張 理，葉 斌，尹晨旭，俞 斌，劉 洪

(1.國(guó)網(wǎng)安徽省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，安徽 合肥 230022；2.國(guó)網(wǎng)安徽省電力有限公司，安徽 合肥 230022；3.智能電網(wǎng)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(天津大學(xué))，天津 300072)

風(fēng)能等可再生能源具有隨機(jī)性、間歇性和波動(dòng)性等特點(diǎn)，近年來風(fēng)電并網(wǎng)消納問題日益突出[1-4]。氫能是清潔的二次能源，能量密度高、容量大、便于儲(chǔ)存和運(yùn)輸，利用風(fēng)電等可再生能源發(fā)電制氫，實(shí)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[4-7]。

目前國(guó)內(nèi)已有風(fēng)電等可再生能源制氫的示范項(xiàng)目，但未進(jìn)入規(guī)?；瘧?yīng)用階段。風(fēng)電配置氫儲(chǔ)能可平滑風(fēng)電出力、提升消納能力[8]。針對(duì)風(fēng)電制氫問題的可行性及經(jīng)濟(jì)性研究大多針對(duì)利用棄風(fēng)電量制氫場(chǎng)景,文獻(xiàn)[9]分析了風(fēng)電制氫系統(tǒng)在不同應(yīng)用模式下的最佳規(guī)模；文獻(xiàn)[10]建立綜合指標(biāo)評(píng)價(jià)體系評(píng)估某風(fēng)電場(chǎng)制氫項(xiàng)目的可行性；文獻(xiàn)[11-12]對(duì)并網(wǎng)型耦合制氫系統(tǒng)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析；文獻(xiàn)[13]提出北方地區(qū)棄風(fēng)電量就近制氫的商業(yè)應(yīng)用方案，并對(duì)各方案經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析；文獻(xiàn)[14]提出了風(fēng)氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度策略和效益；文獻(xiàn)[15]建立了風(fēng)氫混合儲(chǔ)能系統(tǒng)全壽命周期經(jīng)濟(jì)性數(shù)學(xué)模型，求解系統(tǒng)投資回收期和全壽命周期內(nèi)凈利潤(rùn)；文獻(xiàn)[16]對(duì)耦合燃料電池的風(fēng)電制氫系統(tǒng)進(jìn)行仿真并進(jìn)行能量?jī)r(jià)值經(jīng)濟(jì)分析。

國(guó)家明確提出2021年陸上風(fēng)電將全面平價(jià)上網(wǎng)，新能源與傳統(tǒng)能源全面進(jìn)入市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)將是未來發(fā)展趨勢(shì)。2019年氫能首次寫入政府工作報(bào)告，全國(guó)多省市出臺(tái)了氫能發(fā)展規(guī)劃，出臺(tái)加氫站、氫燃料電池車等終端應(yīng)用市場(chǎng)補(bǔ)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(chǔ)能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)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(jì)性，既有利于形成風(fēng)電產(chǎn)業(yè)新發(fā)展模式，也可推動(dòng)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(jì)分析模型，分析制氫及儲(chǔ)運(yùn)等全環(huán)節(jié)成本效益變化，為全面平價(jià)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。

1 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[17-18]。其中，堿性電解槽技術(shù)最為成熟，生產(chǎn)成本較低，國(guó)內(nèi)單臺(tái)最大產(chǎn)氣量為1000 m3/h；質(zhì)子交換膜水電解槽流程簡(jiǎn)單，能效較高，國(guó)內(nèi)單臺(tái)最大產(chǎn)氣量為50 m3/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(shí)驗(yàn)室研發(fā)階段。本文考慮風(fēng)電通過堿性電解水制氫。

2 風(fēng)電制氫平準(zhǔn)化成本分析

2.1 平準(zhǔn)化制氫成本模型

平準(zhǔn)化成本分析法廣泛應(yīng)用于能源項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)[19]。制氫平準(zhǔn)化成本是將風(fēng)電制氫項(xiàng)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(yùn)營(yíng)成本(包括運(yùn)維成本、利息等)，同時(shí)考慮資金的時(shí)間價(jià)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(jìng)爭(zhēng)力，也可比較不同風(fēng)電場(chǎng)的制氫競(jìng)爭(zhēng)力。制氫平準(zhǔn)化成本計(jì)算公式如下：

(1)

式中:LCOE為制氫單位平準(zhǔn)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(yùn)營(yíng)成本和利息；Yn為第n年的制氫量；TY為運(yùn)營(yíng)時(shí)間(本文取20年)；i為折現(xiàn)率，一般取基準(zhǔn)收益率，本文取電力行業(yè)基準(zhǔn)收益率8%。

