浙江沿海地區(qū)可再生能源制氫的成本研究

高 陽，郭凱凱，李 琪，張康鑫，童曉凡，馬秦慧，錢 彬，馬煒晨

（中國(guó)能源建設(shè)集團(tuán) 浙江省電力設(shè)計(jì)院有限公司，浙江 杭州 310012）

0 引 言

氫能是一種清潔的二次能源，具有來源廣、熱值高、能量密度大、可儲(chǔ)存、可再生、可電可燃、零污染、零碳排放等優(yōu)點(diǎn)，被譽(yù)為21 世紀(jì)控制地球溫升、解決能源危機(jī)的“終極能源”[1]。 目前，氫氣的主要制取途徑有化石燃料制氫、電解水制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫氣純化等[2，3]。 根據(jù)制氫過程的碳排放，氫氣可以分為灰氫、藍(lán)氫和綠氫[4]。 相比于通過化石燃料取的灰氫，以及通過蒸汽甲烷重整技術(shù)或煤氣化加上碳捕集技術(shù)制取得藍(lán)氫，綠氫的制取過程可真正實(shí)現(xiàn)二氧化碳零排放[1]。 而且化石能源具有不可再生性，同時(shí)我國(guó)缺油少氣，灰氫和藍(lán)氫均不符合于我國(guó)的未來發(fā)展的方向。主流的綠氫的制備方式是通過可再生能源發(fā)電所得電力接入電解槽電解水制氫[5]。

浙江省在“十四五”期間進(jìn)行“風(fēng)光倍增”，將新增1300 萬kW 光伏裝機(jī)和450 萬kW 風(fēng)電裝機(jī)。 但是可再生能源快速發(fā)展的同時(shí)也帶來了大量的問題，風(fēng)光發(fā)電的波動(dòng)性和不確定性對(duì)電力系統(tǒng)資源配置、安全穩(wěn)定運(yùn)行提出了更高的要求。發(fā)展切實(shí)有效的可再生能源制氫技術(shù)對(duì)消納棄電、保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定具有重要意義。

1 電解水制氫技術(shù)路線

可再生能源制氫的關(guān)鍵技術(shù)之一就是電解水制氫技術(shù)。 電解水制氫技術(shù)主要有堿水電解制氫（AWE）、質(zhì)子交換膜純水電解制氫（PEM）和固體氧化物電解制氫技術(shù)（SOE）[6]。

1.1 堿水電解制氫

堿水電解制氫技術(shù)是目前較成熟的也是商業(yè)化較廣泛的電解水制氫技術(shù)，目前市場(chǎng)上已經(jīng)有55 套1000 m3/h 級(jí)別的堿水電解制氫裝備。 電解堿水制氫設(shè)備主要由電解液、陽極、陰極和膈膜等組成[6]。 在原理上，電解液通常采用KOH 溶液，在電解水制氫過程中，電解液只起到離子輸送的作用，不會(huì)產(chǎn)生消耗。 但是在實(shí)際過程中，部分電解液會(huì)與氣體一起離開電解槽，所以氫氣的純度相對(duì)較低，需要經(jīng)過純化后才能到達(dá)99.999%。

堿水電解制氫裝置存在啟動(dòng)慢的特點(diǎn)，冷態(tài)啟動(dòng)需要2 ～3 h，熱啟動(dòng)需要15 min。 堿性電解槽通常在40 ～80 ℃下工作。 電解槽中，堿液的電導(dǎo)率隨著溫度的升高而變大。 冷態(tài)啟動(dòng)時(shí)，堿液處于常溫，電導(dǎo)率較小，因而電阻值較大，而電解槽的電壓是一定的，導(dǎo)致電流密度就較小，產(chǎn)氫量低。 隨著通電時(shí)間的增長(zhǎng)，堿液溫度隨之升高，堿液導(dǎo)電率越來越高，產(chǎn)氫量也就會(huì)逐漸提高。

1.2 質(zhì)子交換膜純水電解制氫

質(zhì)子交換膜（PEM）純水電解制氫技術(shù)使用質(zhì)子交換膜隔離陽極和陰極。 水在陽極上發(fā)生水解反應(yīng)，產(chǎn)生質(zhì)子和O2。 質(zhì)子交換膜內(nèi)部的磺酸基可以傳導(dǎo)質(zhì)子，質(zhì)子在電勢(shì)差的作用下，通過質(zhì)子交換膜到達(dá)陰極。 在陰極處，質(zhì)子與電子反應(yīng)，生成H2。 隨著產(chǎn)氫量的增加，壓力逐漸增加，達(dá)到預(yù)定壓力。

