摘要

　　本文通過對固體氧化物電解池(SOFC)系統的技術和經濟性進行分析，研究了未來使用可再生能源剩余電力水電解制氫和儲氫過程的成本。

　　基于對固體氧化物燃料電池(SOFC)制造成本的了解，從儲能的觀點出發，對鋰離子二次電池(LIB)和SOEC的成本進行了比較。

　　在假定的電價成本下，對當前的系統成本進行比較，結果表明：在儲氫時間約為4天以上時，由可逆型SOFC/SOEC系統進行儲氫相比于LIB充放電具有成本優勢。

　　同時，經證實，隨著未來技術的發展，當儲氫時間分別為約2天和約1天時，可逆型SOFC/SOEC系統也將具有成本優勢。

　　此外，還研究了實現制氫成本30日元(約1.76元)/Nm3-H2的日本政府目標所需的必要條件。

　　結果表明，當SOFC系統成本為88日元(約5.16元)/W時，在儲氫時間為24小時、電力成本為5日元(約0.29元)/kWh、稼動率為60%的條件下，制氫成本可實現30日元(約1.76元)/Nm3-H2。

　　基于上述研究，今后將陸續進行可應對可再生能源波動的SOEC模塊，SOEC模塊的壽命延長和小型化，壓縮機和儲氫罐等周邊設備的降本化，熱交換器的小型化，以及新技術質子型FC的開發。

　　此外，今后開拓可應對可再生能源波動的時間規律(小時、日、周、月)的儲氫利用形式和市場，以及開發用于加氫站等的中小型SOEC系統十分重要。

　　前言

　　高溫水蒸氣電解(High Temperature Steam Electrolysis)是以固體氧化物燃料電池(Solid Oxide Fuel Cell: SOFC)為基礎的固體氧化物電解池(Solid Oxide electrolysis Cell: SOEC)的制氫技術;

　　與傳統的堿性水電解和使用固體高分子燃料電池的水電解池(Polymer Electrolyte Membrane Electrolysis Cell: PEMEC)相比，有望實現高效率的水蒸氣電解。

　　此外，在評估SOEC系統性能和成本的基礎上，對假定利用太陽能電池和風力發電等可再生能源剩余電力通過SOEC制氫的成本進行了計算。

　　SOEC的技術評估

　　1. SOEC技術評估的方法和評估范圍

　　對SOEC的技術評估主要包括以下六個層級——

　　(1)構成材料物性(電解質：離子電導率、電子·孔隙電導率;電極：表面交換反應速度、交換電流密度、電極結構等);

　　(2)SOEC單電解池(構成材料、電解池設計、電解池性能、電解池制造成本);

　　(3)SOEC模塊(模塊性能、模塊制造成本);

　　(4)SOEC系統(系統構成(SOEC模塊、熱交換器、泵·鼓風機、壓縮機、高壓罐等)、系統性能(制氫速度、制氫效率、存儲容量)、系統成本);

　　(5)SOEC系統的運用模式(發電·水蒸氣電解運行模式);

　　(6)未來電源構成中SOEC的作用與定位(與其他發電·蓄能設備·系統的相互比較等)。

　　理想情況下，最好對(1)-(6)的所有方面進行評估，但由于需要處理的參數和邊界條件太多，因此本提案書中，通過預先對各個層級的信息進行壓縮(模塊化)，主要對(5)和(6)展開討論。

　　2. SOEC電解池·模塊和水蒸氣電解系統的規格

　　平板型SOEC電解池·模塊規格如表1和表2所示。表1和表2中的規格根據文獻中平板型SOEC系統的實驗數據確定。

　　

 

　　平板型SOEC電解池·模塊的制造成本參考了研究人員之前的報告，并根據之前的報告，計算了水蒸氣電解系統的規格和成本。1.5MW-SOEC系統的制氫單元如表3所示。

　　

 

　　水蒸氣電解系統主要由SOEC模塊、熱交換器、鼓風機、蒸發器、壓縮機和高壓罐構成。水蒸氣電解系統如圖1所示。

　　

