วิธีการประมาณค่าต้นทุนต่อหน่วยพลังงานไฮโดรเจนสีเขียวสำหรับโครงการอุตสาหกรรม

วิธีการประมาณค่าต้นทุนต่อหน่วยพลังงานไฮโดรเจนสีเขียวสำหรับโครงการอุตสาหกรรม

สำหรับผู้พัฒนาอุตสาหกรรม ค่า LCOH ของไฮโดรเจน มีประโยชน์มากกว่าราคาอุปกรณ์ที่ระบุไว้ในหัวข้อข่าว มันแปลงความต้องการเงินสดตลอดอายุโครงการกับปริมาณไฮโดรเจนที่คาดว่าจะผลิตได้ ให้กลายเป็นตัวเลขเดียวที่สามารถเปรียบเทียบกันได้ คือ ต้นทุนต่อกิโลกรัมของไฮโดรเจน การคำนวณไม่ซับซ้อนนัก แต่อาจทำให้เข้าใจผิดได้ง่าย หากใช้ค่าประสิทธิภาพของสแต็กที่ไม่สมจริง ตารางเวลาการดำเนินงานที่มองโลกในแง่ดีเกินไป หรือตัวเลขทุนที่ไม่รวมค่าใช้จ่ายส่วนประกอบอื่นๆ ของระบบ

กรอบการทำงานเชิงปฏิบัตินี้ออกแบบมาเพื่อทีมธุรกิจต่อธุรกิจ (B2B) ที่เปรียบเทียบแนวคิดไฮโดรเจนสีเขียว ก่อนที่จะมีชุดเอกสารวิศวกรรมขั้นสุดท้าย ต้นทุนการผลิตไฮโดรเจน , แยกตัวแปรที่มีผลต่อค่า LCOH อย่างชัดเจน แสดงลำดับการคำนวณแบบโปร่งใส และทำให้การทดสอบความไวเป็นส่วนหนึ่งของการตัดสินใจ แทนที่จะเป็นสิ่งที่ทำหลังจากนั้น

เริ่มต้นด้วยสูตรคำนวณค่า LCOH ของไฮโดรเจนระดับโครงการ

โดยพื้นฐานที่สุด ค่า LCOH ตลอดอายุโครงการ ค่า LCOH ของไฮโดรเจน เท่ากับมูลค่าปัจจุบันของต้นทุนทั้งหมดของโครงการ หารด้วยมูลค่าปัจจุบันของไฮโดรเจนทั้งหมดที่ส่งมอบได้

LCOH = PV(CAPEX + ค่าไฟฟ้า + ค่าน้ำ + ค่าบำรุงรักษาแบบคงที่ + ค่าบำรุงรักษาแบบแปรผัน + ค่าเปลี่ยนอุปกรณ์ + ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องกับการเงิน) / PV(ไฮโดรเจนที่ส่งมอบ)

สำหรับการคัดกรองเบื้องต้น หลายทีมใช้รูปแบบรายปี

LCOH รายปี = (CAPEX ที่แปลงเป็นรายปี + ต้นทุนการดำเนินงานรายปี) / ผลผลิตไฮโดรเจนรายปี

วิธีการคำนวณรายปีไม่สามารถแทนแบบจำลองกระแสเงินสดลดค่า (discounted-cash-flow) แบบเต็มรูปแบบได้ อย่างไรก็ตาม เป็นวิธีที่มีระเบียบวินัยในการเปรียบเทียบทางเลือกการออกแบบ เมื่อแต่ละทางเลือกใช้ระยะเวลาโครงการ อัตราส่วนลด ภาษี ขอบเขตการส่งมอบ และข้อตกลงการใช้งานที่เหมือนกัน ก่อนเปรียบเทียบราคา 'ต้นทุนไฮโดรเจนสีเขียว' ต้นทุนไฮโดรเจนสีเขียว กับงานศึกษาอื่น ให้ตรวจสอบว่าการอัดแรง การจัดเก็บ การเชื่อมต่อกับโครงข่ายไฟฟ้า การลดกำลังการผลิต (curtailment) การเปลี่ยนแผ่นเซลล์อิเล็กโทรไลเซอร์ (replacement stacks) และความดันของไฮโดรเจนที่ส่งมอบ อยู่ภายในหรือภายนอกขอบเขตที่ระบุไว้

