陳 宇，趙彥旻，曹吉領(lǐng)，袁紹山，季 燁

（國(guó)網(wǎng)浙江嘉善縣供電有限公司，浙江 嘉善 314100）

0 引 言

氫能是一種來(lái)源廣泛、清潔無(wú)碳、靈活高效、應(yīng)用場(chǎng)景豐富的二次能源，燃燒后的生成物是水。它是推動(dòng)傳統(tǒng)化石能源清潔高效利用和支撐可再生能源大規(guī)模發(fā)展的理想互聯(lián)媒介，也是實(shí)現(xiàn)交通運(yùn)輸、工業(yè)和建筑等領(lǐng)域大規(guī)模深度脫碳的極佳選擇。 氫能逐步成為全球能源技術(shù)革命和產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要方向，也是未來(lái)能源綠色轉(zhuǎn)型發(fā)展的重要載體。 氫能除清潔、高熱值、零排放等優(yōu)勢(shì)外，還是鏈接所有能源之間相互轉(zhuǎn)換的“萬(wàn)能載體”，氫電耦合已經(jīng)在能量調(diào)節(jié)、轉(zhuǎn)換與存儲(chǔ)、能源互聯(lián)等方面體現(xiàn)出優(yōu)勢(shì)[1]。 作為我國(guó)實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”偉大愿景的關(guān)鍵一環(huán)，氫能也成為了各類能源企業(yè)踐行目標(biāo)的主要抓手之一。

在氫能產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展的同時(shí)，產(chǎn)業(yè)鏈面臨的關(guān)鍵共性問(wèn)題亟需深入研究。 電解水制氫、儲(chǔ)氫、輸氫及燃料電池發(fā)電成本相對(duì)較高。 特別是分布式電解水制氫儲(chǔ)氫，過(guò)程中電耗成本占?xì)錃饪偝杀镜?5% ～85%。 而且電價(jià)越高，占比也越高，所以，從公共電網(wǎng)取電、進(jìn)行電解水制氫，因電價(jià)高而制約著供氫價(jià)格的降低[2]。 在現(xiàn)有大量研究中，較主流的商業(yè)模式是將氫能和電能聯(lián)系在一起，通過(guò)利用電網(wǎng)低谷時(shí)段的電力制氫和電網(wǎng)尖、高峰時(shí)段氫燃料電池發(fā)電的模式，削峰填谷及作為備用電源，獲取峰谷電價(jià)差和需求側(cè)響應(yīng)獎(jiǎng)勵(lì)。 本文根據(jù)上述思路，提出了氫電耦合在高彈性電網(wǎng)中的可應(yīng)用場(chǎng)景，并從多模式、多場(chǎng)景進(jìn)行投資收益分析，通過(guò)比較內(nèi)部收益率，闡述了典型條件下氫能推廣的商業(yè)價(jià)值及未來(lái)的應(yīng)用前景。

1 現(xiàn)有技術(shù)

1.1 電解水制氫技術(shù)

氫氣的制取是當(dāng)前和未來(lái)影響氫能市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。 其中，電解水制氫技術(shù)主要有三類：堿性電解水制氫、固體聚合物電解水制氫以及固體氧化物電解水制氫。 目前，電解水制氫能耗仍比較高，制氫能耗約為4.3 kWh/m3，能耗的降低仍是技術(shù)發(fā)展的重要任務(wù)[3]。

1.2 燃料電池技術(shù)

在燃料電池技術(shù)發(fā)展發(fā)面，主要包括三種燃料電池，分別是質(zhì)子交換膜燃料電池（proton exchange membrane fuel cell，PEMFC）、固體氧化物燃料電池（solid oxide fuel cell，SOFC）以及熔融碳酸鹽燃料電池（molten carbonate fuel cell，MCFC）。 在現(xiàn)有技術(shù)下，燃料電池發(fā)電產(chǎn)能可達(dá)22.8 k Wh/kg。高溫燃料電池可以實(shí)現(xiàn)小型高效，在百千瓦到兆瓦級(jí)的小容量時(shí)，發(fā)電效率可以高達(dá)50% ～65%[3]。

