氫儲(chǔ)能用于核電調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性研究

高嘯天，鄭可昕，蔡春榮，范永春，匡俊

（1.中國(guó)能源建設(shè)集團(tuán)廣東省電力設(shè)計(jì)研究院有限公司，廣州 510663；2.北京理工大學(xué)化學(xué)與化工學(xué)院，北京 102488）

隨著我國(guó)核電并網(wǎng)電量及占比提高，核電降負(fù)荷運(yùn)行能力差的特點(diǎn)造成調(diào)峰壓力愈發(fā)顯著。雖然我國(guó)核電機(jī)組一般能夠在額定功率下運(yùn)行，但按照并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議，在節(jié)假日、極端天氣等情況下可安排核電機(jī)組適當(dāng)降功率甚至停機(jī)運(yùn)行以配合電網(wǎng)調(diào)峰。從核燃料利用效率、系統(tǒng)安全性、經(jīng)濟(jì)性等多方面考慮，應(yīng)該盡可能安排核電機(jī)組長(zhǎng)期穩(wěn)定運(yùn)行［1-3］。

儲(chǔ)能系統(tǒng)的配置能夠提高系統(tǒng)的靈活性，改善系統(tǒng)調(diào)峰能力。目前已經(jīng)得到大規(guī)模應(yīng)用或具有應(yīng)用潛力的儲(chǔ)能技術(shù)路線有抽水蓄能、電化學(xué)儲(chǔ)能、氫儲(chǔ)能等［4-5］。由于抽水蓄能和電化學(xué)儲(chǔ)能分別受選址條件和設(shè)備安全性限制，均難以廣泛用于核電調(diào)峰。隨著技術(shù)的進(jìn)步和節(jié)能減排工作的日益深入，氫儲(chǔ)能作為一種全新儲(chǔ)能方式逐漸在世界范圍內(nèi)嶄露頭角［6-7］。

目前，已經(jīng)有多個(gè)國(guó)家和地區(qū)政府及大型企業(yè)紛紛布局氫能產(chǎn)業(yè)。對(duì)于核電機(jī)組而言，利用富余核電開展電解水制氫并加以儲(chǔ)存、利用，可以有效緩解核電機(jī)組調(diào)峰壓力，保證機(jī)組能夠長(zhǎng)時(shí)間基荷運(yùn)行。制備得到的氫氣一方面可以通過摻氫燃機(jī)或燃料電池發(fā)電，提高電網(wǎng)整體的調(diào)節(jié)能力；另一方面，氫氣作為新能源戰(zhàn)略的重點(diǎn)發(fā)展產(chǎn)業(yè)，可以將核電制備氫氣外送用于分布式燃料電池發(fā)電、石油化工、綠色金屬冶煉等行業(yè)，起到良好的示范作用，對(duì)我國(guó)的節(jié)能減排和碳中和目標(biāo)實(shí)現(xiàn)具有重要意義。

1 核電站運(yùn)行及調(diào)峰特性分析

根據(jù)中國(guó)核能協(xié)會(huì)公布的信息，2019年全國(guó)在運(yùn)核電機(jī)組數(shù)量為47臺(tái)核電機(jī)組，累計(jì)發(fā)電量348.131 TWh，累計(jì)上網(wǎng)電量326.324 TWh，平均利用小時(shí)數(shù)為7 346.22 h，以帶基荷運(yùn)行為主，一般不參與調(diào)峰。

1.1 核電調(diào)峰能力分析

目前我國(guó)在運(yùn)的核電機(jī)組主要有M310、CPR1000、EPR、AP1000四類。上述四種堆型對(duì)應(yīng)的調(diào)峰模式及調(diào)峰能力如表1所示。其中，M310和CRP1000型機(jī)組，反應(yīng)堆在80%運(yùn)行壽命內(nèi)的功率變化為“12-3-6-3”模式，即負(fù)荷高峰時(shí)段滿負(fù)荷出力12 h，隨后3 h降低負(fù)荷，在低功率平臺(tái)運(yùn)行6 h后，再用3 h增加到滿出力水平，其運(yùn)行模式如圖1所示。