PEM制氫技術(shù)以純水為反應(yīng)物，加之PEM的氫氣滲透率較低，產(chǎn)生的氫氣純度高，僅需脫除水蒸氣；電解槽采用零間距結(jié)構(gòu)，歐姆電阻較低，顯著提高電解過程的整體效率，且體積更為緊湊；壓力調(diào)控范圍大，氫氣輸出壓力可達(dá)數(shù)兆帕，適應(yīng)快速變化的可再生能源電力輸入。 同時(shí)，PEM 電解水制氫的另一個(gè)優(yōu)勢(shì)為占地面積較小，同樣制氫規(guī)模下，占地面積僅為堿水制氫的1/3 左右。

PEM制氫技術(shù)具有效率高、氣體純度高、無堿液、體積小、可實(shí)現(xiàn)更高的產(chǎn)氣壓力等優(yōu)點(diǎn)[7]。相較于堿性電解制氫技術(shù)，PEM 制氫技術(shù)啟動(dòng)時(shí)間短，響應(yīng)速度快，能夠與風(fēng)電和光伏等可再生能源發(fā)電更好地耦合。 但是PEM 制氫技術(shù)在技術(shù)和商業(yè)運(yùn)行方面，不如堿性制氫技術(shù)成熟。

1.3 固體氧化物電解制氫

固體氧化物（SOEC）電解制氫技術(shù)的工作溫度在600 ～1000 ℃[6]。 高溫水蒸氣在陽極處生成H2和O2-。 生成的O2-經(jīng)氧化物陶瓷傳導(dǎo)至陰極，在陰極處失去電子生成O2。 該制氫技術(shù)的部分能量可以通過熱能提供，且余熱可以回收，所以綜合其制氫綜合效率可以高于90%。 目前，該技術(shù)還處于實(shí)驗(yàn)室研究階段。

2 可再生能源制氫成本分析

制氫成本主要由三塊組成，分別是可再生能源成本和制氫設(shè)備成本。 在本節(jié)中，以浙江省某地區(qū)的風(fēng)光資源數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，分別將光伏和風(fēng)電與制氫設(shè)備進(jìn)行耦合，進(jìn)行制氫成本分析。

由于電力送出可能會(huì)存在消納問題，故探究了聯(lián)網(wǎng)模式和孤島模式兩種模式下氫氣成本的變化。 在聯(lián)網(wǎng)模式下，滿足制氫設(shè)備的用電需求后，余電上網(wǎng)；在孤島模式下，將產(chǎn)生棄風(fēng)棄電。

2.1 裝機(jī)分析

電解水制氫設(shè)備所需的電力由風(fēng)電和光伏提供。 目前，堿水電解制氫設(shè)備、PEM 制氫裝置和SOEC制氫裝置制取1 m3氫氣，能耗分別為4.2～5.9 kWh、4.2 ～5.6 k Wh 和不小于3.7 k Wh[6]。由于SOEC制氫裝置目前還處于實(shí)驗(yàn)室階段，故在下文中只考慮堿水電解制氫裝置和PEM 制氫裝置，制氫的能耗按5 kWh 制取1 m3氫氣計(jì)。 所以，若是按100%風(fēng)電光伏裝機(jī)容量配置制氫設(shè)備，1 MW 風(fēng)電光伏需要配置200 m3/h 制氫設(shè)備。

風(fēng)能和太陽能等可再生能源，具有不均勻性、間歇特性[8]。 所以若是按100%進(jìn)行配置，會(huì)造成制氫設(shè)備的冗余，增加綠氫的成本，降低其市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。 本節(jié)中測(cè)算了不同比例的搭配方式，尋求最佳的搭配方案。

2.1.1 光伏裝機(jī)分析

通過分析該地區(qū)光伏電站的出力隨時(shí)間的變化曲線，按100%、80%、70%、60%、40%和20%容量配置制氫設(shè)備，發(fā)電利用率分別為100%、99.97%、99.35%、96.43%、81.6%和53.39%。配置比例為100%、80%和70%時(shí)，發(fā)電利用率幾近相等；當(dāng)配置比例在40%和60%之間時(shí)，發(fā)電利用率快速變化。 配置比例從20%升高到100%的過程中，制氫設(shè)備的造價(jià)呈線性增長(zhǎng)，但是發(fā)電利用率先快速增長(zhǎng)，然后再緩慢變化。 故在光伏配置制氫裝備的方案中，存在最佳配置。