 

　　3. SOEC水蒸氣電解系統的成本評估

　　1.5MW平板型SOEC水蒸氣電解系統的成本結構如表4所示。平板型SOEC模塊的成本根據之前的報告計算。

　　另外，目前假定儲氫罐為圓柱型高壓罐(350atm)，但如圖2所示，未來(假設2030年)為了削減成本，將使用球形儲罐(30atm)。

　　

 

　　平板型SOEC水蒸氣電解系統在現在、未來和技術創新發展型(以下簡稱“發展型”)中的成本結構圖如圖2所示。

　　

 

　　作為發展型的一個例子，可以考慮將上述PEMEC的水電解系統，或使用質子導體作為固體電解質的質子SOFC(pSOFC)用于水蒸氣電解池，構成所謂的“pSOEC”。

　　目前可以明確，SOEC制氫系統成本(總體)主要由SOEC系統(SOEC模塊和附帶設備(BOS: balance of system)的總和)、壓縮機、高壓罐和逆變器構成。

　　對于當前技術中的壓縮機和高壓罐，可通過將目前加氫站使用的圓柱型高壓罐改為低壓球形儲罐來降低儲存壓力(350atm 30atm)，進而降低整個系統的成本。

　　如圖2所示，由于壓縮機和高壓罐以及SOEC系統主體是成本結構中的主導因素，因此研究如何降低這些因素的成本十分重要。

　　此外，預計作為發展型的pSOEC模塊成本與SOEC和PEMEC相比并無太大差別，且SOEC和pSOEC的單電池之間的原材料成本和制造工序也并無顯著差異，因此雖然此處僅為粗略的近似值，但可以預計SOEC模塊和pSOEC模塊的成本相同。

　　另外，對于質子型，可以通過電化學對氫氣加壓，因此有望實現無需壓縮機。

　　綜上所述，在發展型中，預計將在加壓條件下進行水蒸氣電解，且采用電化學法對氫氣加壓，從而排除了壓縮機的成本。下一節將根據這些成本數據評估氫儲能，并通過與LIB的蓄電成本進行比較來討論SOEC系統的定位。

　　SOEC(氫)和LIB(電)的儲能時間對比

　　1. SOEC(氫)和LIB(電)的制氫·發電循環/充放電循環的成本計算方法

　　目前，二次電池被認為是一種儲存可再生能源剩余電力的手段。在本提案書中，將LIB作為二次電池的代表性技術，進行了SOEC(氫)和LIB(電)的制氫·發電循環/充放電循環的成本比較。

　　

 

　　用于比較的LIB系統(10MW/40MWh)的成本結構如表5所示?，F在和未來的LIB系統成本分別參考LCS的政策提案書。關于未來技術的規格，假設通過改變電極材料來降低成本，但壽命不變(15年(5000循環))。

　　LCOS(levelized cost of storage，儲能系統平準化成本)已被提議作為比較蓄電·再放電剩余電力成本的一種手段，并用作比較不同蓄電設備的指標。

　　LCOS由以下公式計算，各符號的含義總結如表6所示。

　　

 

　　在LCOS中，分別記述負責電力輸入/輸出的元件和負責蓄電(或蓄能)的元件。

　　SOEC水蒸氣電解系統由負責電力輸入/輸出的元件(SOEC模塊、壓縮機、熱交換器、BOS)和負責儲能的元件(高壓罐)兩部分構成;

　　LIB系統由負責電力輸入/輸出的元件(逆變器、BOS)和負責蓄電的元件(電池主體)兩部分構成。

　　為簡單起見，本提案書中將LCOS稱為“充放電成本”。另外，根據額定輸出與蓄電容量的函數關系，下式成立：

　　

 

