摘要

　　本文通过对固体氧化物电解池(SOFC)系统的技术和经济性进行分析，研究了未来使用可再生能源剩余电力水电解制氢和储氢过程的成本。

　　基于对固体氧化物燃料电池(SOFC)制造成本的了解，从储能的观点出发，对锂离子二次电池(LIB)和SOEC的成本进行了比较。

　　在假定的电价成本下，对当前的系统成本进行比较，结果表明：在储氢时间约为4天以上时，由可逆型SOFC/SOEC系统进行储氢相比于LIB充放电具有成本优势。

　　同时，经证实，随着未来技术的发展，当储氢时间分别为约2天和约1天时，可逆型SOFC/SOEC系统也将具有成本优势。

　　此外，还研究了实现制氢成本30日元(约1.76元)/Nm3-H2的日本政府目标所需的必要条件。

　　结果表明，当SOFC系统成本为88日元(约5.16元)/W时，在储氢时间为24小时、电力成本为5日元(约0.29元)/kWh、稼动率为60%的条件下，制氢成本可实现30日元(约1.76元)/Nm3-H2。

　　基于上述研究，今后将陆续进行可应对可再生能源波动的SOEC模块，SOEC模块的寿命延长和小型化，压缩机和储氢罐等周边设备的降本化，热交换器的小型化，以及新技术质子型FC的开发。

　　此外，今后开拓可应对可再生能源波动的时间规律(小时、日、周、月)的储氢利用形式和市场，以及开发用于加氢站等的中小型SOEC系统十分重要。

　　前言

　　高温水蒸气电解(High Temperature Steam Electrolysis)是以固体氧化物燃料电池(Solid Oxide Fuel Cell: SOFC)为基础的固体氧化物电解池(Solid Oxide electrolysis Cell: SOEC)的制氢技术;

　　与传统的碱性水电解和使用固体高分子燃料电池的水电解池(Polymer Electrolyte Membrane Electrolysis Cell: PEMEC)相比，有望实现高效率的水蒸气电解。

　　此外，在评估SOEC系统性能和成本的基础上，对假定利用太阳能电池和风力发电等可再生能源剩余电力通过SOEC制氢的成本进行了计算。

　　SOEC的技术评估

　　1. SOEC技术评估的方法和评估范围

　　对SOEC的技术评估主要包括以下六个层级——

　　(1)构成材料物性(电解质：离子电导率、电子·孔隙电导率;电极：表面交换反应速度、交换电流密度、电极结构等);

　　(2)SOEC单电解池(构成材料、电解池设计、电解池性能、电解池制造成本);

　　(3)SOEC模块(模块性能、模块制造成本);

　　(4)SOEC系统(系统构成(SOEC模块、热交换器、泵·鼓风机、压缩机、高压罐等)、系统性能(制氢速度、制氢效率、存储容量)、系统成本);

　　(5)SOEC系统的运用模式(发电·水蒸气电解运行模式);

　　(6)未来电源构成中SOEC的作用与定位(与其他发电·蓄能设备·系统的相互比较等)。

　　理想情况下，最好对(1)-(6)的所有方面进行评估，但由于需要处理的参数和边界条件太多，因此本提案书中，通过预先对各个层级的信息进行压缩(模块化)，主要对(5)和(6)展开讨论。

　　2. SOEC电解池·模块和水蒸气电解系统的规格

　　平板型SOEC电解池·模块规格如表1和表2所示。表1和表2中的规格根据文献中平板型SOEC系统的实验数据确定。

　　

 

　　平板型SOEC电解池·模块的制造成本参考了研究人员之前的报告，并根据之前的报告，计算了水蒸气电解系统的规格和成本。1.5MW-SOEC系统的制氢单元如表3所示。

　　

 

　　水蒸气电解系统主要由SOEC模块、热交换器、鼓风机、蒸发器、压缩机和高压罐构成。水蒸气电解系统如图1所示。

　　

 

　　3. SOEC水蒸气电解系统的成本评估

　　1.5MW平板型SOEC水蒸气电解系统的成本结构如表4所示。平板型SOEC模块的成本根据之前的报告计算。

　　另外，目前假定储氢罐为圆柱型高压罐(350atm)，但如图2所示，未来(假设2030年)为了削减成本，将使用球形储罐(30atm)。

　　

 

　　平板型SOEC水蒸气电解系统在现在、未来和技术创新发展型(以下简称“发展型”)中的成本结构图如图2所示。

　　

 

　　作为发展型的一个例子，可以考虑将上述PEMEC的水电解系统，或使用质子导体作为固体电解质的质子SOFC(pSOFC)用于水蒸气电解池，构成所谓的“pSOEC”。

　　目前可以明确，SOEC制氢系统成本(总体)主要由SOEC系统(SOEC模块和附带设备(BOS: balance of system)的总和)、压缩机、高压罐和逆变器构成。