假設(shè)光伏的裝機(jī)容量為800 MW，根據(jù)80%、70%、60%、40%和20%容量配置制氫設(shè)備。 其工程造價(jià)的主要明細(xì)如下：

● 光伏工程造價(jià)為3.7 元/W；

● 涉氫設(shè)備包含制氫裝置、壓縮機(jī)和儲(chǔ)氫瓶組；

● 制氫選用堿水制氫裝置，按1000 m3/h成撬供應(yīng)，同時(shí)考慮其技術(shù)進(jìn)步和規(guī)模效應(yīng)，價(jià)格區(qū)間為740 萬～830 萬元/套；

● 儲(chǔ)氫瓶組按250 kg/套進(jìn)行單列，價(jià)格為120 萬元，不考慮規(guī)模效應(yīng)；

● 工程造價(jià)中還包含除鹽水系統(tǒng)等輔助系統(tǒng)造價(jià)；

● 涉氫設(shè)備的廠平、站房、設(shè)備基礎(chǔ)、調(diào)試、等其他輔助設(shè)施按涉氫設(shè)備造價(jià)的15%計(jì)。

該配置方案中，年制氫量的計(jì)算方式如式（1）所示：

式中：Ps為光伏的裝機(jī)容量，MW；T為光伏的年利用小時(shí)數(shù)，h。 根據(jù)當(dāng)?shù)靥柲苜Y源特性計(jì)算，按1100 h 計(jì)；η1為棄電率。 在孤島模式中，多余電量均棄用；在聯(lián)網(wǎng)模式中，多余電量上網(wǎng)。 上網(wǎng)電價(jià)按0.4153 元/kWh 計(jì)算；ρ為氫氣密度，kg/m3；η2為氫系統(tǒng)利用效率，按95%計(jì)；η3為廠用電率，按8%計(jì)。

基于上述的假定條件和邊界條件，并且不考慮土地征用成本，按照30%資本金，項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率8%測(cè)算計(jì)算出聯(lián)網(wǎng)模式和孤島模式下制氫成本，具體數(shù)字如表1 所示。

表1 光伏裝機(jī)與制氫設(shè)備的配比方案

在聯(lián)網(wǎng)模式下，按40%容量配置制氫設(shè)備最佳，氫氣的價(jià)格為34.18 元/kg；在孤島模式下，按60%容量配置制氫設(shè)備最佳，氫氣的價(jià)格為36.56元/kg。

兩種模式，在趨勢(shì)上都是隨著裝機(jī)規(guī)模的下降，氫氣的價(jià)格都是先下降后上升。 這主要由兩個(gè)原因?qū)е拢阂环矫嬷茪湓O(shè)備存在著規(guī)模效應(yīng)，規(guī)模越大，單機(jī)成本越低；另一方面受限于光伏發(fā)電量。 根據(jù)上面分析，當(dāng)制氫設(shè)備規(guī)模大于一定值后，部分設(shè)備會(huì)冗余，處于閑置，導(dǎo)致成本增加。所以聯(lián)網(wǎng)模式和孤島模式均存在最佳的配置比例。

在孤島模式下，按60%配置制氫設(shè)備，發(fā)電利用率為96.43%，略低于70%和80%的配置。而按40%配置制氫設(shè)備時(shí)，發(fā)電利用率快速下降至81.6%，導(dǎo)致制氫量較低，因而其成本價(jià)過高。

在聯(lián)網(wǎng)模式下，按40%配置制氫設(shè)備，未利用的發(fā)電量用于上網(wǎng)，增加了發(fā)電收入。 但是再進(jìn)一步降低配置容量時(shí)，由于制氫裝置規(guī)模較小，制氫設(shè)備的成本上升，因而氫氣成本增加。

2.1.2 風(fēng)電裝機(jī)分析

通過分析該地區(qū)海上風(fēng)電場(chǎng)的出力隨時(shí)間的變化曲線，按80%、70%、60%、40%和20%容量配置制氫設(shè)備，發(fā)電利用率分別為99.68%、96.239%、90.78%、74.08%和47.14%。 在進(jìn)行高比例配置時(shí)，風(fēng)電的發(fā)電利用率和光伏的發(fā)電利用率呈現(xiàn)明顯的差異性。 當(dāng)配置比例為60%時(shí)，風(fēng)電的發(fā)電利用率比光伏低5.65%。

假設(shè)海上風(fēng)電的裝機(jī)容量為300 MW，選用離岸制氫方式，根據(jù)80%、60%、40%和20%容量配置制氫設(shè)備。 其工程造價(jià)的主要明細(xì)如下：