圖1 “12-3-6-3”調(diào)節(jié)模式示意圖Fig.1 Schematic diagram of“12-3-6-3”adjustment mode

表1 核電堆設(shè)計(jì)調(diào)峰模式及調(diào)峰能力Tab.1 Peak shaving mode and capability of nuclear power reactor

相比之下，EPR及AP1000堆型的日負(fù)荷曲線跟蹤能力比較強(qiáng)大，在90%壽命長(zhǎng)度內(nèi)可以進(jìn)行“10-2-10-2”模式的日負(fù)荷循環(huán)，即在10 h滿功率運(yùn)行后，在2 h內(nèi)將輸出功率降低到50%，運(yùn)行10 h后，通過2 h將功率線性提高到滿功率水平。這兩種反應(yīng)堆型在機(jī)組出力25%以上即可長(zhǎng)期低功率模式運(yùn)行，不受運(yùn)行周期和運(yùn)行水平約束。

1.2 改善核電調(diào)峰能力的必要性

出于安全及經(jīng)濟(jì)性考慮，一般情況下我國(guó)的核電機(jī)組盡可能保持額定功率運(yùn)行，在春節(jié)、國(guó)慶或臺(tái)風(fēng)等極端天氣特殊時(shí)段可以在保障機(jī)組安全運(yùn)行的前提下降低出力（通常為額定出力的70%～80%）適當(dāng)調(diào)峰。

負(fù)荷因子是一座核電站實(shí)際發(fā)電量與額定發(fā)電量的比值，通過以下公式計(jì)算：

根據(jù)公式可知，隨著核電參與調(diào)峰深度的增加，核電機(jī)組的實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)會(huì)降低，導(dǎo)致核電廠負(fù)荷因子降低。由于核燃料的更換周期較為固定（一般為12個(gè)月或18個(gè)月），參與調(diào)峰會(huì)明顯降低核燃料的使用效率。因此在現(xiàn)有制度下，核電參與深度調(diào)峰會(huì)降低經(jīng)濟(jì)性與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。

國(guó)際上核電機(jī)組同樣以基荷運(yùn)行為主，對(duì)于核電裝機(jī)比例較大的國(guó)家，如法國(guó)（核電裝機(jī)比例超過50%），其電力系統(tǒng)中缺乏調(diào)節(jié)資源，因此需要核電機(jī)組頻繁參與調(diào)峰工作。而對(duì)于韓國(guó)、日本、美國(guó)等調(diào)峰電源相對(duì)較多的國(guó)家，核電機(jī)組則以基荷運(yùn)行為主，由抽水蓄能、氣電等承擔(dān)調(diào)峰任務(wù)，提高核電利用率。核電機(jī)組通過負(fù)荷調(diào)節(jié)參與調(diào)峰會(huì)增加機(jī)組控制難度，提高人為操作失誤概率，導(dǎo)致設(shè)備可靠性降低，造成法國(guó)核電機(jī)組的年均非計(jì)劃停堆小時(shí)數(shù)要明顯高于韓國(guó)、日本、美國(guó)。

基于歷史運(yùn)行情況，若電力系統(tǒng)需要進(jìn)行調(diào)峰，應(yīng)首先考慮火電、氣電、水電（包括抽水蓄能）等，相比之下，核電應(yīng)作為短時(shí)階段調(diào)峰的補(bǔ)充資源而非常規(guī)手段。

在我國(guó)提出“30年碳達(dá)峰，60年碳中和”的目標(biāo)下，以風(fēng)電、光伏、核電為代表的低碳、可再生清潔能源迎來(lái)快速發(fā)展。風(fēng)電、光伏已經(jīng)迎來(lái)平價(jià)上網(wǎng)時(shí)代，且仍將保持快速增長(zhǎng)態(tài)勢(shì)。我國(guó)的電力系統(tǒng)以煤電為主，而煤電作為高能耗、高排放發(fā)電技術(shù)，其在電力系統(tǒng)占比逐步降低已經(jīng)成為必然趨勢(shì)。2020年，我國(guó)煤炭裝機(jī)占比49%，首次降至50%以下。風(fēng)電、光伏裝機(jī)比例共計(jì)24%，發(fā)電量占比首次超過10%。隨著“碳中和”目標(biāo)被提上日程，火電、氣電等化石能源發(fā)電占比將被進(jìn)一步壓縮，而抽水蓄能建設(shè)又受到選址限制，系統(tǒng)對(duì)于調(diào)節(jié)資源需求將會(huì)提高。通過對(duì)富余核電合理利用（如制備氫氣），能夠提高核燃料利用效率、保證核電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)、提高整體經(jīng)濟(jì)性，還可以作為調(diào)節(jié)資源穩(wěn)定電網(wǎng)，保證電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行［8-9］。

