內(nèi)蒙綠氫項(xiàng)目為何90%是綠氨？

2023-01-11 來源：電氫燃料化學(xué)品作者：電氫燃料化學(xué)品瀏覽數(shù)：396

吉電大安綠氨項(xiàng)目，他們的測算是“按照2018-2022五年均價(jià)3520計(jì)算，資本金內(nèi)部收益率4.57%”。

內(nèi)蒙古2023年開工28萬噸綠氫項(xiàng)目，近9成用于綠氨。496億！內(nèi)蒙古2023年開工28萬噸綠氫項(xiàng)目，近9成用于綠氨

實(shí)際上全球范圍內(nèi)，大型集中式綠氫項(xiàng)目也大多是耦合綠氨消納綠氫。

綠氫耦合氮?dú)猓蔷G氨；耦合碳捕集，可以合成甲醇和甲烷，為何只有氨獲得了偏愛？僅僅是因?yàn)樘疾都闊┗蛘叱杀靖呙矗?/div>

綠氨合成能量流程示意圖

3102元/噸的氨

3348元/噸的甲醇

8340元/噸的天然氣

哪個(gè)燃料最便宜？

一樣

為方便計(jì)算我們以氨、甲醇和甲烷的低位熱值計(jì)算，0.6元/kWh的成本對應(yīng)3102元/噸的氨，3348元/噸的甲醇，和8340元/噸的天然氣。

獲得1kWh的氨/甲醇/甲烷，大約需要2-2.5kWh的電，氨的效率最高，三者效率理論上沒有明顯差距，即通過Power to X的路線獲得1kWh的氫基燃料，前文分析過，起碼在紙面經(jīng)濟(jì)性分析上，三者單位熱值產(chǎn)品的生產(chǎn)成本非常接近。

當(dāng)作燃料而不是原料的話，衡量的是單位熱值的價(jià)格，而不是噸價(jià)。比如我們的煤是多少大卡的。

這三個(gè)價(jià)格對應(yīng)的單位熱值價(jià)格是一致的，都是0.6元/kWh。那為什么大家都做綠氨呢？

因?yàn)榫G氨的市場噸價(jià)最高，做為原料，進(jìn)入市場獲利的可能性和潛在利潤率最高。

甲醇和天然氣就沒有這么幸運(yùn)了。天然氣是地底下出來的東西，如果做為原料，它是甲醇的上游，平均來看單位熱值價(jià)格永遠(yuǎn)比甲醇便宜。甲醇做為原料的價(jià)格比不了氨，在碳稅補(bǔ)貼不明的情況下，沒有任何盈利空間。如下表，不僅甲醇本身虧損嚴(yán)重（盡管副產(chǎn)品賺錢），其下游甲醇消耗大戶烯烴和甲醛的理論利潤均為負(fù)值。理論利潤正值的下游產(chǎn)品僅有二甲醚和甲烷氯化物，其消耗甲醇量很低（總共約400-500萬噸/年）。

隆眾資訊甲醇周報(bào)（20221230-0105）甲醇及下游產(chǎn)品利潤理論變化

如果，以現(xiàn)在的市場價(jià)采購氨、甲醇和甲烷，做為燃料而不是原料，哪個(gè)最不經(jīng)濟(jì)（按燃機(jī)效率一致算）？是氨，因?yàn)榘钡膯挝粺嶂祪r(jià)格最貴，反而不會(huì)有人用。

目前國內(nèi)公號(hào)新聞習(xí)慣性的用噸價(jià)報(bào)道，其實(shí)國外普遍以熱值價(jià)格計(jì)算，即每兆瓦時(shí)多少歐元美元。

綠氨做為能源

價(jià)格需要遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于煤制氨成本

氨做為“氨能”，其奮斗目標(biāo)是做為能源，而不僅僅是化肥體系的脫碳；雖然化肥系統(tǒng)的脫碳已經(jīng)足夠有意義，卻跟能源沒有任何關(guān)系。

如下論述摘自：Salmon N , R Baares-Alcántara. Green ammonia as a spatial energy vector: a review[J]. Sustainable Energy & Fuels, 2021, 5（11）