● 風(fēng)電工程造價(jià)為13000 元/k W；

● 涉氫設(shè)備的廠平、站房、設(shè)備基礎(chǔ)、調(diào)試、海上平臺(tái)等其他輔助設(shè)施按涉氫設(shè)備造價(jià)的30%計(jì)；

● 考慮船運(yùn)率；

● 孤島模式不考慮海上升壓站、陸上計(jì)量站等費(fèi)用；

● 其他條件與光伏裝機(jī)配置方案一致。

該配置方案中，年制氫量的計(jì)算方式如式（2）所示：式中：Pw為風(fēng)電的裝機(jī)容量，MW；T為風(fēng)電的年利用小時(shí)數(shù)，根據(jù)當(dāng)?shù)靥柲苜Y源特性計(jì)算，按3000 h 計(jì)；η4為船用率，0.95。

基于上述的假定條件和邊界條件，并且不考慮海域使用成本，按照30%資本金，項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率8%測(cè)算計(jì)算出聯(lián)網(wǎng)模式和孤島模式下制氫成本，具體數(shù)字如表2 所示。

表2 風(fēng)電裝機(jī)與制氫設(shè)備的配比方案

從表格數(shù)據(jù)可知，聯(lián)網(wǎng)模式和孤島模式下，氫氣的價(jià)格均隨著制氫設(shè)備配置比例的下降而增加。 當(dāng)配置比例為80%時(shí)，氫氣的價(jià)格最低，分別為42.82 元/kg和41.07 元/kg，且聯(lián)網(wǎng)模式的氫氣價(jià)格高于孤島模式的氫氣價(jià)格。 這是因?yàn)楫?dāng)按80%風(fēng)電容量配置制氫設(shè)備時(shí)，發(fā)電利用率為99.68%，即僅有0.32%電量上網(wǎng)。 而因?yàn)檫@0.32%的電量，需要增加海上升壓站、升壓站到陸上的電纜以及陸上計(jì)量站等投資，拉高了整個(gè)項(xiàng)目的投資額，故導(dǎo)致氫氣的價(jià)格升高。 當(dāng)配置比例下降時(shí)，聯(lián)網(wǎng)模式下的氫氣成本才低于孤島模式的氫氣成本。

在聯(lián)網(wǎng)模式下，隨著制氫設(shè)備配置比例較低，上網(wǎng)電量增多，氫氣的成本一直處于上升狀態(tài)。這主要是由于現(xiàn)階段風(fēng)機(jī)造價(jià)過高，風(fēng)電出力直接上網(wǎng)經(jīng)濟(jì)性較差，性價(jià)比低于風(fēng)電制氫。

2.2 光伏結(jié)合谷電制氫方案成本測(cè)算

煤制氫成本最低為11 元/kg，天然氣制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫成本在15 ～20 元/kg[9]。 上文中已經(jīng)得出在光伏制氫的成本約34 ～36 元/kg，風(fēng)電制氫的成本高于40 元/kg，其相對(duì)于傳統(tǒng)煤制氫、天然氣制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫，競(jìng)爭(zhēng)力仍然較弱。

目前，浙江省工商業(yè)峰谷分時(shí)電價(jià)分為尖峰、高峰、低谷三類，共6 個(gè)時(shí)間區(qū)間，其中低谷時(shí)段為11：00 -13：00 和22：00 -次日8：00。 第二個(gè)時(shí)間段可以與光伏相結(jié)合，為制氫設(shè)備提供電力供應(yīng)，延長(zhǎng)制氫設(shè)備的使用時(shí)長(zhǎng)，能降低氫氣的成本。 根據(jù)浙江省發(fā)展改革委印發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步完善我省分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，110k V的大工業(yè)谷電為0.2481 元/kWh。 火力發(fā)電廠低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，爐膛熱負(fù)荷降低，鍋爐存在危險(xiǎn)；同時(shí)低谷時(shí)大量發(fā)電機(jī)組低負(fù)荷旋轉(zhuǎn)備用，效益較低。 使用谷電制氫還有助于降低二氧化碳排放[10]。

為減少本光伏電站對(duì)電網(wǎng)的影響，故本方案采用孤島模式。 按光伏裝機(jī)容量的60%配置制氫設(shè)備。 同時(shí)，為提高制氫設(shè)備的響應(yīng)速度，本方案中按20%容量配置PEM 制氫裝備，按80%容量配置堿水制氫設(shè)備。 其造價(jià)明細(xì)如下：