1.3 富余核電利用方式

儲(chǔ)能是一系列電能儲(chǔ)存和利用手段的總稱，能夠在高比例可再生能源電力系統(tǒng)中作為優(yōu)質(zhì)的調(diào)節(jié)資源提高系統(tǒng)靈活性，促進(jìn)可再生能源消納，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。為了盡可能避免核電直接參與調(diào)峰，使核電機(jī)組滿發(fā)運(yùn)行，可以考慮為核電配置儲(chǔ)能系統(tǒng)，提高整體調(diào)節(jié)能力。目前有望用于核電調(diào)峰的儲(chǔ)能技術(shù)路線主要包括抽水蓄能、電化學(xué)儲(chǔ)能等，其技術(shù)特點(diǎn)對(duì)比如表2所示。飛輪、超級(jí)電容儲(chǔ)能等功率型儲(chǔ)能，由于能量密度較低，不適合用于調(diào)峰場(chǎng)景，不在本文討論。

表2 幾種儲(chǔ)能技術(shù)路線比較Tab.2 Comparison of three kinds of main energy storage routes

在適用于大規(guī)模核電調(diào)峰的儲(chǔ)能技術(shù)路線中，抽水蓄能的技術(shù)儲(chǔ)備最為成熟且已經(jīng)完全實(shí)現(xiàn)商業(yè)化，具有響應(yīng)迅速、容量高等優(yōu)勢(shì)，從技術(shù)特點(diǎn)看是最適宜用于核電調(diào)峰的技術(shù)路線。但抽水蓄能電站的建設(shè)受地理?xiàng)l件的嚴(yán)格限制，建設(shè)周期長(zhǎng)，且運(yùn)營(yíng)方式為電網(wǎng)直調(diào)，屬于電網(wǎng)資產(chǎn)，在現(xiàn)有機(jī)制下實(shí)現(xiàn)“核蓄聯(lián)營(yíng)”的難度較大。

電化學(xué)儲(chǔ)能是近年來(lái)發(fā)展最快、應(yīng)用領(lǐng)域范圍最廣的儲(chǔ)能技術(shù)，具有毫秒級(jí)快速響應(yīng)能力，建設(shè)周期短、配置靈活性高，非常適合用于系統(tǒng)靈活性的升級(jí)改造。隨著電力系統(tǒng)改革的深入，電化學(xué)儲(chǔ)能近幾年在調(diào)頻、調(diào)峰、促進(jìn)可再生能源并網(wǎng)、用戶側(cè)高質(zhì)量供電等領(lǐng)域得到廣泛應(yīng)用。但由于目前最普及的電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)路線鋰離子電池是有機(jī)體系，具有起火和爆炸風(fēng)險(xiǎn)，大規(guī)模電化學(xué)儲(chǔ)能電站面臨較高的安全隱患問題。因此目前以鋰離子電池為代表的電化學(xué)儲(chǔ)能單項(xiàng)目裝機(jī)容量通常低于100 MWh等級(jí)，只有少量大型獨(dú)立儲(chǔ)能電站項(xiàng)目規(guī)模超過100 MWh。而以臺(tái)山核電為例，兩臺(tái)1 750 MW機(jī)組裝機(jī)容量共計(jì)3.5 GW，若按照6%額定功率進(jìn)行調(diào)峰則需要210 MW的儲(chǔ)能功率配置，持續(xù)工作時(shí)間10 h配置需要電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)裝機(jī)容量為2.1 GWh，遠(yuǎn)超目前任何投產(chǎn)、在建及規(guī)劃中的電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目裝機(jī)容量。因此，為核電機(jī)組配置電化學(xué)儲(chǔ)能不僅建造成本極高，安全性也難以得到保證。

