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基于高温固体氧化物电解耦合核能制氢技术经济性分析与研究

王睿 ,  黄锐 ,  杨磊 ,  马丽丽

现代化工 ›› 2025, Vol. 45 ›› Issue (2) : 7 -10.

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现代化工 ›› 2025, Vol. 45 ›› Issue (2) : 7-10. DOI: 10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2025.02.002
专论与评述

基于高温固体氧化物电解耦合核能制氢技术经济性分析与研究

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Economic analysis and research on hydrogen production by coupling nuclear energy with high-temperature solid oxides electrolysis

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摘要

发展核能制氢已成为核能未来发展的重要途径之一,国内外核能制氢研究主要集中于先进堆型,对于现役主要二代核电堆型耦合制氢研究较少。针对中国主要现役二代核电堆型M310,构建了900 MW M310核电站耦合高温固体氧化物电解制氢经济性评估模型,评估了高温固体氧化物电解耦合核能制氢技术的经济性,分析了不同因素对制氢成本的敏感性影响。核电度电成本是影响制氢成本的最主要因素,在现阶段核电平均度电成本下,高温固体氧化物电解耦合现役核电具备市场竞争力。

Abstract

Using nuclear energy to produce hydrogen has become one of the important ways for the future development of nuclear energy.In the globe,research on nuclear energy for hydrogen production mainly focuses on advanced reactors,and there are few researches on coupling hydrogen production with second-generation nuclear reactors.In this paper,an economic evaluation model is constructed for coupling high temperature solid oxide electrolysis (SOEC) hydrogen production with a 900 MW M310 nuclear power plant to evaluate the economy of the SOEC coupled nuclear energy for hydrogen production technology.The sensitivity of different factors to the cost of hydrogen production is analyzed.It is demonstrated that the cost of nuclear power is the most important factor affecting the cost of hydrogen production.Under the current average cost of nuclear power,the existing nuclear power coupling with SOEC electrolysis has market competitiveness.

Graphical abstract

关键词

高温固体氧化物电解制氢 / 经济性 / 核能制氢

Key words

solid oxides electrolysis at high temperature for hydrogen production / economic / nuclear energy for hydrogen production

Author summay

王睿(1986-),男,博士,高级工程师,研究方向为可再生能源制氢与应用技术。

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王睿,黄锐,杨磊,马丽丽. 基于高温固体氧化物电解耦合核能制氢技术经济性分析与研究[J]. , 2025, 45(2): 7-10 DOI:10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2025.02.002

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我国核电迅速发展,核能装机容量不断增加。截至2023年,我国在运核电机组达到55台,装机容量约5 700万kW;在建核电机组24台,装机容量约2 780万kW;在运在建核电机组合计79台,位居世界第二。到2035年,我国核电发电量占比有望达到10%左右。随着我国核电并网电量及占比提高,核电降负荷运行能力差的特点造成调峰压力愈发显著[1]。同时核电电力市场化占比逐渐增大,也导致核电市场竞争压力不断增加。通过核能耦合氢能,将相对低价的电能转变为高附加值的氢能,降低核电调峰压力,提高核电站综合收益,是解决核能发展问题的重要途径之一。
针对于核能制氢,国内外已做过大量研究。曲新鹤等[2]基于能量梯级利用理论,研究了核能制氢的氢电联产系统能量梯级利用方法。李智勇等基于IAEA的HEEP软件案例,对比分析了APWR、HTGR等不同核电堆型耦合不同制氢技术的经济性,结果表明HTGR堆型虽然增加了初始投资成本,但由于具有更高的热效率,使得制氢的总成本有所降低,在制氢领域具有更大的潜在优势[2]。Ozcan H等[3-4]基于IAEA的HEEP软件对不同核能制氢方法的成本进行分析评估,结果表明,采用混合热化学循环制氢可降低制氢的运行费用,但投资成本可能高于电解制氢;相比于纯电化学循环制氢,混合热化学循环制氢成本可降低10%~30%。孙征、吴晓春等人研究了小型铅铋冷快堆与不同制氢技术耦合适用性分析,结果表明小型铅铋冷快堆制氢的潜在技术路线为热化学裂解水溴钙循环或甲烷直接裂解法[5]。倪航等[6]对高温气冷堆耦合碘硫循环的核能制氢工艺进行了经济性分析,结果表明采用核电厂为制氢厂热电联供与核电厂只供热而由外部电网供电相比经济性更好。Rupsha Bhattacharyya等[7]对比分析了碱性电解水、PEM电解水耦合大型水冷核反应堆在不同制氢装机容量下的制氢成本,在同样额定制氢功率下,碱性电解成本更低。
目前国内外对于核能制氢技术主要集中于第三、第四代堆型,但对于国内现役核电站主要二代堆型法马通M310及其国产化改进型号耦合电解制氢的相关研究较少。本文基于900 MW M310压水堆型,以兆瓦级制氢规模为例,系统性地分析研究了高温固体氧化物电解耦合现役二代核电堆型核能制氢的经济性。

