配备电池储能系统的水电解制绿氢生命周期及技术经济评估：印度视角

《International Journal of Hydrogen Energy》：Life cycle and techno-economic assessment of green hydrogen production via water electrolysis with BESS: An Indian perspective

　　

•在印度完成了基于储能系统的绿氢生产生命周期评价（LCA）和技术经济分析（TEA）。
•PEMWE在环境和经济方面均优于AWE。
•O?销售收入是降低绿氢售价的可行途径之一。
•电网电价为4卢比/千瓦时、太阳能占比80%时，成本降至2.5美元/千克H?。
•为用绿氢工厂替代SMR装置提供了经济方面的见解。

**引言**

向净零碳排放状态脱碳是全球许多企业和国家为应对全球气候变化而设定的目标。2023年，印度贡献了全球538亿吨温室气体（GHG）排放量的8%[1]。能源部门占印度温室气体总排放量的75.8%[2]。印度总能源消耗量从2013-14年度的4.14亿吨油当量（Mtoe）增至2023-24年度的5.97亿吨油当量[3]，且由于预期的社会经济发展，未来将继续增长。由于目前超过70%的能源需求由煤炭和石油等化石燃料满足[3]，若缺乏相应的战略干预措施，温室气体排放将持续上升。

石油炼制约占印度温室气体总排放量的15%[4]，该行业将继续在印度的能源体系中发挥重要作用。它生产汽油、航空燃料、液化石油气（LPG）等必需燃料以及石化工业的原料。众所周知，石化和炼油行业是高度能耗密集型产业，其能源需求主要来自炼油厂燃料气和天然气等化石燃料的燃烧，导致大量的温室气体排放。主要排放源包括锅炉和燃气加热器等固定燃料燃烧装置[5]，流化催化裂化装置（FCCU）和电力生成也会产生温室气体排放。

氢气是炼油厂的重要原料，制氢装置（HGU）的温室气体排放占炼油厂总排放量的5-20%[6]。不同来源的CO?浓度各不相同，制氢装置产生的CO?浓度最高（20-70 vol%），其次是原油/减压蒸馏装置（CDU/VDU）（10-12 vol%）、流化催化裂化装置FCC（8-16 vol%）和电力生成（4-8 vol%）[7]。

与承诺《巴黎协定》的其他许多国家一样，印度也制定了雄心勃勃的经济脱碳计划，例如到2030年总能源需求的50%来自非化石燃料。为实现国家目标，炼油行业必须向低碳状态转型[8]。氢气在炼油厂中大量用作加氢处理和加氢裂化等工艺的原料。2020年印度炼油厂的氢气消耗量为250万吨/年（MMTPA），预计到2030年将增至450万吨/年[9]。当前的制氢过程碳排放强度极高。全球范围内，约48%的氢气通过蒸汽甲烷重整（SMR）生产，其次是石油重整（30%）、煤气化（18%），约4%来自水电解[10]、[11]。SMR生产的氢气的温室气体排放为10-12千克CO?当量/千克H?[12]、[13]。

因此，转向低碳强度制氢过程可显著减少炼油厂的碳排放。此外，使用这种低碳（绿）氢来满足内部能源需求也可减少温室气体排放。目前，印度正积极推进"氢能经济"建设。印度新与可再生能源部（MNRE）已启动国家绿氢使命以扩大绿氢生产。

存在多种绿氢生产方法，其中水电解是目前最成熟的技术[14]、[15]。该方法可获得高纯度氢气（99.9%）[16]、[17]。根据电解液和基于离子的介质（OH?、H?、O??），电解槽分为四种类型：碱性水电解槽（AWE）、固体氧化物电解槽（SOE）、聚合物电解质膜水电解槽（PEMWE）和阴离子交换膜电解槽（AEM）[18]、[19]。AWE和PEMWE技术已实现商业化，但在与可再生能源结合时，PEMWE在应对电力波动方面更具灵活性。印度多家石油和天然气公司已计划建设绿氢生产工厂作为实现其净零目标的重要举措之一。ONGC公司计划到2038年建立0.15百万吨级的绿氢工厂[20]。印度石油公司（IOCL）计划在其帕尼帕特炼油厂建设10000吨/年的绿氢工厂。印度斯坦石油公司（BPCL）也计划投资绿氢生产[20]。

尽管有这些计划和承诺，仍需仔细评估绿氢的经济可行性和环境效益。迄今为止，绿氢技术的大规模商业化仍然有限[8]。根据印度政府指南，绿氢的判定标准为全生命周期温室气体排放应限制在2.0千克CO?当量/千克H?以内[21]。NITI Aayog提出了到2030年绿氢价格达到1美元/千克的目标[22]。印度传统灰氢生产成本约为1.75美元/千克（150卢比/千克），这也自动成为绿氢实现经济可行性时的生产成本上限。因此，现有技术是否能满足这些目标需要系统评估。

全球范围内已使用公认的生命周期评价（LCA）方法对绿氢生产的全生命周期排放进行了多项研究[23]、[24]、[25]、[26]。Bhandari等人[23]审查了不同电解技术全球变暖潜值（GWP）的变化，报告风力发电电解的影响最小，为0.97千克CO?当量/千克H?，其次是水电电解和太阳能光伏。Cetinkaya等人[24]比较了SMR制氢与利用太阳能和风电电解制氢的GWP。SMR、太阳能电力和风电的GWP分别报告为11.89、2.412和0.97千克CO?当量/千克H?。Tripathi等人[25]进行了一项LCA研究，以估算印度电网电力下基于太阳能光伏的水电解全生命周期排放。该研究计算的温室气体排放分别为39.6和37.5千克CO?当量/千克H?，分别来自使用印度电网电力的PEMWE和AWE。Ashwath等人[26]的另一项研究估算了SMR、煤气化和热化学电解的GWP值分别为11.89、11.3和12.3千克CO?当量/千克H?。

