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文/張理 葉斌 尹晨旭 俞斌 劉洪，國網(wǎng)安徽省電力有限公司 智能電網(wǎng)教育部重點實驗室(天津大學(xué))，東北電力技術(shù)

風(fēng)能等可再生能源具有隨機性、間歇性和波動性等特點，近年來風(fēng)電并網(wǎng)消納問題日益突出。氫能是清潔的二次能源，能量密度高、容量大、便于儲存和運輸，利用風(fēng)電等可再生能源發(fā)電制氫，實現(xiàn)可再生能源多途徑就近高效利用，是未來清潔能源替代的重要方向之一。

目前國內(nèi)已有風(fēng)電等可再生能源制氫的示范項目，但未進入規(guī)?；瘧?yīng)用階段。風(fēng)電配置氫儲能可平滑風(fēng)電出力、提升消納能力。針對風(fēng)電制氫問題的可行性及經(jīng)濟性研究大多針對利用棄風(fēng)電量制氫場景，國內(nèi)相關(guān)研究人員已經(jīng)對風(fēng)電制氫系統(tǒng)在不同應(yīng)用模式下的最佳規(guī)模、建立綜合指標評價體系評估某風(fēng)電場制氫項目的可行性、對并網(wǎng)型耦合制氫系統(tǒng)的經(jīng)濟性、北方地區(qū)棄風(fēng)電量就近制氫的商業(yè)應(yīng)用方案、風(fēng)氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度策略和效益、風(fēng)氫混合儲能系統(tǒng)全壽命周期經(jīng)濟性數(shù)學(xué)模型和耦合燃料電池的風(fēng)電制氫系統(tǒng)能量價值經(jīng)濟等進行了分析。

國家明確提出2021年陸上風(fēng)電將全面平價上網(wǎng)，新能源與傳統(tǒng)能源全面進入市場競爭將是未來發(fā)展趨勢。2019年氫能首次寫入政府工作報告，全國多省市出臺了氫能發(fā)展規(guī)劃，出臺加氫站、氫燃料電池車等終端應(yīng)用市場補貼優(yōu)惠政策。在新能源并網(wǎng)發(fā)電盈利空間收窄、電網(wǎng)接納能力受限、儲能參與輔助服務(wù)市場機制尚不完善的背景下，探索風(fēng)電離網(wǎng)全電量直接制氫的經(jīng)濟性，既有利于形成風(fēng)電產(chǎn)業(yè)新發(fā)展模式，也可推動風(fēng)能等可再生能源與傳統(tǒng)能源在電力系統(tǒng)的協(xié)調(diào)發(fā)展。本文考慮利用風(fēng)電通過堿性電解水制氫，提出了考慮產(chǎn)業(yè)鏈傳導(dǎo)的風(fēng)電全電量制氫全過程經(jīng)濟分析模型，分析制氫及儲運等全環(huán)節(jié)成本效益變化，為全面平價上網(wǎng)和新能源消納受限地區(qū)風(fēng)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展模式提供參考。

電解水制氫技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀

目前電解水制氫技術(shù)主要有堿性水電解槽(AE)、質(zhì)子交換膜水電解槽(PEM)和固體氧化物水電解槽(SOE)3種。其中，堿性電解槽技術(shù)最為成熟，生產(chǎn)成本較低，國內(nèi)單臺最大產(chǎn)氣量為1000m3/h;質(zhì)子交換膜水電解槽流程簡單，能效較高，國內(nèi)單臺最大產(chǎn)氣量為50m3/h，但因使用貴金屬電催化劑等材料，成本偏高;固體氧化物水電解槽采用水蒸氣電解，可在高溫環(huán)境下工作，能效最高，但尚處于實驗室研發(fā)階段。本文考慮風(fēng)電通過堿性電解水制氫。

風(fēng)電制氫平準化成本分析

平準化制氫成本模型

平準化成本分析法廣泛應(yīng)用于能源項目的經(jīng)濟性評價。制氫平準化成本是將風(fēng)電制氫項目生命周期總成本除以生命周期總氫氣生產(chǎn)量，總成本包括建設(shè)成本和運營成本(包括運維成本、利息等)，同時考慮資金的時間價值以及固定資產(chǎn)殘值的影響，用于比較分析不同制氫技術(shù)的綜合競爭力，也可比較不同風(fēng)電場的制氫競爭力。制氫平準化成本計算公式如下:

式中:LCOE為制氫單位平準化成本;CT為初始投資;VＲ為固定資產(chǎn)殘值;An、Pn分別為第n年的運營成本和利息;Yn為第n年的制氫量;TY為運營時間(本文取20年);i為折現(xiàn)率，一般取基準收益率，本文取電力行業(yè)基準收益率8%。

成本分析

風(fēng)電制氫系統(tǒng)如圖1所示，本文僅考慮離網(wǎng)制氫不再并網(wǎng)發(fā)電。主要設(shè)備包括中壓堿性電解水制氫系統(tǒng)、高壓儲氫模塊、中壓緩沖儲氫罐和壓縮機。

圖1 風(fēng)電場離網(wǎng)全電量制氫系統(tǒng)示意圖

結(jié)合電解水制氫市場調(diào)研，本文風(fēng)電制氫電解水制氫系統(tǒng)成本分析，參數(shù)假設(shè)如下。

a.中壓堿性電解水制氫系統(tǒng)。參考產(chǎn)氣量為1000m3/h的當(dāng)前平均造價水平，取300萬元/臺;生產(chǎn)1m3氫氣電耗為5kWh，水耗為0.89kg，工業(yè)用水價格取10元/t。

b.儲氫環(huán)節(jié)(含高壓儲氫模塊、中壓緩沖儲氫罐和壓縮機)。參考當(dāng)前產(chǎn)氣量為1000m3/h對應(yīng)的儲氫環(huán)節(jié)平均造價水平，取300萬元/臺。壓縮部分需要使用穩(wěn)定市電，出口為45MPa的壓縮機壓縮排量為1000m3/h，每m3氫氣電耗為0.26kWh，工業(yè)用電價格取安徽省當(dāng)前10kV大工業(yè)用電價格0.6347元/kWh。

c.其他輔助設(shè)備。除上述主要設(shè)備外，電解制氫過程還需要輔助設(shè)備支持，計列其相應(yīng)成本。

d.根據(jù)現(xiàn)行堿性電解水裝置使用壽命情況，考慮在項目運營第11年更換電解水系統(tǒng)。

參考金風(fēng)科技統(tǒng)計的風(fēng)電場造價和現(xiàn)有堿性電解水裝置造價數(shù)據(jù)，結(jié)合彭博新能源財經(jīng)對堿性電解水裝置造價水平的預(yù)測，風(fēng)電場建設(shè)成本和電解水裝置單位造價變化如表1所示。

表1 風(fēng)電場建設(shè)成本和電解水制氫裝置單位造價

注:表中電解水裝置指單位氫氣生產(chǎn)能力1000m3/h的電解水裝置。

選取安徽省內(nèi)典型風(fēng)電項目作為測算對象，項目建設(shè)期1年，運營期20年，風(fēng)電場采取離網(wǎng)、直接制氫模式，年發(fā)電利用小時數(shù)取2300h，同步考慮未來風(fēng)場造價、堿性電解水裝置費用變化按表1變化。2020—2030年選取10～200MW不同裝機容量對應(yīng)的制氫平準化成本如圖2所示(折現(xiàn)率取8%)。

圖2 不同裝機容量的制氫平準化成本

總體來看，風(fēng)電裝機容量規(guī)模效應(yīng)將帶來制氫單位成本下降。當(dāng)前，風(fēng)電制氫成本在25～40元/kg，2030年裝機容量50MW及以上風(fēng)電場制氫成本可下降至20元/kg以下，下降幅度約35%。但大規(guī)模風(fēng)電場制氫存在終端用氫需求市場問題，如若當(dāng)?shù)貧洚a(chǎn)品市場需求發(fā)展動力不足，則風(fēng)電制氫設(shè)備的年運行時間和運行方式將大打折扣，再次出現(xiàn)風(fēng)能資源利用問題。

與市電制氫相比，目前市電制氫成本約為30～40元/kg;與煤制氫和工業(yè)副產(chǎn)提純制氫相比，目前煤炭制氫成本在8～9元/kg，工業(yè)副產(chǎn)提純制氫綜合成本約在10～16元/kg。因此，現(xiàn)階段風(fēng)電制氫不具備經(jīng)濟性優(yōu)勢;考慮到煤炭和工業(yè)副產(chǎn)提純制氫均面臨碳捕捉封存帶來的成本增加問題(煤炭制氫將增加至15.85元/kg)，未來風(fēng)電制氫成本優(yōu)勢將逐步凸顯。