　　对于当前技术中的压缩机和高压罐，可通过将目前加氢站使用的圆柱型高压罐改为低压球形储罐来降低储存压力(350atm 30atm)，进而降低整个系统的成本。

　　如图2所示，由于压缩机和高压罐以及SOEC系统主体是成本结构中的主导因素，因此研究如何降低这些因素的成本十分重要。

　　此外，预计作为发展型的pSOEC模块成本与SOEC和PEMEC相比并无太大差别，且SOEC和pSOEC的单电池之间的原材料成本和制造工序也并无显着差异，因此虽然此处仅为粗略的近似值，但可以预计SOEC模块和pSOEC模块的成本相同。

　　另外，对于质子型，可以通过电化学对氢气加压，因此有望实现无需压缩机。

　　综上所述，在发展型中，预计将在加压条件下进行水蒸气电解，且采用电化学法对氢气加压，从而排除了压缩机的成本。下一节将根据这些成本数据评估氢储能，并通过与LIB的蓄电成本进行比较来讨论SOEC系统的定位。

　　SOEC(氢)和LIB(电)的储能时间对比

　　1. SOEC(氢)和LIB(电)的制氢·发电循环/充放电循环的成本计算方法

　　目前，二次电池被认为是一种储存可再生能源剩余电力的手段。在本提案书中，将LIB作为二次电池的代表性技术，进行了SOEC(氢)和LIB(电)的制氢·发电循环/充放电循环的成本比较。

　　

 

　　用于比较的LIB系统(10MW/40MWh)的成本结构如表5所示。现在和未来的LIB系统成本分别参考LCS的政策提案书。关于未来技术的规格，假设通过改变电极材料来降低成本，但寿命不变(15年(5000循环))。

　　LCOS(levelized cost of storage，储能系统平准化成本)已被提议作为比较蓄电·再放电剩余电力成本的一种手段，并用作比较不同蓄电设备的指标。

　　LCOS由以下公式计算，各符号的含义总结如表6所示。

　　

 

　　在LCOS中，分别记述负责电力输入/输出的元件和负责蓄电(或蓄能)的元件。

　　SOEC水蒸气电解系统由负责电力输入/输出的元件(SOEC模块、压缩机、热交换器、BOS)和负责储能的元件(高压罐)两部分构成;

　　LIB系统由负责电力输入/输出的元件(逆变器、BOS)和负责蓄电的元件(电池主体)两部分构成。

　　为简单起见，本提案书中将LCOS称为“充放电成本”。另外，根据额定输出与蓄电容量的函数关系，下式成立：

　　

 

　　以1年8,760小时计算，则年循环数可以用以下公式表示：

　　将公式(6)代入LCOS的公式，整理后可得到以下公式：

　　通过为每个蓄电(蓄能)系统设定参数，LCOS成为表示放电时间(或发电时间)的Duration与稼动率的函数。在本提案中，由于SOEC和LIB之间的比较基于LCOS，因此下面对Duration的定义进行说明。

　　假定LIB的充电和放电具有相同的时间比——例如，Duration为24h时，放电时间为24h，充电时间也为24h，因此单次循环的总时间为48h。因此，LIB放电的稼动率为50%。另一方面，SOEC的发电时间被定义为Duration。

　　然而，如表2所示，由于默认采用根据之前的数值模型计算出的电池电压和电流密度，因此水蒸气电解时的电流密度比发电时的电流密度高约3.5倍。

　　因此，水蒸气电解所需的时间是发电时间的1/3.5——例如，Duration为24h时，发电时间为24h，而水蒸气电解时间约为7h，两者之和为单次循环总用时。

　　SOEC水蒸气电解系统输出部分的CP是SOEC模块、压缩机、热交换器和BOS的固定成本之和，LIB系统输出部分的CP是逆变器和其他BOS的固定成本之和，均以“日元/W”为单位。

　　SOEC水蒸气电解系统的CE代表用于储氢的高压罐，使用固定成本除以填充氢气的标准燃烧焓的所得值“日元/Wh”作为单位;LIB系统的CE表示LIB模块单位蓄电量(Wh)的固定成本。

　　2. 从SOEC和LIB的储能时间(放电·发电时间)角度探讨储能形式

　　本节对SOEC和LIB的充放电成本进行比较。SOEC是制氢系统，通常情况下需要其他利用氢气的发电系统，但本研究假设SOEC也可用作SOFC，即互为可逆的发电·电解系统(SOFC/SOEC系统)。

　　这些成本汇总在CP和CE中，其明细如表7所示。另外，表7还总结了计算LIB充放电成本所需的参数。在本节中，基于表7的标准条件，从以下观点对SOEC和LIB进行比较。

　　

 