相比于上述幾種儲(chǔ)能方式，氫儲(chǔ)能具有能量密度高、工作時(shí)間長(zhǎng)、具備大規(guī)模應(yīng)用潛力的特點(diǎn)。利用富余核電制備氫氣，一方面可以保障核電機(jī)組能夠長(zhǎng)期處于滿負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)，提高系統(tǒng)調(diào)峰能力；另一方面，制備的氫氣不僅可以通過氫燃機(jī)、燃料電池等方式就地發(fā)電利用，還可以通過氫氣的儲(chǔ)存、運(yùn)輸應(yīng)用于交通、化工、綠色冶煉、分布式能源建設(shè)等領(lǐng)域。通過氫氣的制備、儲(chǔ)存、送出和利用，真正意義上做到了電能從時(shí)間和空間雙重角度的“解耦”。

2 基于氫儲(chǔ)能的核電調(diào)峰技術(shù)路線分析

基于核電-氫儲(chǔ)能的調(diào)峰性能改善的基本技術(shù)思路為：利用核電富余電力開展大規(guī)模電解水制備氫氣，采用適當(dāng)方式將氫氣進(jìn)行儲(chǔ)存、運(yùn)輸，將氫氣作為燃機(jī)、燃料電池的燃料或用于其他行業(yè)實(shí)現(xiàn)氫能的利用。

2.1 核電制氫技術(shù)路線選擇

電解水制氫是通過電化學(xué)方式將電能轉(zhuǎn)化為化學(xué)能，使氫氣和氧氣分別在陰極和陽(yáng)極析出。目前電解水制備工藝主要可以分為三類：堿性電解水制氫（ALK）［10］、質(zhì)子交換膜電解水制氫（PEM）［11］和固體氧化物電解水制氫（SOEC）［12］，表3給出三種主要電解水制氫技術(shù)路線的對(duì)比。此外，固體聚合物陰離子交換膜（AEM）電解水制氫同樣是具有潛力的技術(shù)路線，不過該技術(shù)尚處于研發(fā)階段，本文中不做詳細(xì)論述。

表3 電解水制氫技術(shù)路線對(duì)比Tab.3 Comparison of technicalroutes for hydrogen production by electrolysis of water

從性能參數(shù)上看，質(zhì)子交換膜電解水制氫和固體氧化物電解水制氫具有更高的效率和更低的能耗，在長(zhǎng)遠(yuǎn)角度可能跟具優(yōu)勢(shì)。但相比之下，堿性電解水制氫的技術(shù)成熟度要遠(yuǎn)高于質(zhì)子交換膜電解水制氫和固體氧化物電解水制氫，是目前可以選擇大規(guī)模開展電解水制氫的少數(shù)路線之一。因此，本文選用堿性電解水制氫技術(shù)路線并加以分析。

堿性電解水技術(shù)的優(yōu)勢(shì)和劣勢(shì)均非常明顯，優(yōu)點(diǎn)在于技術(shù)發(fā)展較為成熟，設(shè)備運(yùn)行壽命可長(zhǎng)達(dá)20年，并已經(jīng)具有一定的實(shí)際應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)。但堿性電解水制氫的缺點(diǎn)在于堿性電解液（通常為KOH）極易與空氣中CO2等發(fā)生反應(yīng)，并進(jìn)一步反應(yīng)生成不溶性沉淀，堵塞多孔催化層，降低電解槽性能；同時(shí)，堿性電解水制氫是三條技術(shù)路線中效率最低、能耗最高的；不僅如此，由于堿性電解水工藝必須時(shí)刻保持陰陽(yáng)極兩側(cè)壓力平衡，防止氫氣或氧氣穿越多孔膜混合引起爆炸，因此難以實(shí)現(xiàn)快速啟停，這導(dǎo)致堿性電解水制氫難以適應(yīng)電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)快速響應(yīng)的要求。不過在本研究中討論的核電輸出功率高度穩(wěn)定，配合合理的控制策略，能夠滿足堿性電解水制氫的要求，具有推廣價(jià)值。