風(fēng)電場制氫經(jīng)濟效益分析

以安徽省50MW風(fēng)電場典型項目為例。根據(jù)《中國氫能源及燃料電池白皮書2019》對氫能市場需求的預(yù)測，工業(yè)和交通領(lǐng)域作為氫能消費的重要需求領(lǐng)域，氫能消費整體呈上升趨勢，尤其2030年前增速較快，此后逐漸放緩。因此，本文測算時，考慮氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展近5～8年處于導(dǎo)入期，2025年開始進入行業(yè)成長期，對氫氣價格和風(fēng)電場投資等成本做如下設(shè)定。

a.2030年前高純度氫氣出廠價格維持平均現(xiàn)有30元/kg(參考目前各地高純度氫氣平均最低出廠價格)，此后每年按照5%價格下降。

b.風(fēng)電場單位造價和堿性電解水裝置系統(tǒng)成本變化按表1變化。

風(fēng)電制氫經(jīng)濟性評價

內(nèi)部收益率法是常用的長期投資項目財務(wù)評估的方法之一，內(nèi)部收益率是項目本身期望可達到的投資收益率，也是其凈現(xiàn)值等于零時的貼現(xiàn)率。若內(nèi)部收益率大于基準收益率，項目具有可行性;反之，項目財務(wù)不可行。計算風(fēng)電場不同年份選擇進入制氫市場下內(nèi)部收益率變化情況如圖3所示(基準收益率取電力行業(yè)基準收益率8%)。

圖3 風(fēng)電制氫內(nèi)部收益率

2020年風(fēng)電制氫內(nèi)部收益率基本接近電力行業(yè)基準收益率;自2021年起風(fēng)電制氫具備投資回收條件，2027年內(nèi)部收益率達到峰值，為市場主體進入風(fēng)電等可再生能源制氫市場的最佳時間點;2027年以后，風(fēng)電制氫投資收益呈下降趨勢，但總體收益率較“十四五”仍具有普遍競爭力。綜合考慮市場需求增長，預(yù)計2025—2030年間風(fēng)電制氫將進入行業(yè)快速發(fā)展階段，逐漸成為氫能市場需求的重要補充。

與并網(wǎng)發(fā)電的經(jīng)濟性比較

根據(jù)風(fēng)電并網(wǎng)發(fā)電價格最新文件，2019年起風(fēng)電上網(wǎng)電價采取指導(dǎo)價制度，并以規(guī)劃總量控制和電網(wǎng)實際消納空間為前提實行競爭配置。

2020年陸上風(fēng)電按指導(dǎo)價0.47元/kWh，風(fēng)電場并網(wǎng)發(fā)電內(nèi)部收益率最高可達17.35%;2021年起新增集中式陸上風(fēng)電項目全面平價上網(wǎng)，以安徽省內(nèi)現(xiàn)行火電標桿電價0.3844元/kWh測算，風(fēng)力并網(wǎng)發(fā)電內(nèi)部收益率為13.29%，2020年和2021年并網(wǎng)發(fā)電和制氫兩種模式經(jīng)濟性對比如表2所示。

表2 2020—2021年間并網(wǎng)發(fā)電和制氫經(jīng)濟性對比

2020年補貼退坡期間風(fēng)電制氫較并網(wǎng)發(fā)電不具備經(jīng)濟競爭性;隨著2021年全面平價，風(fēng)電制氫經(jīng)濟性已接近并網(wǎng)發(fā)電。

展望至2030年，考慮以下兩種場景。

場景一：并網(wǎng)發(fā)電仍保持0.3844元/kWh20年固定上網(wǎng)電價。

場景二：參考過去10年風(fēng)電價格變化情況(共下降約40%，折合每年下降約5%)，考慮風(fēng)電已處于產(chǎn)業(yè)成熟期，保守假設(shè)2021年后風(fēng)電并網(wǎng)發(fā)電價格持續(xù)下降，至2030年電價總計下降20%，折合每年下降約2%(仍執(zhí)行20年固定電價)。

在場景一下，風(fēng)電制氫較并網(wǎng)發(fā)電始終不具備經(jīng)濟競爭力;在場景二下，自2023年起風(fēng)電制氫較并網(wǎng)發(fā)電開始具備競爭性優(yōu)勢，并逐漸增加，在2027年比較優(yōu)勢達到峰值，此后逐漸減少，至2030年兩者基本持平(見圖4)。