　　1) 通过SOEC和LIB的比较，分析充放电成本与Duration(放电(发电)时间)的关系(假设电力成本分别为12日元(约0.70元)/kWh以及0日元/kWh);

　　2) SOFC/SOEC和LIB的Duration(放电(发电)时间)与效率的函数关系;

　　3) SOFC/SOEC和LIB的Duration(放电(发电)时间)与寿命的函数关系;

　　4) SOFC/SOEC和LIB的充放电成本与稼动率的关系;

　　(假设使用来自可再生能源的剩余电力;电力成本：0日元/kWh;SOEC稼动率5%)

　　如图3所示，对SOEC和LIB的充放电成本(LCOS成本)进行了比较。以电力成本为12日元(约0.70元)/kWh(相当于系统电力成本)作为共同条件进行计算。(图3a，b，c)。

　　

 

　　另外，为了便于比较，假设其他条件相同情况下，将电力成本为0日元/kWh的情况也一同表示出来(图3d，e，f)。

　　可以发现，无论是现在、未来、还是发展型的情况，当Duration(放电(发电)时间)较短时，LIB都比SOEC具有更低的充放电成本。

　　当电力成本为12日元(约0.70元)/kWh时：在对“现在”情况的比较中，储能时间大于95小时(相当于约4天)时情况反转，SOEC的充放电成本低于LIB(图3a);

　　在对“未来”情况的比较中，储能时间大于约43小时(相当于约2天)时SOEC的充放电成本低于LIB(图3b)。由此可知，长时间储能时，SOEC相比于LIB更具成本优势。

　　此外，在对“发展型”情况的比较中，储能时间大于27小时(相当于1天)时SOEC的充放电成本低于LIB(图3c)。

　　当电力成本为0日元/kWh时：在对“现在”情况的比较中，储能时间大于73小时(相当于约3天)时SOEC的充放电成本低于LIB(图3d);

　　在对“未来”情况的比较中，储能时间大于约18小时(相当于约1天)时SOEC的充放电成本低于LIB(图3e);

　　在对“发展型”情况的比较中，储能时间大于11小时(相当于0.5天)时SOEC的充放电成本低于LIB(图3f)。

　　如上所述，SOEC通过降低储罐和压缩机的成本，即使在Duration(发电时间)较短时也有可能实现比LIB更低的LCOS成本，从而扩大SOEC与LIB共存的可能性。

　　接下来，研究了发电·水电解效率与SOFC/SOEC和LIB的成本优势发生反转时的Duration(放电(发电)时间)，即LCOS曲线的交点处Duration的值的关系(图4)。

　　即,根据表8中的未来情况，改变SOFC/SOEC的发电 水蒸气电解效率，从而找到SOFC/SOEC和LIB的LCOS曲线的交点。

　　结果如图4所示。效率改善的效果显著(参考图3，指交点更靠前，即Duration更短)，且大约在水蒸气电解效率nST=0.85，发电效率nDIS=0.7时，改善效果达到极限。

　　

 

　　此外，还对系统寿命的影响进行了研究。与图4的情况相同，基于表7的未来情况，改变SOFC/SOEC系统的寿命，从而找到SOFC/SOEC和LIB的LCOS曲线交点处Duration的值，结果如图5所示。与效率一样，寿命的影响显著，且在寿命大约为15年时Duration值达到最小。

　　

 

　　如上所述，基于表7的条件进行比较后发现，随着技术的革新，SOEC的成本优势扩大。这一结果表明，通过降低占SOEC系统成本很大比例的高压罐和压缩机的成本来进行技术创新，则SOEC的优势可能会得到扩大。

　　此外，还探讨了可再生能源的剩余电力应该存储在LIB(电)还是SOEC(氢)中。如图6所示，假设电力成本为0日元/kWh，且可再生能源剩余电力的稼动率为5%的条件下，对SOEC和LIB的充放电成本进行了比较。

　　即，假定LIB充电和放电的稼动率相等，分别为5%;与之相比，在SOEC的情况下，如表2所示，假设以5%的稼动率进行水蒸气电解，由于发电时的电流密度低于水蒸气电解时的电流密度，因此发电时的稼动率将大于5%(SOFC稼动率：现在13%;未来16%;发展型18%;SOEC稼动率固定：5%)。

　　根据这一假设，有望得到与图3中充放电成本不同的结果。如图6结果所示，在现在的情况下，SOEC和LIB的LCOS曲线交点处的Duration值为30h，而在未来和发展型的情况下，SOEC的充放电成本始终低于LIB。

　　

 

　　由此可见，可以通过缩短蓄能(水蒸气电解)时间，同时提高发电的稼动率，以扩大SOEC的成本优势。

　　从以上比较结果可以看出——

　　当需要长期储能时，在成本方面SOEC尚可以与LIB一较高下;