1 制氢成本构成

制氢成本分为固定成本和可变成本,固定成本包括设备、人工、运维等,可变成本包括制氢过程的电耗和水耗。固定成本与可变成本构成生命周期总成本,单位制氢成本可通过公式(1)计算:
单 位 制 氢 成 本 = 生 命 周 期 总 成 本 / 生 命 周 期 总 制 氢 产 量

1.1 可变成本

SOEC(solid oxide electrolysis cell,固体氧化物电解池)制氢技术的可变成本主要包括制氢过程的电力和水耗(蒸汽)成本。
(1)电力使用成本
制氢电力成本取决于系统单位制氢能耗和电价。其中单位制氢能耗与系统输入蒸汽参数相关。从能源效率考量,应选择尽可能高的温度蒸汽作为SOEC电解制氢的温度输入,但SOEC制氢技术由于其结构特殊性,需要在低压状态下运行。高压环境对制氢设备结构、材料强度等都有更高的要求,会极大地提高建设成本和增加安全风险,因此,制氢过程与核能输送的接口也应该是低压氛围,降低电解过程高压带来的危险和设备成本。
M310压水堆主要蒸汽参数如表1所示,汽水分离再热器出口蒸汽为过热状态,蒸汽品质高,兼具低压特性。综合能源效率、安全性、经济性,汽水分离再热蒸汽作为SOEC输入蒸汽较为适宜。
以汽水分离再热蒸汽作为SOEC输入,根据SOEC制氢原理,进行SOEC热力学平衡计算。其中,阴极侧和阳极侧分别采用一级换热实现热力循环,运行操作温度750℃,蒸汽最终运行温度通过电加热方式补足。水氢比1∶9,蒸汽转换率取80%。假定整流器转换效率92%,单位制氢能耗约3.44 kWh/Nm3,附加寄生功耗后单位能耗约3.6 kWh/Nm3。
电解电力可通过核电站厂内电输送,因此电解电力成本可取核电站平均度电成本计价。根据OECD数据,我国二代机组平均度电成本为0.20~0.24元/kWh,取中间值0.22元/kWh计算,得单位制氢电力成本约为0.792元/Nm3。
(2)蒸汽使用成本
蒸汽使用成本可折算为单位蒸汽可产生电力收益计费。不同核电站的上网电价略有不同,为统一计算,取核电平均上网电价0.395 02元/kWh[9]。
900 MW M310压水堆型共设置3台蒸汽发生器,单台蒸汽发生器额定蒸汽流量1 938 t/h[8],模化对比单位电力耗蒸汽量约6.46 kg/kWh,则单位氢气的蒸汽使用成本约0.061元/Nm3。

1.2 固定成本

SOEC制氢技术固定成本主要包括设备、人工、运维等。
(1)设备成本
SOEC制氢系统主要包括SOEC电堆和辅助BOP系统两部分。BOP系统主要设备包括换热器、加热器、保温箱、直流电源等。美国能源部2022年委托咨询机构对SOEC成本进行估算,电堆成本约为350美元/kW,BOP成本约为900美元/kW,当年产能达到1 GW时,电堆成本可降至115美元/kW[10]。参考美国测算成本计价,则SOEC系统设备成本约 9 134元/kW。
(2)人工成本
SOEC正常运转期间,可实现全自动运行,需要人力较少。假定兆瓦级规模制氢设备人力4人。
(3)运维成本
电堆更换成本占据SOEC运维成本的主要部分。美国H2NEW联盟设定2025年SOEC电堆使用寿命目标60 000 h[11]。参考H2NEW电堆寿命,设定设备大修周期。假定设备年运维费率为设备成本的1%,项目运行周期20 a,年运行330 d,每8 a进行一次设备大修。