2 氫電耦合在高彈性電網(wǎng)中的可應(yīng)用場(chǎng)景及具體實(shí)踐

對(duì)于電網(wǎng)，氫能的兩大功能值得關(guān)注：一方面，氫能可以實(shí)現(xiàn)脫碳電力的消納，增加電網(wǎng)的彈性；另一方面，氫能可減少電網(wǎng)對(duì)化石能源的依賴，助力電力行業(yè)實(shí)現(xiàn)綠色轉(zhuǎn)型。

2.1 可運(yùn)用場(chǎng)景

2.1.1 制氫售氫站

在電網(wǎng)負(fù)荷低谷時(shí)段開(kāi)展電解水制氫，對(duì)制取的氫能源，可提供給需要?dú)湓系幕て髽I(yè)，也可提供給氫能源汽車或氫能發(fā)電用戶。

按照電解水制氫耗電47.8 kWh/kg及壓縮機(jī)加壓儲(chǔ)存耗電8.2 kWh/kg測(cè)算，電網(wǎng)低谷時(shí)段電解水制氫儲(chǔ)氫成本約為19.82 元/kg，在考慮人工、場(chǎng)地等成本后，總成本還是低于目前氫能批發(fā)市場(chǎng)售價(jià)，存在較大的盈利空間[4]。

2.1.2 綠色氫能綜合調(diào)峰站

在負(fù)荷高峰時(shí)段，用氫發(fā)電；在負(fù)荷低谷時(shí)段，開(kāi)展制氫儲(chǔ)能。 起到削峰填谷的作用，特別是緩解針對(duì)風(fēng)能、太陽(yáng)能等可再生能源大規(guī)模、高比例接入電網(wǎng)帶來(lái)的巨大調(diào)峰調(diào)頻壓力。

2.1.3 熱電氣綜合能源服務(wù)

在用戶側(cè)實(shí)施基于氫燃料電池的熱電氣綜合能源服務(wù)，實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)與熱網(wǎng)、氣網(wǎng)、交通網(wǎng)等多類型能源網(wǎng)絡(luò)互聯(lián)，推進(jìn)能源綜合高效利用和“清潔替代”。

2.1.4 氫儲(chǔ)應(yīng)急電源車

對(duì)比柴油、鋰電等應(yīng)急電源車，氫燃料應(yīng)急電源車的優(yōu)勢(shì)非常顯著，環(huán)保、安靜、無(wú)異味、供電工作能力時(shí)間長(zhǎng)。 以一輛配備了14 只高壓儲(chǔ)氫罐、儲(chǔ)氫壓力35 MPa的氫儲(chǔ)應(yīng)急電源車為例，存儲(chǔ)的氫氣可以滿足燃料電池系統(tǒng)滿功率輸出6 小時(shí)以上；在補(bǔ)氫狀況下能不間斷發(fā)電。 電源車可一直對(duì)外輸出AC380 V電能，可保持與電網(wǎng)供電的無(wú)間歇轉(zhuǎn)換，而且適用在線轉(zhuǎn)換燃料來(lái)源，保證長(zhǎng)期連續(xù)發(fā)電。

2.2 具體實(shí)踐

下面四個(gè)氫能示范工程覆蓋了氫電耦合主要應(yīng)用場(chǎng)景，展現(xiàn)了在“雙碳”目標(biāo)下電能與氫能的協(xié)同方式。

2.2.1 基于工業(yè)園區(qū)的氫電耦合直流微網(wǎng)示范工程

位于寧波慈溪市氫能產(chǎn)業(yè)園的氫電耦合直流微網(wǎng)示范工程，將建成首個(gè)電—?dú)洹獰帷囻詈系闹袎褐绷骰ヂ?lián)系統(tǒng)，開(kāi)發(fā)支撐互聯(lián)系統(tǒng)靈活運(yùn)行的能量管理系統(tǒng)，研制效率領(lǐng)先的電—?dú)洹洹姛崮芰哭D(zhuǎn)換裝置，滿足用戶對(duì)電、氫、熱多種能源需求，實(shí)現(xiàn)清潔能源生產(chǎn)到終端能源消費(fèi)的全過(guò)程零碳。