2.2 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(chǔ)氫模塊、中壓緩沖儲(chǔ)氫罐和壓縮機(jī)[12]。

結(jié)合文獻(xiàn)[18]數(shù)據(jù)及電解水制氫市場(chǎng)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1000 m3/h的當(dāng)前平均造價(jià)水平，取300萬元/臺(tái)；生產(chǎn)1 m3氫氣電耗為5 kWh，水耗為0.89 kg，工業(yè)用水價(jià)格取10元/t。

b.儲(chǔ)氫環(huán)節(jié)(含高壓儲(chǔ)氫模塊、中壓緩沖儲(chǔ)氫罐和壓縮機(jī))。參考當(dāng)前產(chǎn)氣量為1000 m3/h對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)氫環(huán)節(jié)平均造價(jià)水平，取300萬元/臺(tái)。壓縮部分需要使用穩(wěn)定市電，出口為45 MPa的壓縮機(jī)壓縮排量為1000 m3/h，每m3氫氣電耗為0.26 kWh，工業(yè)用電價(jià)格取安徽省當(dāng)前10 kV大工業(yè)用電價(jià)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(jì)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(xiàng)目運(yùn)營(yíng)第11年更換電解水系統(tǒng)。

參考金風(fēng)科技統(tǒng)計(jì)的風(fēng)電場(chǎng)造價(jià)和現(xiàn)有堿性電解水裝置造價(jià)數(shù)據(jù)，結(jié)合彭博新能源財(cái)經(jīng)對(duì)堿性電解水裝置造價(jià)水平的預(yù)測(cè)，風(fēng)電場(chǎng)建設(shè)成本和電解水裝置單位造價(jià)變化如表1所示。

表1 風(fēng)電場(chǎng)建設(shè)成本和電解水制氫裝置單位造價(jià)

選取安徽省內(nèi)典型風(fēng)電項(xiàng)目作為測(cè)算對(duì)象，項(xiàng)目建設(shè)期1年，運(yùn)營(yíng)期20年，風(fēng)電場(chǎng)采取離網(wǎng)、直接制氫模式，年發(fā)電利用小時(shí)數(shù)取2300 h，同步考慮未來風(fēng)場(chǎng)造價(jià)、堿性電解水裝置費(fèi)用變化按表1變化。

2020—2030年選取10～200 MW不同裝機(jī)容量對(duì)應(yīng)的制氫平準(zhǔn)化成本如圖2所示(折現(xiàn)率取8%)。

總體來看，風(fēng)電裝機(jī)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(jī)容量50 MW及以上風(fēng)電場(chǎng)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(chǎng)制氫存在終端用氫需求市場(chǎng)問題，如若當(dāng)?shù)貧洚a(chǎn)品市場(chǎng)需求發(fā)展動(dòng)力不足，則風(fēng)電制氫設(shè)備的年運(yùn)行時(shí)間和運(yùn)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(jì)性優(yōu)勢(shì)；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)[20]，未來風(fēng)電制氫成本優(yōu)勢(shì)將逐步凸顯。

3 風(fēng)電場(chǎng)制氫經(jīng)濟(jì)效益分析

以安徽省50 MW風(fēng)電場(chǎng)典型項(xiàng)目為例。根據(jù)《中國(guó)氫能源及燃料電池白皮書2019》對(duì)氫能市場(chǎng)需求的預(yù)測(cè)，工業(yè)和交通領(lǐng)域作為氫能消費(fèi)的重要需求領(lǐng)域，氫能消費(fèi)整體呈上升趨勢(shì)，尤其2030年前增速較快，此后逐漸放緩[20]。因此，本文測(cè)算時(shí)，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(jìn)入行業(yè)成長(zhǎng)期，對(duì)氫氣價(jià)格和風(fēng)電場(chǎng)投資等成本做如下設(shè)定。

a.2030年前高純度氫氣出廠價(jià)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(jià)格)，此后每年按照5%價(jià)格下降。

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

3.1 風(fēng)電制氫經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)