สร้างผลผลิตไฮโดรเจนรายปีก่อนกำหนดต้นทุน

ผลผลิตรายปีคือตัวส่วนที่อาจทำให้แบบจำลองที่ดูน่าเชื่อถือได้ล้มเหลว ค่า LCOH ของไฮโดรเจน สมการพื้นฐานที่มีประโยชน์คือ:

ปริมาณไฮโดรเจนต่อปี (กิโลกรัม) = กำลังการผลิตของอิเล็กโทรไลเซอร์ (กิโลวัตต์) × ชั่วโมงการใช้งาน × อัตราการพร้อมใช้งาน ÷ การใช้พลังงานจำเพาะ (กิโลวัตต์-ชั่วโมง/กิโลกรัม)

ตัวอย่างเช่น ระบบที่มีกำลังการผลิต 1 เมกะวัตต์ ซึ่งทำงานเทียบเท่า 7,000 ชั่วโมงที่โหลดเต็ม ด้วยอัตราการพร้อมใช้งาน 95% และการใช้พลังงานจำเพาะของระบบตามแบบจำลองที่ 55 กิโลวัตต์-ชั่วโมง/กิโลกรัม จะผลิตไฮโดรเจนได้ประมาณ 121,000 กิโลกรัมต่อปี ค่านี้เป็นเพียงตัวอย่างสำหรับการวางแผน ไม่ใช่การรับประกันประสิทธิภาพการทำงาน ข้อมูลสถานการณ์ PEM จากกระทรวงพลังงานสหรัฐฯ (U.S. DOE) ใช้ค่าตัวแทนโดยทั่วไปที่ประมาณ 55.2 กิโลวัตต์-ชั่วโมง/กิโลกรัม H₂ ในขณะที่ตารางสถานการณ์อื่นๆ แสดงค่าใกล้เคียง 57 กิโลวัตต์-ชั่วโมง/กิโลกรัม แบบจำลองของท่านควรใช้ค่าการใช้พลังงานจำเพาะที่ระบุไว้ในเงื่อนไขการรับประกันของระบบ โดยรวมภาระเสริม (auxiliary loads) ไว้ด้วย หากขอบเขตของผลิตภัณฑ์กำหนดให้ต้องรวม

อย่าสับสนระหว่างแฟกเตอร์ความจุของแหล่งพลังงานหมุนเวียนกับอัตราการพร้อมใช้งานของอิเล็กโทรไลเซอร์ ทรัพยากรพลังงานแสงอาทิตย์หรือพลังงานลมอาจให้ชั่วโมงที่ใช้งานได้จริงน้อยกว่าจำนวนชั่วโมงสูงสุดที่อิเล็กโทรไลเซอร์สามารถทำงานได้ตามศักยภาพทางเทคนิค หากมีการจัดหาไฟฟ้าจากโครงข่าย ระบบเก็บพลังงาน หรือแหล่งพลังงานหมุนเวียนแบบผสมผสานเพื่อเติมช่องว่างเหล่านี้ ท่านต้องสร้างแบบจำลองราคาพลังงานที่ได้รับและเงื่อนไขการคำนวณคาร์บอนอย่างชัดแจ้ง

คำนวณส่วนประกอบค่าไฟฟ้าของต้นทุนการผลิตไฮโดรเจน

สำหรับแนวคิดไฮโดรเจนสีเขียวส่วนใหญ่ ค่าไฟฟ้าเป็นปัจจัยนำเข้าที่มีขนาดใหญ่ที่สุดและไวต่อการเปลี่ยนแปลงมากที่สุดต่อ ต้นทุนการผลิตไฮโดรเจน พจน์พลังงานโดยตรงนั้นเรียบง่าย:

ต้นทุนค่าไฟฟ้าต่อกิโลกรัม = การใช้ไฟฟ้าของระบบ (กิโลวัตต์-ชั่วโมง/กิโลกรัม) × ราคาค่าไฟฟ้าที่จ่ายจริง (ดอลลาร์สหรัฐ/กิโลวัตต์-ชั่วโมง)

