利用现有天然气网络的灰氢生产的地点特定技术经济评估

《Fuel》：Location-specific techno-economic assessment of gray hydrogen production utilizing existing natural gas networks

　　

由于天然气（NG）作为氢经济的过渡燃料，原料价格和组成的区域波动性对基础设施投资构成了普遍挑战。研究人员提出了一种可复制的方法框架，用于分散式灰氢生产的地点特定技术经济评估。以巴西天然气网络作为新兴市场的代表性案例，该评估整合了过程模拟（Aspen HYSYS）和经济建模（APEA）以及敏感性分析。研究人员评估了产能范围为20至1310吨H₂/天的蒸汽甲烷重整（SMR）工厂，以量化异构的区域规格对盈利能力的影响。估算的平准化氢成本（LCOH）范围为0.96至1.74 US$/kg H₂，识别出能够在3-5年内实现盈利的最佳投资枢纽。评估地点特定动态而非固定的国家平均值，可以在非均匀天然气市场中进行更准确的风险评估和有针对性的氢部署。

**论文解读：利用现有天然气网络进行灰氢生产的地点特定技术经济评估**

**研究背景与问题**

天然气（NG）被视为氢经济过渡燃料，全球约76%的氢气通过基于NG的蒸汽甲烷重整（SMR）生产。然而，原料价格和组成的区域波动性对基础设施投资构成普遍挑战。巴西拥有丰富的天然气储量和不断扩展的管道基础设施，但存在显著的空间错位：高可再生能源产能区域与工业消费中心之间存在地理隔离。此外，巴西作为全球第四大化肥消费国，约80%依赖进口，发展国内化肥生产是减少对外依赖的优先事项。现有技术经济研究多将天然气加工和运输成本视为均匀，缺乏针对巴西区域差异的评估。因此，本研究旨在通过集成过程模拟、经济建模和敏感性分析，对巴西主要宏观区域的分散式灰氢生产进行地点特定技术经济评估，以确定最可行的生产区域，并支持可持续发展目标（SDG 7、9、12）。本论文发表在《Fuel》。

**关键技术方法**

研究人员采用五阶段方法框架：首先，从巴西国家石油、天然气和生物燃料局（ANP）和全国工业联合会（CNI）收集区域天然气价格和组成数据（样本来源：巴西四个宏观区域——北部、东北部、东南部和南部）；其次，建立基准案例（240吨H₂/天），使用Aspen HYSYS V14进行过程模拟，采用Peng-Robinson和酸性气体化学溶剂热力学包；第三，应用中心复合旋转设计（CCRD）分析五个变量（生产规模、惰性气体含量、利率、天然气价格、氢气售价）；第四，通过多元回归分析开发预测模型；最后，将模型应用于四个巴西宏观区域，评估240和775吨H₂/天两种规模下的生产成本，并估计3-5年回收期所需的最低氢气售价。

**研究结果**

**3.1 模拟与基准案例结果**
基准案例模拟结果表明，蒸汽与碳比在2-4之间，甲烷转化率约98%，符合文献值。CO₂吸收塔效率为99%，氢气回收率约90%。质量平衡与先前研究一致。

**3.2 技术经济评估**
**3.2.1 基准案例经济结果**
对于240吨H₂/天基准案例，平准化氢成本（LCOH）为1.57 US$/kg H₂，资本支出（CAPEX）为1.12亿美元，内部收益率（IRR）为45%，回收期4年。与文献对比，LCOH落在0.80-5.70 US$/kg H₂范围内，但CAPEX略低，因为设计中省略了残余甲烷回收单元。天然气价格是主导经济因素，操作支出（OPEX）中原料成本占83%，PSA单元和重整段分别占设备成本的39%和27%。

**3.2.2 敏感性分析**
**3.2.2.1 CAPEX**
生产规模是影响CAPEX的唯一显著因素，CAPEX随规模线性增加；惰性气体含量在评估范围内对CAPEX无显著影响。

**3.2.2.2 OPEX**
天然气价格与生产规模对OPEX具有显著交互作用：天然气价格对OPEX的影响随规模增大而加剧，OPEX从约1300万美元/年变化至超过11亿美元/年。

**3.2.2.3 LCOH**
LCOH受生产规模、天然气价格和惰性气体含量显著影响。规模经济降低单位成本，但天然气价格是主导因素；惰性气体含量影响较小。LCOH主要降低发生在235-1100吨H₂/天之间，之后规模效益减弱。

**3.2.2.4 净现值（NPV）**
所有五个变量均显著影响NPV。生产规模具有最强正效应；惰性气体含量影响微弱；利率和天然气价格升高显著降低NPV；氢气售价升高可补偿。对于240吨H₂/天基准案例，盈亏平衡售价约为1.75 US$/kg H₂。当天然气价格低于12.8 US$/MMBTU且利率低于15%时，项目可维持正NPV。

**3.3 区域可行性映射与战略意义**
将预测模型应用于四个巴西天然气提取点（Rio Urucu、Gavi?o Branco do Norte、Jubarte、Barra Bonita），240吨H₂/天规模下LCOH范围为0.96-1.74 US$/kg H₂，775吨H₂/天规模下LCOH降至0.59-1.21 US$/kg H₂。Barra Bonita因天然气价格优惠（4.82 US$/MMBTU）、基础设施完善且靠近工业用户（如FAFEN-PR）成为最具吸引力的地点。研究强调，通过现有管道运输天然气到分散式SMR设施比新建长距离氢气输送网络更经济。

**讨论与结论**
讨论部分指出，天然气价格和规模主导经济性能，区域差异导致可行性不能由单一国家平均价格决定。地点特定映射为能源规划提供了更可靠的基础。结论部分翻译如下：
本研究开发了一个预测性技术经济框架，用于评估巴西主要天然气盆地中通过蒸汽甲烷重整进行分散式灰氢生产的区域可行性。集成过程模拟与响应面方法使得能够在不同区域市场条件下快速估算生产成本。分析证实天然气价格和生产规模主导经济性能。对于240吨H₂/天工厂，LCOH因生产盆地不同介于0.96至1.74 US$/kg H₂之间。扩大规模可稀释资本成本并改善单位经济性。区域映射确定了Barra Bonita为最可行的生产枢纽，因其原料成本竞争且靠近现有工业氨消费者。研究结果表明，灰氢的可行性无法用单一国家平均天然气价格准确确定。尽管传统SMR产生大量CO₂排放，但利用现有天然气网络扩张分散式氢基础设施可建立关键供应链并降低初始投资风险。这种过渡方法可实现即时工业整合，同时为后续碳捕集（蓝氢）和可再生能源（绿氢）技术奠定物流基础。所提出的评估方法可直接推广至其他具有非均匀天然气定价和分散工业需求的新兴市场。