我們將基于3種不同的運營模式:大規(guī)模生產(chǎn)(~100MW)、小規(guī)模分布式生產(chǎn)(~ 1MW)和中型“半集中式"生產(chǎn)(10 - 40MW)，通過分析3個商業(yè)案例，涵蓋行業(yè)和移動終端用途，總結(jié)我們在整個價值鏈上的發(fā)現(xiàn)。

工業(yè)過程通常需要每天約50噸(100MW+)氫氣的產(chǎn)量。在具有競爭力的直接場外可再生能源PPA合同(即電解資產(chǎn)鋪設(shè)在與可再生能源相同的電網(wǎng)區(qū)域)的地區(qū)，電解水制氫可以作為SMR+CCS（天然氣重整加碳捕捉）這個氫氣來源的替代品，因此使脫碳電力供應(yīng)可靠。以下是氫氣需求的演化，預(yù)計到2030年，工業(yè)和交通將成為氫氣需求增量的主要貢獻者。

5、在二氧化碳排放方面，CCS預(yù)計將為SMR發(fā)電廠帶來高達89%的捕獲率，導(dǎo)致這個過程約1kg CO2/kg H2排放，與風(fēng)力發(fā)電供應(yīng)(資產(chǎn)生命周期x 47kWh/kg H2, 15 -20g CO2 / kWh)所實現(xiàn)的排放相當(dāng)，低于太陽能光伏解決方案(~50g CO2/ kWh)。

工業(yè)應(yīng)用的業(yè)務(wù)案例。目前已安裝和計劃安裝的大部分電解產(chǎn)能都在歐洲。下圖：氫成本-(非常大的AE電解槽的LCOH；100 MW+；90%容量因子；$/ kg H2；2030年)

1、這種情況電解槽將與電網(wǎng)連接，并以90%以上的利用率運行，電網(wǎng)供電由可再生原產(chǎn)地擔(dān)保支持(假設(shè)以2歐元/兆瓦時的價格購買)。一些電解站可以與可再生能源相關(guān)聯(lián)，從而受益于更有利的電力供應(yīng)條件。

2、FCEV所需的氫純度必須符合ISO 14687-2水平(99.97%)，可通過PEM電解槽實現(xiàn)。此外，PEM技術(shù)占地面積有限，這使得該工藝更適合空間有限的地區(qū)。

3、考慮到2030年將出現(xiàn)的持續(xù)規(guī)模和技術(shù)改進，PEM技術(shù)參數(shù)預(yù)計將達到49kWh/ kg H2效率，0.1% /1000小時的衰減和75000小時的電堆持續(xù)壽命。在如此有限的資產(chǎn)規(guī)模下，初始資本支出應(yīng)在1400歐元/千瓦水平，年運營支出占初始資本支出的4%。（這里也不一定具體指PEM，主要強調(diào)電解槽和RES電力波動性和間歇性的耦合能力）

4、假設(shè)到2030年經(jīng)濟狀況穩(wěn)定（天然氣和上網(wǎng)電價沒有變化，也沒有特定的稅收或補貼），即使考慮到中期技術(shù)發(fā)展，分布式制氫將導(dǎo)致電解制氫LCOH大大高于SMR + CCS的預(yù)期水平，交付成本在200 - 300公里的范圍內(nèi)（>6.3美元/千瓦時，而SMR + CCS為4美元/千瓦時：生產(chǎn)為1.5美元/千瓦時，物流為2.5美元/千瓦時）。阻礙小規(guī)模氫電解的主要參數(shù)是電網(wǎng)供電成本，并帶有高網(wǎng)絡(luò)接入和稅收成本（法國1MW電解站約為30歐元/MWh+，屬于“ID"消費區(qū)間：2至20GWh /年）。

5、然而，有幾個支持分布式電解制氫的因素，可能導(dǎo)致公共部門通過補貼來支持這項技術(shù):

1、這種平臺可以利用多種供電模式，從電網(wǎng)連接(有原產(chǎn)地保證)到不同類型的專有RES(光伏、陸上/海上風(fēng)能)——允許節(jié)省網(wǎng)絡(luò)連接費用和稅收——這取決于每個地區(qū)可用的競爭力的技術(shù)。

2、FCEV所需的氫純度必須符合ISO14687-2水準(zhǔn)(99.97%)，可通過PEM電解槽實現(xiàn)。此外，與RES相結(jié)合需要很高的靈活性，這是PEM技術(shù)的一個關(guān)鍵特點，啟動和上升/下降可以在幾秒鐘內(nèi)完成。（這里也不一定具體指PEM，主要強調(diào)電解槽和RES電力波動性和間歇性的耦合能力）

3、考慮到2030年將出現(xiàn)的持續(xù)規(guī)模和技術(shù)改進，PEM技術(shù)參數(shù)預(yù)計將達到49kWh /kg H2效率，0.1% / 1000小時的衰減和75000小時的電解槽持續(xù)壽命。在這樣的資產(chǎn)規(guī)模下，初始資本支出應(yīng)在600歐元/千瓦水平，年運營支出占初始資本支出的2%。

4、假設(shè)到2030年經(jīng)濟狀況穩(wěn)定(天然氣和電網(wǎng)電價沒有變化，也沒有特定的稅收或補貼)，大多數(shù)預(yù)期的供電模式(電網(wǎng)，或?qū)Ｓ蠷ES)可以在200 - 300公里范圍內(nèi)與SMR+CCS的交付成本競爭(與SMR+CCS的LOCH等于或低于4美元/千瓦時的LCOH：生產(chǎn)1.5美元/千瓦時，物流2.5美元/千瓦時，平均和表現(xiàn)資產(chǎn))，假設(shè)可以獲得合適的電力供應(yīng)。

5、因此，考慮到其規(guī)模，“半集中式"樞紐似乎是一種具有競爭力的制氫運營模式，前提是能夠在結(jié)構(gòu)上將有吸引力的可再生能源(或低價格和低溫室氣體電網(wǎng))和足夠的本地H2消耗相結(jié)合，以實現(xiàn)必要的規(guī)模(例如，關(guān)鍵貨運走廊上的物流樞紐，非電氣化鐵路線上的戰(zhàn)略位置)。需要仔細地本地化研究，才能很好地定位這些“半集中式"交通樞紐，因此，公共部門的協(xié)調(diào)和融資對于加快這些項目的出現(xiàn)至關(guān)重要。

移動樞紐的業(yè)務(wù)案例:。到2030年，將電解水與專有可再生能源相結(jié)合的交通樞紐預(yù)計將與SMR+CCS工廠的遠程交付相比具有競爭力。下圖是氫氣成本-(大型PEM電解槽的LCOH;10 - 40MW;$ / kg H2；2030年)

來源：氫眼所見  作者：馬震

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