2.2 氫氣儲(chǔ)存和運(yùn)輸

氫氣的儲(chǔ)存方式主要有高壓氣態(tài)儲(chǔ)氫、低溫液態(tài)儲(chǔ)氫、有機(jī)態(tài)儲(chǔ)氫和固態(tài)儲(chǔ)氫四大類；運(yùn)輸方式主要有氫拖車、液氫槽車以及管道運(yùn)輸。在我國(guó)，高壓氣態(tài)儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)已經(jīng)相對(duì)成熟，目前普遍采用20 MPa氣態(tài)高壓托運(yùn)車運(yùn)輸方式，儲(chǔ)運(yùn)成本范圍在10～20元/kg之間（運(yùn)輸距離200～800 km）。但在長(zhǎng)距離儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)上仍有待進(jìn)一步加強(qiáng)。相比于高壓氣態(tài)儲(chǔ)氫，低溫液態(tài)儲(chǔ)氫具有非常突出的優(yōu)勢(shì)。液氫密度是氣態(tài)氫的800倍以上，占用容器體積更低，運(yùn)輸效率更高。目前國(guó)內(nèi)液氫技術(shù)及產(chǎn)能較為落后，民用領(lǐng)域幾乎處于空白，液化氫氣設(shè)備主要依賴國(guó)外進(jìn)口。因此，國(guó)產(chǎn)液氫技術(shù)及設(shè)備開發(fā)具有重大意義。本研究中主要考慮的是采用高壓氣態(tài)儲(chǔ)氫技術(shù)及其成本。

2.3 氫能的利用方式

氫能的應(yīng)用涉及航天、工業(yè)、交通、電力等多項(xiàng)領(lǐng)域。氫能具有化工原料和能源燃料雙重屬性，一直以來(lái)，由于氫氣爆炸極限范圍寬（4.0%～75.6%）、大規(guī)模儲(chǔ)運(yùn)困難等問題，氫能的燃料屬性一直沒有得到充分利用。隨著技術(shù)的進(jìn)步，氫能的燃料屬性正在被重新認(rèn)識(shí)并逐漸得到開發(fā)利用。

2.3.1 氫能發(fā)電技術(shù)及選擇

氫氣具有化工原料和能源雙重屬性。但一直以來(lái)氫氣大多是作為原材料用于合成氨、石油冶煉等行業(yè)。其燃料屬性一直沒有得到充分利用。隨著技術(shù)的進(jìn)步，氫能發(fā)電技術(shù)逐漸得到實(shí)際應(yīng)用。目前，氫氣發(fā)電技術(shù)主要包含燃料電池和氫燃機(jī)兩條路線。

圖2為氫氣發(fā)電的技術(shù)路線示意圖。

圖2 氫氣發(fā)電的主要技術(shù)路線Fig.2 Main technical route of hydrogen power generation

燃料電池能夠?qū)⑷剂系幕瘜W(xué)能直接轉(zhuǎn)化為電能而不考慮卡諾定理的限制，理論效率可接近100%，即使考慮到實(shí)際應(yīng)用中轉(zhuǎn)換效率、熱量損失等，燃料電池發(fā)電效率依然可以達(dá)到50%以上。

適用于發(fā)電領(lǐng)域應(yīng)用的有質(zhì)子交換膜燃料電池（PEMFC）、熔融碳酸鹽燃料電池（MCFC）、固體氧化物燃料電池（SOFC）和磷酸燃料電池（PAFC）等［13-16］。