　　以1年8,760小時計算，則年循環數可以用以下公式表示：

　　將公式(6)代入LCOS的公式，整理后可得到以下公式：

　　通過為每個蓄電(蓄能)系統設定參數，LCOS成為表示放電時間(或發電時間)的Duration與稼動率的函數。在本提案中，由于SOEC和LIB之間的比較基于LCOS，因此下面對Duration的定義進行說明。

　　假定LIB的充電和放電具有相同的時間比——例如，Duration為24h時，放電時間為24h，充電時間也為24h，因此單次循環的總時間為48h。因此，LIB放電的稼動率為50%。另一方面，SOEC的發電時間被定義為Duration。

　　然而，如表2所示，由于默認采用根據之前的數值模型計算出的電池電壓和電流密度，因此水蒸氣電解時的電流密度比發電時的電流密度高約3.5倍。

　　因此，水蒸氣電解所需的時間是發電時間的1/3.5——例如，Duration為24h時，發電時間為24h，而水蒸氣電解時間約為7h，兩者之和為單次循環總用時。

　　SOEC水蒸氣電解系統輸出部分的CP是SOEC模塊、壓縮機、熱交換器和BOS的固定成本之和，LIB系統輸出部分的CP是逆變器和其他BOS的固定成本之和，均以“日元/W”為單位。

　　SOEC水蒸氣電解系統的CE代表用于儲氫的高壓罐，使用固定成本除以填充氫氣的標準燃燒焓的所得值“日元/Wh”作為單位;LIB系統的CE表示LIB模塊單位蓄電量(Wh)的固定成本。

　　2. 從SOEC和LIB的儲能時間(放電·發電時間)角度探討儲能形式

　　本節對SOEC和LIB的充放電成本進行比較。SOEC是制氫系統，通常情況下需要其他利用氫氣的發電系統，但本研究假設SOEC也可用作SOFC，即互為可逆的發電·電解系統(SOFC/SOEC系統)。

　　這些成本匯總在CP和CE中，其明細如表7所示。另外，表7還總結了計算LIB充放電成本所需的參數。在本節中，基于表7的標準條件，從以下觀點對SOEC和LIB進行比較。

　　

 

　　1) 通過SOEC和LIB的比較，分析充放電成本與Duration(放電(發電)時間)的關系(假設電力成本分別為12日元(約0.70元)/kWh以及0日元/kWh);

　　2) SOFC/SOEC和LIB的Duration(放電(發電)時間)與效率的函數關系;

　　3) SOFC/SOEC和LIB的Duration(放電(發電)時間)與壽命的函數關系;

　　4) SOFC/SOEC和LIB的充放電成本與稼動率的關系;

　　(假設使用來自可再生能源的剩余電力;電力成本：0日元/kWh;SOEC稼動率5%)

　　如圖3所示，對SOEC和LIB的充放電成本(LCOS成本)進行了比較。以電力成本為12日元(約0.70元)/kWh(相當于系統電力成本)作為共同條件進行計算。(圖3a，b，c)。

　　

 

　　另外，為了便于比較，假設其他條件相同情況下，將電力成本為0日元/kWh的情況也一同表示出來(圖3d，e，f)。

　　可以發現，無論是現在、未來、還是發展型的情況，當Duration(放電(發電)時間)較短時，LIB都比SOEC具有更低的充放電成本。

　　當電力成本為12日元(約0.70元)/kWh時：在對“現在”情況的比較中，儲能時間大于95小時(相當于約4天)時情況反轉，SOEC的充放電成本低于LIB(圖3a);

　　在對“未來”情況的比較中，儲能時間大于約43小時(相當于約2天)時SOEC的充放電成本低于LIB(圖3b)。由此可知，長時間儲能時，SOEC相比于LIB更具成本優勢。

　　此外，在對“發展型”情況的比較中，儲能時間大于27小時(相當于1天)時SOEC的充放電成本低于LIB(圖3c)。

　　當電力成本為0日元/kWh時：在對“現在”情況的比較中，儲能時間大于73小時(相當于約3天)時SOEC的充放電成本低于LIB(圖3d);