內(nèi)部收益率法是常用的長(zhǎng)期投資項(xiàng)目財(cái)務(wù)評(píng)估的方法之一，內(nèi)部收益率是項(xiàng)目本身期望可達(dá)到的投資收益率，也是其凈現(xiàn)值等于零時(shí)的貼現(xiàn)率。若內(nèi)部收益率大于基準(zhǔn)收益率，項(xiàng)目具有可行性；反之，項(xiàng)目財(cái)務(wù)不可行。計(jì)算風(fēng)電場(chǎng)不同年份選擇進(jìn)入制氫市場(chǎng)下內(nèi)部收益率變化情況如圖3所示(基準(zhǔn)收益率取電力行業(yè)基準(zhǔn)收益率8%)。

2020年風(fēng)電制氫內(nèi)部收益率基本接近電力行業(yè)基準(zhǔn)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(dá)到峰值，為市場(chǎng)主體進(jìn)入風(fēng)電等可再生能源制氫市場(chǎng)的最佳時(shí)間點(diǎn)；2027年以后，風(fēng)電制氫投資收益呈下降趨勢(shì)，但總體收益率較“十四五”仍具有普遍競(jìng)爭(zhēng)力。綜合考慮市場(chǎng)需求增長(zhǎng)，預(yù)計(jì)2025—2030年間風(fēng)電制氫將進(jìn)入行業(yè)快速發(fā)展階段，逐漸成為氫能市場(chǎng)需求的重要補(bǔ)充。

3.2 與并網(wǎng)發(fā)電的經(jīng)濟(jì)性比較

根據(jù)風(fēng)電并網(wǎng)發(fā)電價(jià)格最新文件，2019年起風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)采取指導(dǎo)價(jià)制度，并以規(guī)劃總量控制和電網(wǎng)實(shí)際消納空間為前提實(shí)行競(jìng)爭(zhēng)配置。

2020年陸上風(fēng)電按指導(dǎo)價(jià)0.47元/kWh，風(fēng)電場(chǎng)并網(wǎng)發(fā)電內(nèi)部收益率最高可達(dá)17.35%；2021年起新增集中式陸上風(fēng)電項(xiàng)目全面平價(jià)上網(wǎng)，以安徽省內(nèi)現(xiàn)行火電標(biāo)桿電價(jià)0.3844元/kWh測(cè)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(jì)性對(duì)比如表2所示。

表2 2020—2021年間并網(wǎng)發(fā)電和制氫經(jīng)濟(jì)性對(duì)比

2020年補(bǔ)貼退坡期間風(fēng)電制氫較并網(wǎng)發(fā)電不具備經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)性；隨著2021年全面平價(jià)，風(fēng)電制氫經(jīng)濟(jì)性已接近并網(wǎng)發(fā)電。

展望至2030年，考慮以下兩種場(chǎng)景。

場(chǎng)景一：并網(wǎng)發(fā)電仍保持0.3844元/kWh 20年固定上網(wǎng)電價(jià)。

場(chǎng)景二：參考過去10年風(fēng)電價(jià)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(jià)格持續(xù)下降，至2030年電價(jià)總計(jì)下降20%，折合每年下降約2%(仍執(zhí)行20年固定電價(jià))。

在場(chǎng)景一下，風(fēng)電制氫較并網(wǎng)發(fā)電始終不具備經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力；在場(chǎng)景二下，自2023年起風(fēng)電制氫較并網(wǎng)發(fā)電開始具備競(jìng)爭(zhēng)性優(yōu)勢(shì)，并逐漸增加，在2027年比較優(yōu)勢(shì)達(dá)到峰值，此后逐漸減少，至2030年兩者基本持平(見圖4)。

4 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(yùn)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(chǎng)的重要貢獻(xiàn)。在制氫基礎(chǔ)上，進(jìn)一步考慮氫氣輸運(yùn)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(jià)格變化，并與傳統(tǒng)鋰電池電動(dòng)汽車及燃油車進(jìn)行對(duì)比，分析發(fā)展前景。

4.1 氫氣輸運(yùn)環(huán)節(jié)成本

目前氫能的輸運(yùn)方式主要有氣態(tài)輸運(yùn)、液態(tài)輸運(yùn)和固態(tài)輸運(yùn)3種方式，其中氣態(tài)輸運(yùn)可分為長(zhǎng)管拖車和管道運(yùn)輸2種[20]。國(guó)內(nèi)制氫企業(yè)并不承擔(dān)氫氣產(chǎn)能運(yùn)輸，氫氣運(yùn)輸成本由加氫站及氫能用戶承擔(dān)。從發(fā)展趨勢(shì)來看，我國(guó)主要以氣氫長(zhǎng)管拖車、氣氫管道和液氫槽車3種運(yùn)氫方式為主，3種運(yùn)輸方式下單位氫氣運(yùn)輸費(fèi)用與運(yùn)輸距離之間的變化關(guān)系如圖5所示。