燃料電池的優(yōu)勢(shì)在于可以直接將化學(xué)能轉(zhuǎn)化為電能，有效避免中間轉(zhuǎn)化的損失，因此發(fā)電效率較高。目前燃料電池的應(yīng)用主要集中在燃料電池汽車領(lǐng)域，同時(shí)開展固定式發(fā)電領(lǐng)域的應(yīng)用示范。就現(xiàn)有應(yīng)用及示范新項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn)，燃料電池目前的單體項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模通常在MW級(jí)以內(nèi)應(yīng)用，裝機(jī)容量極少超過10 MW。而本研究旨在為核電調(diào)峰配置氫能發(fā)電，核電站機(jī)組通常裝機(jī)規(guī)模較大（廣東省在運(yùn)核電機(jī)組單機(jī)容量規(guī)模普遍高于900 MW），調(diào)峰電量需求較高。利用富余核電制備氫氣產(chǎn)量相當(dāng)可觀，所需的燃料電池裝機(jī)容高。當(dāng)前技術(shù)條件下燃料電池發(fā)電規(guī)模難以承擔(dān)核電調(diào)峰任務(wù)。不過燃料電池近年來(lái)發(fā)展迅速，在電動(dòng)汽車，家庭、園區(qū)分布式能源建設(shè)領(lǐng)域正逐漸嶄露頭角。這一發(fā)展勢(shì)必會(huì)增加對(duì)于氫能的需求量。因此，燃料電池雖然暫時(shí)無(wú)法直接用于核電調(diào)峰，但為富余核電制備的氫氣外售提供了市場(chǎng)需求。

富氫燃機(jī)發(fā)電是在天然氣中混入一定比例氫氣作為燃料進(jìn)行電力生產(chǎn)［17-18］。對(duì)于摻氫燃機(jī)，主要面臨如下問題：（1）氫氣相對(duì)分子質(zhì)量低于天然氣，擴(kuò)散速度更快，會(huì)造成氣體分布不均的問題；（2）氫氣的密度更低，達(dá)到相同熱負(fù)荷，燃?xì)庀到y(tǒng)需要更大的流量；（3）隨著氫氣比例提高，火焰離燃燒器更近，會(huì)增加回火風(fēng)險(xiǎn)。因此需要對(duì)現(xiàn)有燃機(jī)進(jìn)行升級(jí)改造甚至重新設(shè)計(jì)才能保證富氫燃機(jī)的安全有效運(yùn)行。表4為某公司部分富氫燃機(jī)的類型及性能參數(shù)。該公司富氫氣輪摻氫比例已經(jīng)具備不低于30%的技術(shù)水平，部分新型氣輪摻氫比例超過50%，甚至計(jì)劃交付可以100%使用氫氣的燃機(jī)?？梢钥闯?，富氫燃機(jī)已經(jīng)完全具備實(shí)際商用投產(chǎn)能力，能夠用于氫儲(chǔ)能改善核電調(diào)峰能力的實(shí)際應(yīng)用中。

表4 某公司部分富氫燃機(jī)類型及性能參數(shù)Tab.4 Models and performance parameters of some hydrogen-rich gas turbine of a company

2.3.2 氫能的其他應(yīng)用

通過利用富余核電制氫，儲(chǔ)存運(yùn)輸并外售至其他行業(yè)，可以獲得額外的經(jīng)濟(jì)效益。除了用于集中和分布式發(fā)電，氫氣還是石化、合成氨等行業(yè)的重要原材料。此外，氫氣還可以用于鋼鐵等金屬冶煉工業(yè)的綠色升級(jí)，從而助力碳達(dá)峰、碳中和事業(yè)。

3 案例分析

以某ERR型1 750 MW核電機(jī)組為例，按照5%調(diào)峰深度考慮，并考慮適當(dāng)預(yù)留富余制氫功率，按照100 MW配置制氫單元。按照前文表3中每標(biāo)準(zhǔn)立方米氫氣需要耗電4.5～5.5 kWh，則每小時(shí)富余電量制備的氫氣產(chǎn)量為18 182～22 222 Nm3。EPR機(jī)組核燃料換料周期為18個(gè)月，停堆維修平均值約為47.5天，折合至每年約為31.67天（760 h）。若不參與調(diào)峰或降負(fù)荷運(yùn)行，則機(jī)組全年發(fā)電小時(shí)數(shù)可以超過8 000 h。而目前核電站實(shí)際運(yùn)行小時(shí)數(shù)不超過7 000 h，即至少有超過1 000 h發(fā)電可以用于制備氫氣，則約有100 GWh電量用于制氫，可制備氫氣量為1 818～222 2萬(wàn)Nm3。

3.1 設(shè)備投資

按照國(guó)內(nèi)成熟的20 MPa高壓氣態(tài)儲(chǔ)運(yùn)方式，儲(chǔ)運(yùn)過程的損耗比例約為15%，可利用氫氣凈值為1 545～1 889萬(wàn)Nm3。

