時考慮人工成本、生產(chǎn)成本、設(shè)備折舊及資金成本等，增加10%～15%成本，綠色甲醇成本為3100～4000元/t，甲醇含氫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為12.5%，甲醇制備成本為24～32 元，該環(huán)節(jié)每千克氫增加成本值C2為10～15元。甲醇(以公路運(yùn)輸為例)運(yùn)費(fèi)為0.7元/(t·km)左右，從酒泉到上海按2700 km 計算，運(yùn)費(fèi)約為1900～2000 元/kg。每噸甲醇含氫量125 kg，折算到單位質(zhì)量的氫運(yùn)輸成本增加值C3為15～16元/kg。同上，采用集中制氫-分散配送模式的全過程成本為：CT=C1+C2+C3+C4+C5=53～62元/kg。采用集中站內(nèi)制氫模式的全過程成本為：CT=C1+C2+C3+C4=47～56元/kg。

3.2.3 液氫為氫能介質(zhì)的全過程成本分析

計算液氫儲運(yùn)的全過程成本，每千克氫液化能耗13 度電，綜合考慮損耗、人工成本及設(shè)備折舊等，成本增加50%左右，折算到單位質(zhì)量氫成本為21～26元/kg，制備環(huán)節(jié)每千克氫增加成本值C2為7～9元/kg。液氫罐車運(yùn)輸里程500 km左右時，運(yùn)輸成本為14～15元/kg，液氫運(yùn)輸成本對距離不敏感，假設(shè)更遠(yuǎn)距離運(yùn)輸成本增加10%～20%，折算到單位質(zhì)量的氫運(yùn)輸成本增加值C3為15～18元/kg?？紤]液氫直接配送到站，加氫站配置液氫儲罐和汽化裝置，考慮設(shè)備折舊成本增加10%～15%，還原環(huán)節(jié)成本增加值C4約4～6 元/kg，配送環(huán)節(jié)C5為0。全過程成本為CT=C1+C2+C3+C4+C5=40～50元/kg。

3.3 “西氫東送”遠(yuǎn)期實(shí)現(xiàn)路徑的經(jīng)濟(jì)可行性分析

“西氫東送”遠(yuǎn)期通過純氫管道或天然氣摻氫管道實(shí)現(xiàn)，以下分別進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。計算純氫管道輸氫實(shí)現(xiàn)“西氫東送”的全過程成本：按照國內(nèi)已有項目，10 萬t 輸氫規(guī)模，管道直徑為DN500，純氫管道初始建設(shè)成本為500～600萬元/km，純氫管道輸氫成本為每100 km 1.3～1.5元/kg。假設(shè)在終端使用時，純氫管道直接連接到加氫站，從而減少了還原和配送成本。假設(shè)制氫成本、管道建設(shè)成本、輸送成本分別為C1、C2、C3，則全過程成本CT=C1+C2+C3。以酒泉到上海通過純氫管道輸氫為例，鋪設(shè)管道約2700 km，將建設(shè)成本在設(shè)計壽命期內(nèi)進(jìn)行分?jǐn)偅?0 年設(shè)計壽命，輸氫能力為10萬t/a，分?jǐn)偟絾挝毁|(zhì)量氫的成本C2約為6.8～8元/kg。綜合計算CT=C1+C2+C3=56～66元/kg。

計算天然氣摻氫管道實(shí)現(xiàn)“西氫東送”的全過程成本：假設(shè)采用現(xiàn)有天然氣管道基礎(chǔ)設(shè)施，無初始管道建設(shè)成本，輸送成本約為每100 km 0.5元/kg，在終端使用時，如果是為氫燃料電池汽車提供氫氣，則必須進(jìn)行天然氣與氫氣的分離提純，成本增加約3～5 元/kg，天然氣摻氫管道直接連接到加氫站并在加氫站分離，從而減少配送成本。假設(shè)制氫成本、輸送成本和分離成本分別為C1、C2、C3，以酒泉到上海通過天然氣摻氫管道輸氫為例，則全過程成本CT=C1+C2+C3=31～36元/kg。

4 結(jié) 論

綜合技術(shù)可行性、經(jīng)濟(jì)可行性研究表明，實(shí)現(xiàn)“西氫東送”可按近期、中期、遠(yuǎn)期分別采用不同的實(shí)現(xiàn)路徑，近期(5 年)采用綠氨和綠色甲醇等液體燃料，利用公路、鐵路等現(xiàn)有基礎(chǔ)設(shè)施運(yùn)輸至東南沿海氫源短缺的城市，在當(dāng)?shù)剡€原制氫，滿足市場需求，支撐氫能市場發(fā)展。中期(5～10 年)逐步發(fā)展，增加液氫運(yùn)輸方式實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)距離輸運(yùn)。遠(yuǎn)期(10～15年)通過建設(shè)長距離純氫輸氫管道實(shí)現(xiàn)大規(guī)模遠(yuǎn)距離輸送。最終形成多種儲運(yùn)方式綜合互補(bǔ)的“西氫東送”儲運(yùn)網(wǎng)絡(luò)，支撐我國能源安全和“雙碳”目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)，實(shí)現(xiàn)東西部地區(qū)國民經(jīng)濟(jì)協(xié)調(diào)、綠色、高質(zhì)量發(fā)展。