盡管與化石燃料成本持平是綠色氨成本的一個(gè)有用基準(zhǔn)，但低于這一成本的降低是預(yù)期的，也是推動(dòng)綠色氨作為清潔能源載體長期使用的必要條件。這是因?yàn)?，正如Wijayanta等人所觀察到的，氨作為肥料的化學(xué)作用使其市場價(jià)格大大高于其作為能量載體的價(jià)值。氨的當(dāng)前價(jià)格在350至550美元/噸之間。即使在最低值350美元/噸的情況下，氨在高位熱值HHV基礎(chǔ)上提供的能量價(jià)值為15.55美元/吉焦，這與美國的天然氣相比是不利的，美國天然氣的價(jià)格在3至8美元/吉吉焦之間，取決于地點(diǎn)和市場條件。因此，綠色氨需要比化石燃料氨便宜得多，可以提供非常便宜的能源（盡管這種直接比較并不考慮使用效率，使用SOFC的氨的使用效率可能略高于天然氣）。

綠氨 vs 天然氣+CCS

假設(shè)碳稅為700元/噸

綠氨PK天然氣+CCS需要綠氨價(jià)格低于2580元/噸（0.5元/kWh）

綠氨PK煤電+CCS，需要綠氨價(jià)格2120元/噸

僅考慮燃料使用過程碳排放（大頭）

我們以國內(nèi)LNG價(jià)格（高于管道天然氣價(jià)格，但市場化程度高）進(jìn)行比較，并且我們采用低位熱值LHV而不是HHV來進(jìn)行比較。在工業(yè)與民用燃?xì)鈶?yīng)用設(shè)備中，燃?xì)庵械乃魵馔ǔＪ且詺怏w狀態(tài)排出，因此，實(shí)際應(yīng)用工程中常用燃?xì)獾臀粺嶂颠M(jìn)行計(jì)算。

過去五年氨的均價(jià)是3520元/噸，折合LHV是0.68元/kWh，189元/吉焦。

國內(nèi)的天然氣，LNG均價(jià)過去五年大約5000元/噸，折合LHV是0.36元/kWh，100元/吉焦。

很顯然，即便允許灰氨做為能源，煤制氨也無法跟天然氣競爭的，更不要說跟煤炭競爭了。這也就意味著，綠氨做為能源其價(jià)格需要遠(yuǎn)低于煤制氨價(jià)格。

1立方天然氣LHV為10kWh，碳排放量約2公斤CO2，即天然氣燃燒的碳排放是0.2kg CO2/kWh。計(jì)算可得，

a-假如綠氨的售價(jià)與煤制氨市場價(jià)持平為3520元/噸，其替代天然氣燃燒，需要碳稅達(dá)到1600元/噸 CO2

b-假設(shè)碳稅為700元/噸，綠氨PK天然氣+CCS需要綠氨價(jià)格低于2580元/噸。

綠氨燃燒發(fā)電 vs 煤電+CCS

700元/噸的CCS成本下，綠氨需要低于2120元/噸（考慮發(fā)電設(shè)備投資和運(yùn)維，需要更低）。

如上表。

煤電上網(wǎng)電價(jià)普遍為0.4元/kWh，碳捕集封存成本500-900元/噸，未來有足夠的降本空間。以700元/噸CCS成本和600克CO2/kWh煤電碳排放計(jì)算，CCS的煤電上網(wǎng)電價(jià)為0.82元/kWh，一般對應(yīng)4000小時(shí)利用率。

即便未來可以實(shí)現(xiàn)100%氨燃燒發(fā)電技術(shù)，效率50%，假設(shè)設(shè)備投資運(yùn)行成本為零，僅考慮原料成本，綠氨的價(jià)格與煤電CCS平價(jià)，需要低至2120元/噸，即綠氨的價(jià)格需要遠(yuǎn)低于天然氣和煤制氨才能PK煤電+CCS。

灰氨成本情況：川渝氣頭完全成本2600元/噸左右，煤頭生產(chǎn)成本3000元/噸左右，新型工藝完全成本3300-3500元/噸。http://www.baiinfo.com/Html/27896683.shtml

根據(jù)高頻被引的經(jīng)濟(jì)性分析文獻(xiàn)，F(xiàn)asihi M, Weiss R, Savolainen J, et al. Global potential of green ammonia based on hybrid PV-wind power plants[J]. Applied Energy, 2021, 294: 116170.