選擇國(guó)內(nèi)某品牌1 500 Nm3/h型制氫裝置進(jìn)行制氫，單套造價(jià)850萬(wàn)元，14套造價(jià)1.19億元。按照其他制氫輔助設(shè)備占整套系統(tǒng)造價(jià)的55%考慮，制氫系統(tǒng)總造價(jià)約為2.16億元。

為了提高氫氣利用效率，選擇某廠家摻氫比例50%的富氫燃機(jī)，根據(jù)廠家報(bào)價(jià)，考慮到相關(guān)配套設(shè)備，產(chǎn)氫發(fā)電廠總投資約為7.11億元。上述價(jià)格估算結(jié)果如表5所示。

表5 項(xiàng)目成本估算Tab.5 Project cost estimation

3.2 運(yùn)營(yíng)成本估算

通過電解水方式制備氫氣的各項(xiàng)費(fèi)用中電費(fèi)占比最高，約為80%。本項(xiàng)年用于制氫電量約為100 GWh。若采用核電廠內(nèi)富余電量制氫，則可以節(jié)省巨額制氫電費(fèi)。運(yùn)行成本僅需考慮資產(chǎn)折舊、運(yùn)維費(fèi)用約400萬(wàn)元。

據(jù)《中國(guó)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào)告2020》，用20 MPa高壓氣態(tài)儲(chǔ)運(yùn)方式成本為10元/kg。按年儲(chǔ)運(yùn)氫氣1 800 t計(jì)算，每年氫氣儲(chǔ)運(yùn)成本1 800萬(wàn)元/年。

若采用富氫燃機(jī)發(fā)電利用制備的氫氣，則需要購(gòu)買天然氣配合發(fā)電，每年天然氣消耗0.18億m3，需花費(fèi)3 780萬(wàn)元（按照天然氣價(jià)格2.1元/m3計(jì)算）。除了燃料費(fèi)用，按照該型號(hào)機(jī)組以往運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)運(yùn)維經(jīng)驗(yàn)，本研究中兩臺(tái)機(jī)組的年運(yùn)維成本約為267.3萬(wàn)元。

將各環(huán)節(jié)運(yùn)行費(fèi)用進(jìn)行匯總，以富氫燃機(jī)方式消納氫氣，項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)成本4 447萬(wàn)元/年；將氫氣直接售出，不額外建設(shè)富氫燃機(jī)，項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)成本2 200萬(wàn)元/年。

3.3 收益評(píng)估

以廣東省為例，根據(jù)2020年7月廣東省發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于調(diào)整廣東省天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)的通知粵發(fā)改價(jià)格〔2020〕284號(hào)》，6F型及以下級(jí)別機(jī)組在限定的發(fā)電設(shè)備利用小時(shí)數(shù)5 000 h內(nèi)，計(jì)劃電量部分的上網(wǎng)電價(jià)按照0.64元/kWh執(zhí)行。若采用富氫燃機(jī)發(fā)電在高峰負(fù)荷時(shí)間以峰電價(jià)上網(wǎng)，收益可達(dá)0.86億元。

除了通過富氫燃機(jī)就地消納，制備的氫氣還可以直接銷售用于燃料電池汽車加氫站應(yīng)用。按照目前售往加氫站氫氣價(jià)格30元/kg考慮，每年可通過銷售氫氣獲利5 400萬(wàn)元。

在電解水得到氫氣的同時(shí)，還可以在正極得到氧氣。按照現(xiàn)有制氫規(guī)模計(jì)算，每年產(chǎn)氧量約為1.43萬(wàn)t，單招每噸氧氣單價(jià)500元計(jì)算，每年銷售副產(chǎn)品氧氣的收入為715萬(wàn)元。

結(jié)合上述計(jì)算結(jié)果，若將制得的氫氣用于富氫燃機(jī)發(fā)電，總收益超過9 315萬(wàn)元；若選擇將氫氣直接售出，總收益仍有6 115萬(wàn)元。