　　在對“未來”情況的比較中，儲能時間大于約18小時(相當于約1天)時SOEC的充放電成本低于LIB(圖3e);

　　在對“發展型”情況的比較中，儲能時間大于11小時(相當于0.5天)時SOEC的充放電成本低于LIB(圖3f)。

　　如上所述，SOEC通過降低儲罐和壓縮機的成本，即使在Duration(發電時間)較短時也有可能實現比LIB更低的LCOS成本，從而擴大SOEC與LIB共存的可能性。

　　接下來，研究了發電·水電解效率與SOFC/SOEC和LIB的成本優勢發生反轉時的Duration(放電(發電)時間)，即LCOS曲線的交點處Duration的值的關系(圖4)。

　　即,根據表8中的未來情況，改變SOFC/SOEC的發電 水蒸氣電解效率，從而找到SOFC/SOEC和LIB的LCOS曲線的交點。

　　結果如圖4所示。效率改善的效果顯著(參考圖3，指交點更靠前，即Duration更短)，且大約在水蒸氣電解效率nST=0.85，發電效率nDIS=0.7時，改善效果達到極限。

　　

 

　　此外，還對系統壽命的影響進行了研究。與圖4的情況相同，基于表7的未來情況，改變SOFC/SOEC系統的壽命，從而找到SOFC/SOEC和LIB的LCOS曲線交點處Duration的值，結果如圖5所示。與效率一樣，壽命的影響顯著，且在壽命大約為15年時Duration值達到最小。

　　

 

　　如上所述，基于表7的條件進行比較后發現，隨著技術的革新，SOEC的成本優勢擴大。這一結果表明，通過降低占SOEC系統成本很大比例的高壓罐和壓縮機的成本來進行技術創新，則SOEC的優勢可能會得到擴大。

　　此外，還探討了可再生能源的剩余電力應該存儲在LIB(電)還是SOEC(氫)中。如圖6所示，假設電力成本為0日元/kWh，且可再生能源剩余電力的稼動率為5%的條件下，對SOEC和LIB的充放電成本進行了比較。

　　即，假定LIB充電和放電的稼動率相等，分別為5%;與之相比，在SOEC的情況下，如表2所示，假設以5%的稼動率進行水蒸氣電解，由于發電時的電流密度低于水蒸氣電解時的電流密度，因此發電時的稼動率將大于5%(SOFC稼動率：現在13%;未來16%;發展型18%;SOEC稼動率固定：5%)。

　　根據這一假設，有望得到與圖3中充放電成本不同的結果。如圖6結果所示，在現在的情況下，SOEC和LIB的LCOS曲線交點處的Duration值為30h，而在未來和發展型的情況下，SOEC的充放電成本始終低于LIB。

　　

 

　　由此可見，可以通過縮短蓄能(水蒸氣電解)時間，同時提高發電的稼動率，以擴大SOEC的成本優勢。

　　從以上比較結果可以看出——

　　當需要長期儲能時，在成本方面SOEC尚可以與LIB一較高下;

　　但當假設連接到系統電力時，則必須降低SOEC的充放電成本。

　　基于上述結果，下一節將討論降低制氫成本的要求事項。

　　制氫成本評估

　　根據表4和表7中的規格，計算SOEC的制氫成本。計算公式如下(式(9))。

　　其中，Tst表示氫氣的儲存時間(水蒸氣電解時間)。需要注意的是，雖然公式中其他符號的含義與上表6相同，但公式(9)與LCOS的計算公式不同。將Tst固定在24h，制氫成本與輸入電力成本以及稼動率的關系如圖7所示。

　　此處，以達成日本政府2030年的制氫成本目標——30日元(約1.76元)/Nm3-H2[21]為中心進行討論。

　　對表4中現在、未來、發展型的情況分別進行了討論：

　　現在的情況(圖7a)下，電價為1日元(約0.06元)/kWh，稼動率為100%時，則可以達到30日元(約1.76元)的目標;

　　

 