2 制氢成本核算

基于前述分析,构建了一套高温固体氧化物电解耦合核能制氢经济性评价模型,主要边界条件见表2。
基于上述假定输入,兆瓦级SOEC项目运行周期内,消耗的电解电力共计158 400 MWh,消耗蒸汽共计44 220 t,总成本6 112万元,其中电力成本 3 485万元,占比57.01%;蒸汽使用成本270万元,占比4.42%;设备成本913万元,占比14.94%;人工成本800万元,占比13.09%;运维成本601万元,占比9.83%。
项目年制氢产量197.78 t,单位制氢成本15.45元/kg。该成本价格已能与煤气化制氢(8.3~19.5元/kg)、工业副产提纯制氢(10~16元/kg)和天然气重整制氢(14~22元/kg)[12⇓-14]竞争。

3 经济性分析

3.1 氢气售价对经济性影响

根据统计,中国氢气价格无补贴约为60~79元/kg,补贴后价格约为40元/kg[15]。随着氢能产业逐渐完善,国家和地方政府的政策扶持将逐渐缩减,氢气售价将趋于稳定。中科院大连化物所衣宝廉院士认为,如果氢源成本降至30元/kg以下,氢能源汽车将可与燃油汽车竞争,目前全国多地出台政策文件将2030年氢气售价目标定在30元/kg以内。
以氢气售价30元/kg为基点,对比不同氢气售价下,核能制氢模式与纯核电电力销售模式生命周期内收益差,如图1所示。核电上网电价以0.395 02元/kWh计价,当氢气售价高于16.5元/kg时,采用核能制氢模式相较于纯发电模式可为核电站带来正向增益;当氢气售价达17.37元/kg时,项目可实现8%的内部收益率;当氢气售价等于30元/kg时,可为核电站带来年均增益约386万元/a。

3.2 核电上网电价对经济性影响

单位制氢成本、单位蒸汽使用成本随核电上网电价变化趋势如图2所示。核电上网电价从0.22元/kWh上涨到0.44元/kWh,单位蒸汽成本上涨约100%,但单位制氢成本仅上涨约2.53%。可见核电上网电价主要影响蒸汽使用成本,而蒸汽使用成本在制氢总成本中占比较低,因此核电上网电价对制氢成本影响较低。
核电上网电价决定核电电力销售收入,进而影响核电纯发电模式与核电制氢模式两种不同经营模式的收益变化。在以满足8%内部收益率的氢气售价条件下,核能制氢模式相较于核电纯发电模式收入增益变化曲线如图3所示。当核电上网电价低于0.42元/kWh时,采用核能制氢模式可以为核电站带来正向增益。且在满足8%内部收益率条件下的氢气售价约17.40元/kg,相较于其他制氢技术具备市场竞争力。

3.3 核能制氢经济敏感性分析

基于核能制氢经济性评价模型,对SOEC耦合现役M310二代堆型核能制氢工程制氢成本与8%内部投资收益率下的氢气售价进行了敏感性分析,研究核电度电成本、制氢设备造价、核电上网电价等因素对制氢成本与氢气售价的影响。
以核电度电成本0.22元/kWh、核电上网电价0.395 02元/kWh、制氢设备成本9 134元/kW为基点,单位制氢成本变化趋势如图4所示。结果表明,核能制氢工程制氢成本中影响最大的因素为核电度电成本,度电成本价格下降10%,可将制氢成本从15.35元/kg降低至14.57元/kg,降幅0.88元/kg。其次是制氢设备成本,制氢设备造价下降10%,可将制氢成本从15.45元/kg降低至15.07元/kg,降幅0.38元/kg。最后是核电上网电价,其下降10%,可将制氢成本从15.45元/kg降低至15.38元/kg,降幅0.07元/kg。8%内部投资收益率下氢气售价的变化趋势与制氢成本基本相同,如图5所示。

4 结论

本文以现役M310核电为例,构建经济性评估分析模型。当氢气售价高于16.5元/kg时,即可为核电站带来正向收益。当氢气售价达到30元/kg,兆瓦级SOEC可为核电站带来约386万元/年的收益。可见基于高温固体氧化物电解制氢耦合现役核电具有经济性,可成为提高现役核电站市场竞争力的有效发展方向。
通过经济性敏感因素分析,对于现役核电耦合核能制氢工程的制氢成本与8%内部投资收益率下的氢气售价,影响最大的为核电度电成本,其次为制氢设备造价。通过核电耦合核能制氢,提高核能发电高功率运行时间,可以降低核电的平均度电成本,进而进一步增强核能制氢经济性。

参考文献

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