解析电解水制氢成本降低路径
发布日期：2019/8/6
电解水制氢气是通过电能给水提供能量，破坏水分子的氢氧键来制取氢气的方法。
其工艺过程简单、无污染，制取效率一般在75%-85%，每立方米氢气电耗为4-5kW·h。由于电费占整个水电解制氢生产费用的80%左右，导致其竞争力并不高。
因此水电解制氢成本的关键在于耗能问题。
由此引出两条降成本的途径：一是降低电解过程中的能耗，二是采用低成本电力为制氢原料。
降成本路径之一：降低过程能耗，提高电解效率
碱性水解技术最为成熟但效率低，高效率的PEM与SOEC技术待推广。
目前主流的电解水制氢技术有三种类型：包括碱性电解水制氢、质子交换膜电解水(PEM)制氢和固态氧化物电解水(SOEC)制氢.
其中碱性电解水制氢是最为成熟、产业化程度最广的制氢技术，但其电解效率仅为60-75%，国外研发的PEM技术与SOEC技术均能有效提高电解效率，尤其是PEM技术已引入国内市场。
降成本路径之二：以低成本电价为制氢原料
我国大工业电价低于世界平均水平，国内西北地区电价最低。
与其他国家相比，我国工业电价位于中低水平。
根据2016年统计数据，我国工业电价平均为0.107美元/千瓦时，居世界第八，仅为第一名的三分之一。相对较低的电价为我国发展电解水制氢提供了有利条件。
西北地区大工业电价偏低。
分省份来看，波谷、波峰电价在全国排名第一的分别是河北省和安徽省，青海省无论是波峰还是波谷电价均为最低，全国波谷电价平均为0.33元/千瓦时，波峰电价平均为0.90元/千瓦时。
西南地区、西北地区的大工业用电价格普遍在全国平均线以下，对于发展电解水制氢节约能耗更为有利。
西北地区弃风弃电可用于电解水制氢。
我国弃风弃电问题突出，利好电解水制氢。
近年来，新能源的持续快速发展已经远远超过电网承载能力，新能源消耗矛盾十分突出。弃风、弃水电量呈逐年增加趋势。
我国目前正大力推进可再生能源，由大量弃风、弃水产生的弃电是发展电解水制氢的有利条件。
西北地区弃风弃电量居首位。
随着我国可再生能源装机量逐年增长，每年可再生能源弃电量惊人。
2018年我国全国弃风弃电量277亿千瓦时，其中西北地区为166.9亿千瓦时，占全国的60.25%，其次是华北地区（占全国33.68%），东北地区占少量份额（全国5.45%）。
如果按照每立方氢气耗电5千瓦时来计算，全国弃风电量可生产55.4亿立方高纯度氢气。
2018年弃风弃电率排名前三的省份分别为新疆、内蒙古和甘肃，全国平均弃风弃电率为7%，这三个省份均超过了10%。由于可再生资源丰富，西北省份也是电价最低的地区。
长期来看，低成本电力主要来自光伏和风电。
虽然我国每年产生大量的弃风弃电，但由于弃风弃电产生的电压不稳定、难以大规模推广等原因，其终究不是解决电解水制氢成本问题的最优选择。
长期来看，光伏和风电是电解水制氢企业获得低成本电力的主要来源。
全国大工业电价的均价为0.61元/kWh。以光伏系统投资成本5元/W，全国平均年有效利用小时1150小时计算，目前光伏系统发电成本0.5930元/kWh，已经低于大工业电价。
受益于PERC、双面等技术的应用推广，光伏系统投资不断降低，预计2019年将低至4元/W，部分地项目可以达到3.5-3.6元/W的水平。当光伏系统投资为4元/W时，对应度电成本为0.5121元/kWh。
2019年4月，国家发改委下发《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》，将标杆上网电价改为指导价，并确定I-III类资源区新增光伏发电站指导价分别为每千瓦时0.40元、0.45元、0.55元，进一步推行光伏行业平价上网。
2018年全国风电平均利用小时数2095小时，考虑到7%的弃风率，实际平均利用小时数1948小时，以7500元/kW投资成本测算，目前全国风电度电成本约为0.3656元/kWh，低于光伏发电度电成本。
来源：广证恒生