　　未來的情況(圖7b)下，電價為5日元(約0.29元)/kWh，稼動率為60%時，可以達到30日元(約1.76元)的目標;

　　

 

　　此外，發展型的情況(圖4c)下，電價為5日元(約0.29元)/kWh，稼動率為45%時，可以達到30日元(約1.76元)的目標。

　　

 

　　未來情況下，制氫成本與水蒸氣電解時間的關系如圖8所示。其中，假定水蒸氣電解的稼動率為50%，電力成本為5日元(約0.29元)/kWh，則水蒸氣電解時間為15h左右(大致相當于半天)時即可達到30日元(約1.76元)/Nm3-H2的制氫成本。如上，明確了實現一日循環時SOEC系統需滿足的條件。

　　總結

　　SOEC水蒸氣電解制氫儲能與LIB電力儲存技術相比，假設利用系統電力(12日元(約0.70元)/kWh)，則在標準條件(現狀)下，儲存時間大于約4天時，SOEC更具成本優勢，而在未來情況下，該儲存時間更可以進一步縮短到2~1天左右。

　　因此，未來通過與可再生能源結合，SOEC有望發揮應對輸出波動和電力儲存的作用。

　　此外，還明確了實現日本政府制氫成本30日元(約1.76元)/Nm3-H2目標時，SOEC/SOEC系統需滿足的條件。

　　雖然可以通過電池設計和構成材料的技術創新來降低SOFC/SOEC系統的成本，但改進制造工藝和延長壽命的技術開發必不可少。

　　SOEC技術開發課題的提案

　　本提案書在與LIB進行技術比較的同時，對SOFC/SOEC未來的新作用，特別是SOEC的技術開發課題進行了探討。通過這些討論明確的SOEC技術開發課題如下所述。

　　1)從SOEC系統的成本結構來看，SOEC模塊成本的降低固然重要，但也表明壓縮機和高壓罐的成本所占比例較大。

　　本提案書表明，將圓柱型高壓罐改為低壓且廉價的球形罐將有助于大幅降低系統成本。因此，隨著SOEC模塊的開發，壓縮機、儲罐等周邊設備的開發也十分重要。

　　另外，與PEMEC相比，SOEC需要將水蒸氣通入到電池中，因此必須引入熱交換器以生成水蒸氣。

　　因此，在SOEC的水蒸氣電解系統中，熱交換器的小型化也是一個重要的開發項目。

　　此外，假定采用電化學升壓技術，則高壓PEMEC和PSOEC等質子型燃料電池的開發也十分重要。

　　SOEC的開發項目總結如下：

　　開發能夠應對可再生能源電力輸出波動的SOEC模塊

　　SOEC模塊的長壽命化、小型化

　　降低壓縮機和儲氫罐等周邊設備的成本

　　研究熱交換器的小型化

　　發質子型FC作為新技術

　　此外，雖然通過本次成本評估明確了SOEC所需的運行條件，但也有必要探討能夠實現該運行條件的運用模式。關于該論點總結如下：

　　2)通過與LIB的充放電成本進行比較，證實了以長時間儲氫為前提下，使用SOEC系統的電力儲存和利用氫的儲能共存的可能性?；谠摻Y論，未來有必要根據可再生能源波動的時間規律(小時、日、周、月)來開拓儲氫的利用形式和市場。

　　3)對實現30日元(約1.76元)/Nm3-H2的制氫成本目標時SOEC需滿足的必要條件進行探討，結果表明，即使假定未來的系統成本為(88日元(約5.17元)/W)，仍然需要電力成本降至5日元(約0.29元)/kWh，且稼動率大于60%;即使引入可再生能源，也仍需要滿足高稼動率;

　　此外，如圖5所示，在稼動率：50%;電力成本：5日元(約0.29元)/kWh的條件下，僅需約15小時的較短水蒸氣電解時間，即可實現30日元(約1.76元)/Nm3-H2的制氫成本目標，因此加氫站等中小型SOEC系統的開發十分重要。