文献中也报告了不同绿氢生产路径的技术经济分析（TEA）研究。Timmerberg等人[27]报告了可再生能源和电网电力AWE电解的氢平准化成本（LCOH）分别为3.5欧元/千克H?（2.7-8.7欧元/千克H?）和2.6欧元/千克H?（2.0-6.0欧元/千克H?）。Bhattacharyya等人[28]报告了印度使用水冷核反应堆电力制氢的LCOH分别为5 MW AWE电解槽的6.385±1.051美元/千克H?和PEMWE电解槽的6.663±1.057美元/千克H?。Lee等人[29]估算了300 Nm3/h产能下AWE、PEMWE和SMR的单位制氢成本分别为8.12美元/千克、7.72美元/千克和7.59美元/千克H?。目前绿氢生产成本约为4-6美元/千克（IRENA 2021），高于SMR的1.75美元/千克（150卢比/千克）。电价是影响印度绿氢生产成本的主要驱动因素[30]、[31]。绿氢成本显著更高，需要与灰氢价格具有竞争力才能被市场接受[32]。

LCA和TEA研究的结果对于特定技术而言具有地区特殊性，因为与材料和能源输入相关的当地成本和排放可能不同。据作者所知，针对印度绿氢的LCA和TEA研究尚未以必要的严谨程度开展。文献中现有的有限研究[25]、[33]、[34]未能充分捕捉技术细节。本研究按照2023年发布的MNRE通知[35]确定绿氢生产的系统边界。假设生产的绿氢在炼油厂装置内部使用，替代SMR装置生产的灰氢。与许多将绿氢生产作为独立系统评估的研究不同，本工作考虑将其整合到炼油厂运营中，其中氢气需求是连续且大规模的。此外，绿氢生产的方法论具有通用性，但评估了印度绿氢生产和排放目标在MNRE定义条件下满足的场景。

如前所述，本研究的目的是探索印度背景下炼油厂脱碳的技术和经济方面。研究纳入了印度特定电力结构、资本成本假设和投入价格。

印度是全球第三大炼油国，炼油厂是最大的工业氢气消费者之一，目前氢气几乎全部通过高碳排强度的SMR生产。该部门制氢的脱碳对印度的能源安全、工业就业以及实现国家绿氢使命（NGHM）下2030年目标的能力具有重要意义。

从印度炼油厂实施角度评估绿氢有助于战略决策和政策制定。此外，还评估了多种技术经济和政策场景，以确定绿氢在炼油厂运营中变得经济和环保上有竞争力的条件，如电价、可再生能源比例和资本成本降低情况。

研究结果为数序化脱碳投资提供了量化依据，并为政策制定者设计支持机制提供了直接指导，这对面临MNRE法规日益压力的印度炼油厂尤其具有现实意义。

因此，本工作的总体目标是在印度条件下，通过LCA和TEA对水电解生产绿氢进行详细可持续性评估，涵盖经济和环境因素。还进行了敏感性分析以识别关键的驱动成本因子和排放驱动因子。

预期本研究将为评估现有脱碳印度炼油部门的目标和方法提供基础，同时提供通用的方法论以评估任何国家此类战略的可行性。

本文组织如下：第2节详细描述绿氢生产过程。第3节阐述系统的LCA和TEA方法论。第4节呈现这些评估的结果。第5节讨论案例研究的关键发现，随后是结论。

**部分摘要**

**过程描述**

绿氢生产的详细工艺流程图见图1。原水经过预处理以满足电解过程所需的ASTM Type II去离子水标准。推荐的水电导率水平通常应低于1 μs/cm[36]。用作此目的的地下水首先储存在炼油厂内的储水罐中，然后泵入水处理预处理单元。需要预处理的总原水数量为[后文截断]

**方法论**

根据上一节所述过程进行的绿氢生产LCA和TEA计算所采用的方法论见图2。

LCA和TEA方法论的详细描述见下文。

**结果与讨论**

本节呈现上一节所述各种场景的LCA和TEA结果。

**用绿氢设施替代SMR的案例研究**

前述场景假设制氢厂为独立运行的设施。如前所述，本工作的更广泛目标是研究绿氢工厂在石油炼油厂中的整合可能性。目前炼油厂使用蒸汽甲烷重整（SMR）生产的氢气，这会产生一定的成本。如果改为建立绿氢工厂，这些费用可以避免。但建立绿氢工厂的费用会产生。

**结论**

绿氢预计将在印度脱碳战略中发挥重要作用。在印度背景下，对水电解过程生产绿氢进行了详细的全生命周期和技术经济评估。

本研究考虑了不同场景，以考察在何种运营条件下能够实现绿色氢气的总生命周期排放和生产成本的目标值。研究还专门考虑了电池储能系统。

CRediT 作者贡献声明
Anika Mathur：原创初稿撰写、软件、方法论、调查研究、形式化分析。
Yogendra Shastri：审稿与编辑、监督指导、方法论。
Sandip S. Roy：审稿与编辑、监督指导、方法论、概念构思。

利益冲突声明
作者声明不存在任何已知的竞争性财务利益或个人关系，这些利益或关系可能影响本文所报告的工作。

致谢
本研究由印度理工学院孟买分校（IIT Bombay）油气与能源卓越中心（CoEOGE）资助（项目编号：DO/2021-COGE002-539-016）。作者感谢来自印度巴拉特石油公司有限公司（BPCL）、印度天然气有限公司（GAIL）和印度斯坦石油公司有限公司（HPCL）的合作者。

Anika Mathur | Yogendra Shastri | Sandip S. Roy