ที่อัตราการใช้ไฟฟ้า 55 กิโลวัตต์-ชั่วโมง/กิโลกรัม และราคาค่าไฟฟ้า 0.04 ดอลลาร์สหรัฐ/กิโลวัตต์-ชั่วโมง ค่าไฟฟ้าเพียงอย่างเดียวจะมีส่วนทำให้ต้นทุนสูงขึ้น 2.20 ดอลลาร์สหรัฐ/กิโลกรัม ก่อนรวมค่าใช้จ่ายด้านน้ำ การคืนทุนจากเงินลงทุน ค่าดำเนินงานและบำรุงรักษา การอัดแรงดัน หรือการเก็บรักษา แต่หากยังคงประสิทธิภาพเท่าเดิมแต่ราคาค่าไฟฟ้าเพิ่มเป็น 0.07 ดอลลาร์สหรัฐ/กิโลวัตต์-ชั่วโมง ต้นทุนค่าไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นเป็น 3.85 ดอลลาร์สหรัฐ/กิโลกรัม ความแตกต่างนี้จึงเป็นเหตุผลที่ไม่ควรนำเสนอสมมุติฐานอัตราค่าไฟฟ้าเพียงค่าเดียวในฐานะค่ามาตรฐานสากล ต้นทุนไฮโดรเจนสีเขียว .

จำลองราคาค่าไฟฟ้าที่จ่ายจริง แทนที่จะพิจารณาเพียงราคาในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) จากระบบผลิตไฟฟ้าเท่านั้น ขึ้นอยู่กับโครงสร้างระบบ ราคาดังกล่าวอาจรวมค่าธรรมเนียมการส่งและจ่ายไฟฟ้า ค่าสมดุลพลังงานหมุนเวียน ผลกระทบจากการลดกำลังการผลิต (curtailment) ค่าปรับตามความต้องการสูงสุด (demand charges) ใบรับรองพลังงานหมุนเวียน หรือการสูญเสียพลังงานจากการเก็บในระบบแบตเตอรี่ คำถามสำคัญในการจัดซื้อคือ ค่าใช้จ่ายใดบ้างที่เป็นแบบคงที่ และค่าใช้จ่ายใดบ้างที่ผันแปรตามปริมาณไฮโดรเจนที่ผลิตได้

แปลงต้นทุนเงินลงทุนที่ติดตั้งแล้วให้เป็นรายปี และรวมขอบเขตของระบบที่พิจารณา

ใช้ค่า CAPEX ที่ติดตั้งทั้งหมด ไม่ใช่เพียงแค่ชุดอิเล็กโทรไลเซอร์เท่านั้น หมวดค่าใช้จ่ายทั่วไป ได้แก่ ระบบอิเล็กโทรไลเซอร์ การแปลงพลังงาน ระบบบำบัดน้ำ ระบบระบายความร้อน ระบบควบคุม งานโยธา การติดตั้ง งานวิศวกรรม การเชื่อมต่อกับโครงข่ายไฟฟ้าหรือแหล่งพลังงานหมุนเวียน ระบบอัดแรงดัน และอุปกรณ์จัดการไฮโดรเจนที่เหมาะสมสำหรับจุดส่งมอบ

วิธีการคำนวณค่ารายปีแบบหนึ่งที่นิยมใช้คือ ตัวประกอบการกู้คืนเงินลงทุน (CRF)

CRF = r(1+r) ^ไม่ / ((1+r) ^ไม่ − 1)

ที่ไหน r คืออัตราส่วนลด และ ไม่ คืออายุโครงการเป็นปี แล้ว:

CAPEX รายปี = ค่า CAPEX ที่ติดตั้งทั้งหมด × CRF

หารค่า CAPEX รายปีด้วยปริมาณไฮโดรเจนที่ผลิตได้ต่อปี เพื่อหาส่วนแบ่งต้นทุนในหน่วยดอลลาร์ต่อกิโลกรัมต่อ ค่า LCOH ของไฮโดรเจน ให้แยกค่าเปลี่ยนสแต็กออกต่างหาก หากโครงการคาดว่าจะต้องเปลี่ยนสแต็กภายในอายุการใช้งานเชิงเศรษฐกิจ ทั้งนี้ การรวมค่าเปลี่ยนสแต็กในอนาคตเข้ากับ CAPEX เริ่มต้นอาจทำให้ข้อมูลเกี่ยวกับช่วงเวลาและผลกระทบต่อการจัดหาเงินทุนคลุมเครือ