3.4 經(jīng)濟(jì)效益分析

3.4.1 用于富氫燃機(jī)發(fā)電的經(jīng)濟(jì)效益

基于前文成本與收益分析，利潤(rùn)總額為4 868萬(wàn)元。若采用一次性投資方式，即使IRR取值4.5%（銀行貸款利率為4.9%），項(xiàng)目回收年限依然高達(dá)63年。不過鑒于我國(guó)的氫能產(chǎn)業(yè)處于發(fā)展時(shí)期，隨著各產(chǎn)業(yè)鏈節(jié)點(diǎn)的關(guān)鍵技術(shù)及設(shè)備均具有相當(dāng)大的下調(diào)空間。因此對(duì)項(xiàng)目回收年限與初始投資進(jìn)行敏感性分析對(duì)今后項(xiàng)目的具體實(shí)施具有非常重要的參考價(jià)值。

本文分析投資額為10.13億元，折合成平均單位氫氣成本為50.65元/Nm3。取IRR為4.9%進(jìn)行分析，則當(dāng)初始投資在6億元以下，氫氣的單位投資成本為30元/Nm3，回收年限可降至19年。

3.4.2 氫氣直接外銷

若將制得的氫氣直接銷往加氫站，初投資僅需考慮制氫系統(tǒng)部分，此時(shí)靜態(tài)投資總額2.16億元，項(xiàng)目年凈利潤(rùn)為3 915萬(wàn)元。若考慮一次性投資，項(xiàng)目?jī)?nèi)部收益率IRR取8%，回收年限約7.5年，項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性較為優(yōu)異。

不僅如此，在“碳達(dá)峰、碳中和”背景下，氫氣還可以用于分布式能源的建設(shè)、綠色金屬冶煉、半導(dǎo)體加工等高附加值行業(yè)，有望獲得更高利潤(rùn)，從而進(jìn)一步降低回收年限。

4 結(jié) 論

隨著我國(guó)核電規(guī)?；l(fā)展，核電參與調(diào)峰的必要性也越來(lái)越明顯，而降負(fù)荷運(yùn)行會(huì)對(duì)核電機(jī)組的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性產(chǎn)生一定的影響，因此可通過儲(chǔ)能方式達(dá)到消納富余核電的目的，減少機(jī)組降負(fù)荷運(yùn)行時(shí)間，使機(jī)組盡可能基荷運(yùn)行，保證核電廠的運(yùn)行安全性和經(jīng)濟(jì)性。

若利用核電富余電量進(jìn)行電解水制氫，可制得大量氫氣，達(dá)到“廢電利用”的目的。制成的氫氣可通過富氫燃機(jī)技術(shù)進(jìn)行電力生產(chǎn)獲取售電收益，也可以直接銷往附近地區(qū)的加氫站，為氫燃料電池汽車供氫。

對(duì)于富氫燃機(jī)技術(shù)路線，受制于目前產(chǎn)業(yè)化初期導(dǎo)致的各項(xiàng)技術(shù)設(shè)備成本偏高，短期內(nèi)成本較高，暫無(wú)投資效益。考慮到氫能產(chǎn)業(yè)處于起步階段，即將進(jìn)入快速發(fā)展時(shí)期，各項(xiàng)技術(shù)環(huán)節(jié)及設(shè)備成本均有較大下降空間，當(dāng)初始投資能夠降至生產(chǎn)每標(biāo)準(zhǔn)m3氫氣成本30元，項(xiàng)目可以初步具備投資價(jià)值。除了富氫燃機(jī)，直接將氫氣外售是另一條可選技術(shù)路線，項(xiàng)目回收期為7.5年，具有較好的經(jīng)濟(jì)性。

本文立足“富余核電制氫及利用”進(jìn)行技術(shù)可行性分析和經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算，重點(diǎn)開展了氫氣的儲(chǔ)存、運(yùn)輸、利用等氫能產(chǎn)業(yè)環(huán)節(jié)的調(diào)查研究，提前布局氫能產(chǎn)業(yè)鏈，為進(jìn)一步開展波動(dòng)性可再生能源（如風(fēng)、光發(fā)電）棄電制氫（氫儲(chǔ)能）的發(fā)展積累經(jīng)驗(yàn)和技術(shù)支持。