綠氨在中國的成本2040年約320歐元/噸（2021歐元匯率平均7.5），折合2400元/噸，基于電解槽2000元/kW，67%LHV效率/79.2%HHV效率，地下儲(chǔ)氫，風(fēng)光互補(bǔ)，滿負(fù)荷5764小時(shí)）。

02綠色燃料不應(yīng)寄希望于化石燃料漲價(jià)

雖然被“熱衷”的政治因素導(dǎo)致天然氣價(jià)格飆漲，油價(jià)也存在暴漲的潛力，我國煤炭也曾暴漲過，然而站在“去化石化”的角度，沒有需求，化石燃料的價(jià)格可以很低，低到能覆蓋成本和合理利潤即可。因此，一個(gè)綠色項(xiàng)目生命周期二三十年，寄希望于傳統(tǒng)化石燃料始終維持高位，是一種非常不合理的“愿望”。真正需要探討的是：

a-市場 “可承受”價(jià)格

比如居民供熱可承受相對較高的熱值成本（比如0.5元/kWh），然而工業(yè)供熱多數(shù)行業(yè)比如陶瓷和浮法玻璃，熱源成本占產(chǎn)品成本比例較高，無法承受高價(jià)熱源——氫在高溫?zé)犷I(lǐng)域應(yīng)用的想象，純屬想象，缺乏對市場可承受價(jià)格的調(diào)研數(shù)據(jù)支撐。

比如交通，是可以承受高價(jià)能源的。柴油價(jià)格在8-10元/升是可承受的。按8元/升計(jì)算，折合0.8元/kWh，考慮碳稅700元/噸，則含碳稅柴油價(jià)格10元/升。百公里氫耗10kg的情況下，加氫站氫售價(jià)不超過32.5元/kg即可，扣除加氫成本10元，制氫成本不超過22.5元即可——站內(nèi)谷電制氫或者高效氨分解制氫，是可以實(shí)現(xiàn)的；但是管網(wǎng)輸送西北的氫給東部，成本上未來也難實(shí)現(xiàn)（波動(dòng)制氫必須配大量儲(chǔ)氫平抑供需，受制于鹽穴低成本儲(chǔ)氫）。

49噸重卡，柴油車實(shí)測國產(chǎn)平均35L左右，進(jìn)口在30L，取平均32.5L；

柴油重卡全生命周期碳排放約800g CO2/km，百公里碳排放80kg，折合每升柴油碳排放2.5公斤。按700元/噸碳稅計(jì)算，柴油含碳稅成本為接近10元/升。氫重卡百公里耗氫10公斤。則10元/L柴油平價(jià)的加氫站氫氣售價(jià)不超過32.5元。

b-其它低碳路線的價(jià)格水平競爭。

不能只考慮氫和氫基能源未來降本，而將競爭路線做原地踏步的假設(shè)。氫基能源可以通過規(guī)?；当?，碳捕集封存CCS同樣可以；未來很可能出現(xiàn)氫含儲(chǔ)運(yùn)至用戶成本依然過高，而CCS卻顯得代價(jià)小得多。

這里涉及到“政策”和“政治”傾向。政策一旦傾向某單一脫碳路線，勢必會(huì)阻礙其它路線的發(fā)展，“押寶”是賭徒才會(huì)做的行為。

c-綠色采購客戶愿意付出的“溢價(jià)”水平。

溢價(jià)水平取決于競爭路線。比如長途航空燃料，沒有競爭路線，不考慮市場承受能力的話，理論上“溢價(jià)水平”更高。長距離海運(yùn)也同樣，公認(rèn)的較優(yōu)綠色燃料都是氫基燃料（綠氨和綠色甲醇），沒有競爭對手。這可能也是馬士基等急吼吼的布局綠色甲醇的原因——不需要觀望，我?guī)缀鯖]有別的選擇。

綠氫合成甲烷、甲醇和氨的能效對比

如下數(shù)據(jù)采用Hank C, Sternberg A, Köppel N, et al. Energy efficiency and economic assessment of imported energy carriers based on renewable electricity[J]. Sustainable Energy & Fuels, 2020, 4（5）： 2256-2273.，圖根據(jù)數(shù)據(jù)重新繪制。