由圖5可知，管道運(yùn)輸最經(jīng)濟(jì)，但達(dá)到該費(fèi)用的前提是管道運(yùn)能利用率實(shí)現(xiàn)100%，即加氫站有足夠的氫氣需求。根據(jù)《中國(guó)氫氣存儲(chǔ)與運(yùn)輸產(chǎn)業(yè)發(fā)展研究報(bào)告(2019)》，管道運(yùn)氫費(fèi)用隨利用率下降而上升，當(dāng)利用率僅為20%時(shí)，管道運(yùn)氫費(fèi)用將接近長(zhǎng)管拖車。在當(dāng)前氫能市場(chǎng)需求不夠充分、加氫站尚未普及、站點(diǎn)較為分散的情況下，管道運(yùn)氫成本優(yōu)勢(shì)并不明顯。目前我國(guó)僅有100 km輸氫管道，隨著氫能產(chǎn)業(yè)逐步發(fā)展，管道運(yùn)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(duì)比長(zhǎng)管拖車和液氫槽車兩種運(yùn)輸方式，運(yùn)輸距離在250 km內(nèi)時(shí)，長(zhǎng)管拖車運(yùn)輸費(fèi)用低于液氫槽車，超過250 km后液氫槽車更具經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)。

4.2 氫氣終端價(jià)格趨勢(shì)分析

從氫能產(chǎn)業(yè)鏈中制氫、運(yùn)氫、加注3個(gè)環(huán)節(jié)(含儲(chǔ)氫)的費(fèi)用出發(fā)，分析氫氣終端價(jià)格在一定運(yùn)輸范圍內(nèi)的變化趨勢(shì)。

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(jià)格如表3所示。

表3 風(fēng)電場(chǎng)最低可承受氫氣出廠價(jià)格

2021—2030年間風(fēng)電制氫最低可承受出廠價(jià)格較當(dāng)前價(jià)格(約30元/kg)變化不大。參考《中國(guó)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(fèi)用取15元/kg，不考慮輸運(yùn)環(huán)節(jié)費(fèi)用隨時(shí)間變化。以主流運(yùn)輸方式長(zhǎng)管拖車為例，取250 km內(nèi)的氫氣終端價(jià)格進(jìn)行分析，如圖6所示。

根據(jù)《中國(guó)氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書2019》，與傳動(dòng)電動(dòng)汽車和燃油汽車相比，按照市區(qū)工況百km電耗15～18 kWh和油耗6～10 L汽油測(cè)算(2019年汽油價(jià)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(jìng)爭(zhēng)力。

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

推進(jìn)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50 km內(nèi)；同時(shí)加快氫氣輸運(yùn)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(jià)格競(jìng)爭(zhēng)力。

5 結(jié)論

本文從成本和效益兩個(gè)角度，分別利用平準(zhǔn)化成本分析法和內(nèi)部收益率法，提出利用風(fēng)電通過堿性電解水制氫、儲(chǔ)運(yùn)、加注氫能利用全產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)方法，并與并網(wǎng)發(fā)電進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性對(duì)比。

a.現(xiàn)階段風(fēng)電制氫不具備成本經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)，但未來成本下降空間較大，至2030年制氫成本可下降約35%。煤炭和工業(yè)副產(chǎn)提純制氫2種方式二氧化碳排放高，未來均面臨碳捕捉封存帶來的成本增加問題，成本下降空間有限，風(fēng)電等可再生能源制氫將逐漸成為制氫市場(chǎng)的重要增量。

b.在氫能市場(chǎng)價(jià)格保持穩(wěn)定的情況下，“十四五”期間風(fēng)電制氫開始具備投資回收條件。短期內(nèi)風(fēng)電制氫較并網(wǎng)發(fā)電并不具備經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)性，若風(fēng)電全面平價(jià)后上網(wǎng)電價(jià)繼續(xù)下降，預(yù)計(jì)2030年前風(fēng)電制氫較并網(wǎng)發(fā)電可具有競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)，制氫將成為風(fēng)電場(chǎng)除并網(wǎng)發(fā)電之外新的運(yùn)營(yíng)模式選擇。

c.在無政策補(bǔ)貼下，2030年前若汽油價(jià)格無大幅上漲，經(jīng)風(fēng)電制氫產(chǎn)業(yè)鏈傳導(dǎo)的燃料電池車終端用氫成本，將始終高于傳統(tǒng)鋰電池電動(dòng)汽車和燃油車，不具備競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)。