สร้างแบบจำลองต้นทุนการดำเนินงานที่มักถูกประเมินต่ำเกินจริง

น้ำมักมีปริมาตรน้อยกว่าไฟฟ้าในแบบจำลอง แต่การบำบัดน้ำ การจัดการน้ำเสีย การระบายความร้อน และข้อจำกัดของพื้นที่ยังอาจส่งผลต่อการตัดสินใจโครงการได้ ต้นทุนไฮโดรเจนสีเขียว ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานและบำรุงรักษาแบบคงที่ (Fixed O&M) ควรครอบคลุมการบำรุงรักษาตามแผน การจัดหาบุคลากร (ถ้าเกี่ยวข้อง) การตรวจสอบ การเฝ้าติดตาม การประกันภัย และข้อตกลงให้บริการ ส่วนค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานและบำรุงรักษาแบบแปรผัน (Variable O&M) อาจวัดจากจำนวนชั่วโมงการใช้งาน ปริมาณการผลิต วัสดุสิ้นเปลือง หรือสภาพสุขภาพของเซลล์เชื้อเพลิง

รวมอัตราการเสื่อมสภาพเป็นปัจจัยทางธุรกิจหนึ่งในการวิเคราะห์ ไม่ใช่เพียงหมายเหตุเชิงวิศวกรรมเท่านั้น ค่ากิโลวัตต์-ชั่วโมงต่อกิโลกรัม (kWh/kg) ที่เพิ่มขึ้นตามระยะเวลาจะทำให้ปริมาณผลผลิตที่ส่งมอบจริงลดลงภายใต้งบประมาณไฟฟ้าคงที่ ในขณะที่เหตุการณ์หยุดเดินเครื่องหรือการเปลี่ยนชิ้นส่วนจะทำให้ตัวส่วนลดลง แนวทางการคำนวณต้นทุนต่อกิโลกรัมไฮโดรเจนสะอาด (LCOH) ของ European Clean Hydrogen Observatory ถือการใช้พลังงานไฟฟ้าเป็นค่าเฉลี่ย (kWh/kg) ตลอดอายุการใช้งานเชิงเศรษฐศาสตร์ ซึ่งเป็นการเตือนที่มีประโยชน์ว่าควรประเมินตามวงจรชีวิตทั้งหมด แทนที่จะอาศัยสมมุติฐานจากค่าระบุบนแผ่นป้าย (nameplate)

ดำเนินการวิเคราะห์กรณีฐาน (base case) และกรณีวิเคราะห์ความไว (sensitivity cases)

น่าเชื่อถือ ค่า LCOH ของไฮโดรเจน การประมาณการควรแสดงกรณีพื้นฐานพร้อมชุดความไวที่โปร่งใสจำนวนเล็กน้อย สำหรับแต่ละกรณี ให้เปลี่ยนสมมุติฐานเพียงข้อเดียว หรือกลุ่มสมมุติฐานที่กำหนดอย่างชัดเจน จากนั้นอธิบายเหตุผลเชิงปฏิบัติที่อยู่เบื้องหลังการเปลี่ยนแปลงนั้น

• กรณีราคาพลังงาน: ทดสอบไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานหมุนเวียนตามสัญญา ไฟฟ้าผสม และไฟฟ้าราคาสูง
• กรณีการใช้งาน: ทดสอบชั่วโมงที่จำกัดด้วยทรัพยากร การจ่ายไฟแบบไฮบริด และการดำเนินงานแบบเกือบต่อเนื่อง
• กรณีประสิทธิภาพ: ทดสอบค่ากิโลวัตต์-ชั่วโมงต่อกิโลกรัม ณ จุดเริ่มต้นของอายุการใช้งาน และค่าเฉลี่ยตลอดอายุการใช้งาน
• กรณี CAPEX: ทดสอบการเปลี่ยนแปลงต้นทุนการติดตั้ง รวมถึงส่วนประกอบอื่นๆ ของระบบ (balance-of-plant) และขอบเขตการเชื่อมต่อกับโครงข่าย (interconnection)
• กรณีการเปลี่ยนชิ้นส่วน: ทดสอบช่วงเวลา ต้นทุน เวลาหยุดทำงาน และการจัดการด้านการเงิน

