內蒙古2023年開工28萬噸綠氫項目，近9成用于綠氨。496億！內蒙古2023年開工28萬噸綠氫項目，近9成用于綠氨

 

實際上全球范圍內，大型集中式綠氫項目也大多是耦合綠氨消納綠氫。

 

綠氫耦合氮氣，是綠氨；耦合碳捕集，可以合成甲醇和甲烷，為何只有氨獲得了偏愛？僅僅是因為碳捕集麻煩或者成本高么？

 

 

綠氨合成能量流程示意圖

 

01

 

3102元/噸的氨

 

3348元/噸的甲醇

 

8340元/噸的天然氣

 

哪個燃料最便宜？

 

一樣

 

為方便計算我們以氨、甲醇和甲烷的低位熱值計算，0.6元/kWh的成本對應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，起碼在紙面經濟性分析上，三者單位熱值產品的生產成本非常接近。

 

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

 

這三個價格對應的單位熱值價格是一致的，都是0.6元/kWh。那為什么大家都做綠氨呢？

 

因為綠氨的市場噸價最高，做為原料，進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格永遠比甲醇便宜。甲醇做為原料的價格比不了氨，在碳稅補貼不明的情況下，沒有任何盈利空間。如下表，不僅甲醇本身虧損嚴重（盡管副產品賺錢），其下游甲醇消耗大戶烯烴和甲醛的理論利潤均為負值。理論利潤正值的下游產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（20221230-0105）甲醇及下游產品利潤理論變化

 

 

如果，以現在的市場價采購氨、甲醇和甲烷，做為燃料而不是原料，哪個最不經濟（按燃機效率一致算）？是氨，因為氨的單位熱值價格最貴，反而不會有人用。

 

目前國內公號新聞習慣性的用噸價報道，其實國外普遍以熱值價格計算，即每兆瓦時多少歐元美元。

 

02

 

綠氨做為能源

 

價格需要遠遠低于煤制氨成本

 

氨做為“氨能”，其奮斗目標是做為能源，而不僅僅是化肥體系的脫碳；雖然化肥系統的脫碳已經足夠有意義，卻跟能源沒有任何關系。

 

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有用基準，但低于這一成本的降低是預期的，也是推動綠色氨作為清潔能源載體長期使用的必要條件。這是因為，正如Wijayanta等人所觀察到的，氨作為肥料的化學作用使其市場價格大大高于其作為能量載體的價值。氨的當前價格在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基礎上提供的能量價值為15.55美元/吉焦，這與美國的天然氣相比是不利的，美國天然氣的價格在3至8美元/吉吉焦之間，取決于地點和市場條件。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

 

假設碳稅為700元/噸

 

綠氨PK天然氣+CCS需要綠氨價格低于2580元/噸（0.5元/kWh）

 

綠氨PK煤電+CCS，需要綠氨價格2120元/噸

 

僅考慮燃料使用過程碳排放（大頭）

 

我們以國內LNG價格（高于管道天然氣價格，但市場化程度高）進行比較，并且我們采用低位熱值LHV而不是HHV來進行比較。在工業與民用燃氣應用設備中，燃氣中的水蒸氣通常是以氣體狀態排出，因此，實際應用工程中常用燃氣低位熱值進行計算。

 

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

 

國內的天然氣，LNG均價過去五年大約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，綠氨做為能源其價格需要遠低于煤制氨價格。

 

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。計算可得，

 

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

 

b-假設碳稅為700元/噸，綠氨PK天然氣+CCS需要綠氨價格低于2580元/噸。

 

 

綠氨燃燒發電 vs 煤電+CCS

 

700元/噸的CCS成本下，綠氨需要低于2120元/噸（考慮發電設備投資和運維，需要更低）。

 

如上表。

 

煤電上網電價普遍為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煤電碳排放計算，CCS的煤電上網電價為0.82元/kWh，一般對應4000小時利用率。

 

即便未來可以實現100%氨燃燒發電技術，效率50%，假設設備投資運行成本為零，僅考慮原料成本，綠氨的價格與煤電CCS平價，需要低至2120元/噸，即綠氨的價格需要遠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