圖4 風(fēng)電制氫和并網(wǎng)發(fā)電經(jīng)濟性對比

氫能終端應(yīng)用前景分析

氫能可廣泛應(yīng)用于能源、交通運輸、工業(yè)、建筑等領(lǐng)域，燃料電池車是目前較為普遍的終端應(yīng)用，也是氫能應(yīng)用市場的重要貢獻。在制氫基礎(chǔ)上，進一步考慮氫氣輸運環(huán)節(jié)和加氫站加注環(huán)節(jié)，分析風(fēng)電制氫產(chǎn)業(yè)鏈傳導(dǎo)的燃料電池車終端用氫價格變化，并與傳統(tǒng)鋰電池電動汽車及燃油車進行對比，分析發(fā)展前景。

氫氣輸運環(huán)節(jié)成本

目前氫能的輸運方式主要有氣態(tài)輸運、液態(tài)輸運和固態(tài)輸運3種方式，其中氣態(tài)輸運可分為長管拖車和管道運輸2種。國內(nèi)制氫企業(yè)并不承擔(dān)氫氣產(chǎn)能運輸，氫氣運輸成本由加氫站及氫能用戶承擔(dān)。從發(fā)展趨勢來看，我國主要以氣氫長管拖車、氣氫管道和液氫槽車3種運氫方式為主，3種運輸方式下單位氫氣運輸費用與運輸距離之間的變化關(guān)系如圖5所示。

圖5 不同運輸方式下的氫氣運輸費用

由圖5可知，管道運輸最經(jīng)濟，但達到該費用的前提是管道運能利用率實現(xiàn)100%，即加氫站有足夠的氫氣需求。根據(jù)《中國氫氣存儲與運輸產(chǎn)業(yè)發(fā)展研究報告(2019)》，管道運氫費用隨利用率下降而上升，當(dāng)利用率僅為20%時，管道運氫費用將接近長管拖車。在當(dāng)前氫能市場需求不夠充分、加氫站尚未普及、站點較為分散的情況下，管道運氫成本優(yōu)勢并不明顯。目前我國僅有100km輸氫管道，隨著氫能產(chǎn)業(yè)逐步發(fā)展，管道運輸將是未來發(fā)展方向，氫氣管網(wǎng)布局有較大提升空間。

對比長管拖車和液氫槽車兩種運輸方式，運輸距離在250km內(nèi)時，長管拖車運輸費用低于液氫槽車，超過250km后液氫槽車更具經(jīng)濟優(yōu)勢。

氫氣終端價格趨勢分析

從氫能產(chǎn)業(yè)鏈中制氫、運氫、加注3個環(huán)節(jié)(含儲氫)的費用出發(fā)，分析氫氣終端價格在一定運輸范圍內(nèi)的變化趨勢。

2021—2030年投資風(fēng)電制氫，在滿足8%內(nèi)部收益率下，各投資年份最低氫氣出廠價格如表3所示。

表3 風(fēng)電場最低可承受氫氣出廠價格

2021—2030年間風(fēng)電制氫最低可承受出廠價格較當(dāng)前價格(約30元/kg)變化不大。參考《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書2019》中加氫站的綜合平均加注費用取15元/kg，不考慮輸運環(huán)節(jié)費用隨時間變化。以主流運輸方式長管拖車為例，取250km內(nèi)的氫氣終端價格進行分析，如圖6所示。

圖6 風(fēng)電制氫產(chǎn)業(yè)鏈傳導(dǎo)氫氣終端價格

根據(jù)《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書2019》，與傳動電動汽車和燃油汽車相比，按照市區(qū)工況百km電耗15～18kWh和油耗6～10L汽油測算(2019年汽油價格取6～7元/L左右)，燃料電池車用氫成本需控制在30元/kg和45元/kg方具有競爭力。

由圖6可知，2030年前在無政策補貼下，風(fēng)電制氫產(chǎn)業(yè)鏈傳導(dǎo)氫氣終端價格始終高于45元/kg。2030年前若汽油價格無大幅上漲，燃料電池車較傳統(tǒng)電動汽車和燃油車均不具備經(jīng)濟優(yōu)勢，在推廣上需要給予加氫站約10～25元/kg的政策補貼；若汽油價格上漲超過25%，則燃料電池車較燃油車可具備競爭優(yōu)勢。

推進可再生能源制氫參與氫能產(chǎn)業(yè)化發(fā)展，需加快加氫站等配套基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，盡量控制氫源距離加氫站在50km內(nèi)；同時加快氫氣輸運管網(wǎng)建設(shè)，提高風(fēng)電等可再生能源制氫產(chǎn)業(yè)鏈的價格競爭力。

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