โครงสร้างนี้สนับสนุนการตัดสินใจในขั้นตอนพิจารณา เพราะเปิดเผยตัวแปรใดที่คุ้มค่าต่อการเจรจาหรือออกแบบเพิ่มเติม หากค่าไฟฟ้าเป็นปัจจัยหลักที่ส่งผลต่อผลลัพธ์ การเสนอราคาอุปกรณ์ที่ต่ำลงอาจไม่ส่งผลดีต่อ LCOH อย่างมีน้ำหนัก หากอัตราการใช้งานเป็นปัจจัยหลัก อาจจำเป็นต้องให้ความสนใจเพิ่มเติมกับการติดตั้งแผงโซลาร์เซลล์เกินขนาด การติดตั้งระบบกักเก็บพลังงาน การเชื่อมต่อกับโครงข่ายไฟฟ้า หรือการวางแผนการผลิต

ใช้การจัดวางอุปกรณ์เป็นข้อมูลโครงการที่ได้รับการยืนยันแล้ว

หลังจากกำหนดขอบเขตเชิงพาณิชย์เรียบร้อยแล้ว การจัดวางกำลังการผลิตจะกลายเป็นข้อมูลนำเข้าของแบบจำลอง แทนที่จะเป็นคำกล่าวอ้างทางการตลาด สำหรับการประเมินขอบเขตโครงการเบื้องต้น Hyto Energy จัดเตรียมหน้าผลิตภัณฑ์ที่ยืนยันแล้วไว้ให้ 100KW-500KW และ 1MW-5MW การจัดวางกำลังการผลิต ใช้ข้อมูลที่ผู้ขายยืนยันแล้วเกี่ยวกับด้านไฟฟ้า การดำเนินงาน และขอบเขตการส่งมอบในแบบจำลอง ห้ามประมาณค่าประสิทธิภาพโครงการจากป้ายกำกับกำลังการผลิตเพียงอย่างเดียว

รายการตรวจสอบการทบทวน LCOH สำหรับไฮโดรเจนที่ใช้งานได้จริง

• จุดส่งมอบถูกกำหนดไว้หรือไม่: ทางออกของอิเล็กโทรไลเซอร์ ไฮโดรเจนที่ถูกบีบอัด ไฮโดรเจนที่เก็บไว้ หรือประตูของลูกค้า
• ตัวเลขการใช้พลังงานนี้รวมอุปกรณ์เสริมแบบเดียวกันทั้งหมดในทุกกรณีหรือไม่
• ชั่วโมงการดำเนินงานอิงตามความพร้อมของพลังงานหมุนเวียน การเข้าถึงโครงข่ายไฟฟ้า หรือทั้งสองอย่างร่วมกันหรือไม่
• ค่าใช้จ่าย CAPEX ที่ติดตั้งแล้วรวมค่าเชื่อมต่อกับโครงข่าย ค่าบำบัดน้ำ ค่าอัดอากาศ ค่าก่อสร้างงานโยธา และค่าการตรวจรับรองระบบหรือไม่
• การลดประสิทธิภาพของสแต็ก ระยะเวลาการเปลี่ยนชิ้นส่วน ระยะเวลาหยุดให้บริการ และมูลค่าคงเหลือได้รับการพิจารณาอย่างสอดคล้องกันหรือไม่
• กรณีการวิเคราะห์ความไวทั้งหมดใช้ระยะเวลารายการโครงการ อัตราส่วนลด และขอบเขตผลลัพธ์แบบเดียวกันหรือไม่

เชื่อถือได้ ค่า LCOH ของไฮโดรเจน แบบจำลองที่ดีที่สุดไม่ใช่แบบที่ให้คำตอบเริ่มต้นต่ำที่สุดเพียงอย่างเดียว แต่เป็นแบบที่สามารถติดตามตรวจสอบ และปรับปรุงสมมุติฐานได้เมื่อสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ข้อมูลอุปกรณ์ และเงื่อนไขสถานที่มีความชัดเจนมากยิ่งขึ้น โดยการรักษาตัวแปรด้านไฟฟ้า การใช้งานจริง ประสิทธิภาพ ทุน ค่าดำเนินงานและบำรุงรักษา รวมถึงการเงินให้ชัดเจน ทีมอุตสาหกรรมจึงสามารถเปลี่ยนการสนทนาทั่วไปให้กลายเป็น ต้นทุนไฮโดรเจนสีเขียว การเปรียบเทียบโครงการที่ลงมือปฏิบัติได้จริง