 

根據高頻被引的經濟性分析文獻，Fasihi 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，地下儲氫，風光互補，滿負荷5764小時）。

 

02綠色燃料不應寄希望于化石燃料漲價

 

雖然被“熱衷”的政治因素導致天然氣價格飆漲，油價也存在暴漲的潛力，我國煤炭也曾暴漲過，然而站在“去化石化”的角度，沒有需求，化石燃料的價格可以很低，低到能覆蓋成本和合理利潤即可。因此，一個綠色項目生命周期二三十年，寄希望于傳統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），然而工業供熱多數行業比如陶瓷和浮法玻璃，熱源成本占產品成本比例較高，無法承受高價熱源——氫在高溫熱領域應用的想象，純屬想象，缺乏對市場可承受價格的調研數據支撐。

 

比如交通，是可以承受高價能源的。柴油價格在8-10元/升是可承受的。按8元/升計算，折合0.8元/kWh，考慮碳稅700元/噸，則含碳稅柴油價格10元/升。百公里氫耗10kg的情況下，加氫站氫售價不超過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——站內谷電制氫或者高效氨分解制氫，是可以實現的；但是管網輸送西北的氫給東部，成本上未來也難實現（波動制氫必須配大量儲氫平抑供需，受制于鹽穴低成本儲氫）。

 

49噸重卡，柴油車實測國產平均35L左右，進口在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柴油平價的加氫站氫氣售價不超過32.5元。

 

b-其它低碳路線的價格水平競爭。

 

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。氫基能源可以通過規模化降本，碳捕集封存CCS同樣可以；未來很可能出現氫含儲運至用戶成本依然過高，而CCS卻顯得代價小得多。

 

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，勢必會阻礙其它路線的發展，“押寶”是賭徒才會做的行為。

 

c-綠色采購客戶愿意付出的“溢價”水平。

 

溢價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“溢價水平”更高。長距離海運也同樣，公認的較優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，我幾乎沒有別的選擇。

 

02

 

綠氫合成甲烷、甲醇和氨的能效對比

 

如下數據采用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.，圖根據數據重新繪制。

 

 

甲烷和甲醇合成步驟96%總轉化率（H2和CO2轉化率）；合成氨98%總轉化率（H2和N2轉化率）；電解水62.5%LHV效率

 

合成氨

 

1kWh的氨（0.193kg NH3，0.162kg N2，0.035kg H2）

 

0.13kWh的電給空分獲得N2

 

0.093kWh的電給壓縮原料氣

 

1.87kWh的電制氫（1.166kWh H2）

 

合成氨效率為1/（1.87+0.13+0.09）=47.4%

 

合成甲醇

 

1kWh的甲醇（0.179kg CH3OH，0.256kg CO2，0.035kg H2）

 

需要0.512kWh的電和熱給DAC

 

扣除反應余熱0.076kWh

 

需要反應用電0.055kWh

 

需要1.87kWh的電制氫（1.166kWh的H2）

 

合成甲醇效率為1/（1.87+0.512-0.076+0.055）=42.3%

 

合成甲烷

 

1kWh的甲烷（0.072kgCH4，需要0.206kg CO2，0.0375kg H2）

 

需要0.412kWh的電和熱給DAC

 

扣除反應余熱0.21kWh

 

需要反應用電0.01kWh

 

需要2kWh的電制氫（1.25kWh的H2）

 

合成甲烷效率為1/（2+0.412-0.21+0.01）=45.2%

 

假如采取固定源CO2而不是直接空氣捕捉，由于CO2捕集能耗大幅下降，甲烷的效率將比甲醇低（大約是48% vs 50%）。

 

事實上所有的X，不論是氨、甲醇還是甲烷，粗略估算電價在0.15元/kWh，滿負荷運行小時數高于4000小時，單位熱值成本約0.5元/kWh——在2030年后是可以實現的。

 

0.5元/kWh LHV，相當于5元/方的天然氣，即略高于全國工業管道氣高價地區價格水準持平。這是所有Power to X的初級目標。