● 光伏工程造價(jià)為3.7 元/W；

● 涉氫設(shè)備包含制氫裝置、壓縮機(jī)和儲(chǔ)氫瓶組；

● 制氫裝置選用PEM 制氫裝置和堿水制氫裝置，其中PEM 制氫裝置按200 m3/h 容量成撬供應(yīng)，堿水制氫裝置按1000 m3/h 容量成撬供應(yīng)。 同時(shí)考慮規(guī)模效應(yīng)，PEM 制氫裝置的按8 萬～10 萬/m3計(jì)，堿水制氫設(shè)備按0.75 萬～1 萬/m3計(jì)；

● 儲(chǔ)氫瓶組按250 kg/套進(jìn)行單列，價(jià)格為120 萬元，不考慮規(guī)模效應(yīng)；

● 工程造價(jià)中還包含除鹽水系統(tǒng)等輔助系統(tǒng)造價(jià)；

● 涉氫設(shè)備的廠平、站房、設(shè)備基礎(chǔ)、調(diào)試、等其他輔助設(shè)施按涉氫設(shè)備造價(jià)的15%計(jì)；

● 孤島模式，余電不上網(wǎng)；

● 22：00 -次日8：00 使用谷電制氫，電價(jià)為0.2481 元/kWh。

該配置方案中，年制氫量的計(jì)算方式如式（3）所示：

式中：Pe為制氫設(shè)備的參數(shù)，m3/h。

基于上述的假定條件和邊界條件，并且不考慮征地成本，按照30%資本金，項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率8%測(cè)算計(jì)算出光伏結(jié)合谷電制氫的成本，具體數(shù)字如表格3 所示。

從表3 可知，當(dāng)采用光伏結(jié)合谷電的形式進(jìn)行電解水制氫時(shí)，氫氣的價(jià)格為25.56 ～26.95元，具有較好的經(jīng)濟(jì)性。

表3 光伏結(jié)合谷電制氫方案

3 結(jié) 論

氫能作為不僅可以作為化工原料，還可以作為儲(chǔ)能介質(zhì)存儲(chǔ)能量，緩解可再生能源對(duì)電網(wǎng)的影響，而且在作為能源使用過程中不產(chǎn)生污染。目前，氫氣的生產(chǎn)工藝流程較多，但是結(jié)合“碳達(dá)峰”和“碳中和”的目標(biāo)，制氫方式的基本發(fā)展方向：灰氫不可取，藍(lán)氫可以用，廢氫可回收，綠氫是終極方向[11]。 制備綠氫的主流方式是使用可再生能源制氫，但是目前該制氫方式成本較高，本文對(duì)可再生能源制氫方式進(jìn)行優(yōu)化，并進(jìn)行成本計(jì)算，得出以下結(jié)論：

（1）風(fēng)電和光伏與制氫設(shè)備進(jìn)行耦合時(shí)，均存在最佳的配置比例。

（2）光伏制氫：在孤島模式下，按光伏容量的60%配置制氫設(shè)備時(shí)，制氫成本最低，成本為36.56 元/kg；在聯(lián)網(wǎng)模式下，按光伏容量的40%配置制氫設(shè)備時(shí)，制氫成本最低，成本為34.18 元/kg。

（3）風(fēng)電制氫：聯(lián)網(wǎng)模式和孤島模式下，氫氣的價(jià)格均隨著制氫設(shè)備配置比例的下降而增加。當(dāng)配置比例為80%時(shí)，氫氣的價(jià)格最低，分別為42.82 元/kg和41.07 元/kg，且聯(lián)網(wǎng)模式的氫氣價(jià)格高于孤島模式的氫氣價(jià)格。 由于聯(lián)網(wǎng)模式需要增加海上升壓站、升壓站到陸上的電纜以及陸上計(jì)量站等投資，所以按高比例配置制氫設(shè)備時(shí)不適合使用聯(lián)網(wǎng)模式。

（4）由于現(xiàn)階段風(fēng)機(jī)造價(jià)過高，風(fēng)電出力直接上網(wǎng)經(jīng)濟(jì)性較差，性價(jià)比低于風(fēng)電制氫。

（5）當(dāng)光伏結(jié)合谷電進(jìn)行制氫時(shí)，可以大幅度降低制氫的成本，增加氫氣的競(jìng)爭(zhēng)力。 當(dāng)光伏裝機(jī)容量為50 ～150MW，制氫配置比例為60%時(shí)，制氫成本為25.56 ～26.95 元，具有較好的經(jīng)濟(jì)性。