　　但当假设连接到系统电力时，则必须降低SOEC的充放电成本。

　　基于上述结果，下一节将讨论降低制氢成本的要求事项。

　　制氢成本评估

　　根据表4和表7中的规格，计算SOEC的制氢成本。计算公式如下(式(9))。

　　其中，Tst表示氢气的储存时间(水蒸气电解时间)。需要注意的是，虽然公式中其他符号的含义与上表6相同，但公式(9)与LCOS的计算公式不同。将Tst固定在24h，制氢成本与输入电力成本以及稼动率的关系如图7所示。

　　此处，以达成日本政府2030年的制氢成本目标——30日元(约1.76元)/Nm3-H2[21]为中心进行讨论。

　　对表4中现在、未来、发展型的情况分别进行了讨论：

　　现在的情况(图7a)下，电价为1日元(约0.06元)/kWh，稼动率为100%时，则可以达到30日元(约1.76元)的目标;

　　

 

　　未来的情况(图7b)下，电价为5日元(约0.29元)/kWh，稼动率为60%时，可以达到30日元(约1.76元)的目标;

　　

 

　　此外，发展型的情况(图4c)下，电价为5日元(约0.29元)/kWh，稼动率为45%时，可以达到30日元(约1.76元)的目标。

　　

 

　　未来情况下，制氢成本与水蒸气电解时间的关系如图8所示。其中，假定水蒸气电解的稼动率为50%，电力成本为5日元(约0.29元)/kWh，则水蒸气电解时间为15h左右(大致相当于半天)时即可达到30日元(约1.76元)/Nm3-H2的制氢成本。如上，明确了实现一日循环时SOEC系统需满足的条件。

　　总结

　　SOEC水蒸气电解制氢储能与LIB电力储存技术相比，假设利用系统电力(12日元(约0.70元)/kWh)，则在标准条件(现状)下，储存时间大于约4天时，SOEC更具成本优势，而在未来情况下，该储存时间更可以进一步缩短到2~1天左右。

　　因此，未来通过与可再生能源结合，SOEC有望发挥应对输出波动和电力储存的作用。

　　此外，还明确了实现日本政府制氢成本30日元(约1.76元)/Nm3-H2目标时，SOEC/SOEC系统需满足的条件。

　　虽然可以通过电池设计和构成材料的技术创新来降低SOFC/SOEC系统的成本，但改进制造工艺和延长寿命的技术开发必不可少。

　　SOEC技术开发课题的提案

　　本提案书在与LIB进行技术比较的同时，对SOFC/SOEC未来的新作用，特别是SOEC的技术开发课题进行了探讨。通过这些讨论明确的SOEC技术开发课题如下所述。

　　1)从SOEC系统的成本结构来看，SOEC模块成本的降低固然重要，但也表明压缩机和高压罐的成本所占比例较大。

　　本提案书表明，将圆柱型高压罐改为低压且廉价的球形罐将有助于大幅降低系统成本。因此，随着SOEC模块的开发，压缩机、储罐等周边设备的开发也十分重要。

　　另外，与PEMEC相比，SOEC需要将水蒸气通入到电池中，因此必须引入热交换器以生成水蒸气。

　　因此，在SOEC的水蒸气电解系统中，热交换器的小型化也是一个重要的开发项目。

　　此外，假定采用电化学升压技术，则高压PEMEC和PSOEC等质子型燃料电池的开发也十分重要。

　　SOEC的开发项目总结如下：

　　开发能够应对可再生能源电力输出波动的SOEC模块

　　SOEC模块的长寿命化、小型化

　　降低压缩机和储氢罐等周边设备的成本

　　研究热交换器的小型化

　　发质子型FC作为新技术

　　此外，虽然通过本次成本评估明确了SOEC所需的运行条件，但也有必要探讨能够实现该运行条件的运用模式。关于该论点总结如下：

　　2)通过与LIB的充放电成本进行比较，证实了以长时间储氢为前提下，使用SOEC系统的电力储存和利用氢的储能共存的可能性。基于该结论，未来有必要根据可再生能源波动的时间规律(小时、日、周、月)来开拓储氢的利用形式和市场。

　　3)对实现30日元(约1.76元)/Nm3-H2的制氢成本目标时SOEC需满足的必要条件进行探讨，结果表明，即使假定未来的系统成本为(88日元(约5.17元)/W)，仍然需要电力成本降至5日元(约0.29元)/kWh，且稼动率大于60%;即使引入可再生能源，也仍需要满足高稼动率;

　　此外，如图5所示，在稼动率：50%;电力成本：5日元(约0.29元)/kWh的条件下，仅需约15小时的较短水蒸气电解时间，即可实现30日元(约1.76元)/Nm3-H2的制氢成本目标，因此加氢站等中小型SOEC系统的开发十分重要。