2.2.2 基于產(chǎn)業(yè)基地的低碳?xì)淠苁痉豆こ?/p>

杭州格力電器園區(qū)開(kāi)展基于產(chǎn)業(yè)基地的亞運(yùn)低碳?xì)淠苁痉豆こ獭?工程擬構(gòu)建高效、可靠和穩(wěn)定供電的“可再生能源制氫—?dú)淠軆?chǔ)運(yùn)—?dú)淙剂想姵責(zé)犭娐?lián)供”能源綜合利用系統(tǒng)，形成以氫能支撐交通、建筑領(lǐng)域電能替代、碳減排的先進(jìn)工程樣本，提升氫電熱綜合供能方面的系統(tǒng)集成與工程建設(shè)能力，促進(jìn)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展，助力低碳亞運(yùn)。

2.2.3 基于鄉(xiāng)村場(chǎng)景的水氫生物質(zhì)近零碳示范工程

麗水縉云建成了國(guó)內(nèi)首個(gè)基于鄉(xiāng)村場(chǎng)景的電—?dú)洹镔|(zhì)綜合利用示范工程。 工程將構(gòu)建以電為核心的多能轉(zhuǎn)換系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)水電制氫、生物質(zhì)制氣，滿足建筑、交通、工業(yè)多樣化用能及深度脫碳需求，促進(jìn)富余水電就地消納、農(nóng)村廢棄物循環(huán)利用，形成電氫生物質(zhì)協(xié)同的鄉(xiāng)村碳中和樣本，助力鄉(xiāng)村振興。

2.2.4 基于海島場(chǎng)景的氫能綜合利用示范工程

臺(tái)州大陳島開(kāi)展國(guó)內(nèi)首個(gè)基于海島場(chǎng)景的氫能綜合利用示范工程。 該工程充分利用海島豐富的清潔能源制氫，促進(jìn)海島清潔能源消納與電網(wǎng)潮流優(yōu)化，應(yīng)用制氫/發(fā)電一體化變換裝置等先進(jìn)裝備，提高系統(tǒng)針對(duì)波動(dòng)性源荷的適應(yīng)性與安全性，提升綜合能效至72%[1]。

3 多模式、多場(chǎng)景下投資收益測(cè)算與分析

3.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)及測(cè)算說(shuō)明

3.1.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

本數(shù)據(jù)取自近兩年內(nèi)對(duì)氫能設(shè)備生產(chǎn)廠家、綜合能源服務(wù)公司、電網(wǎng)公司及大學(xué)等走訪調(diào)研中的資料收集，同時(shí)也包括網(wǎng)上文獻(xiàn)數(shù)據(jù)的收集。本論文采用目前市場(chǎng)中成熟先進(jìn)技術(shù)所得的數(shù)據(jù)進(jìn)行測(cè)算。

（1）電解水制氫耗電約47.8 kWh。

（2）每一個(gè)電解槽制氫約90 kg/h。

（3）壓縮機(jī)加壓儲(chǔ)氫耗電約8.2 kWh/kg。

（4）售氫單價(jià)50 元/kg，售氧單價(jià)2 元/kg；氫燃料電池車加氫單價(jià)65 元/kg。

（5）浙江省電網(wǎng)銷售電價(jià)

一般工商業(yè)及其他用電（1 ～10 千伏）：尖1.1636 元/kWh，峰0.8656 元/k Wh，谷0.3536元/kWh；

大工業(yè)電價(jià)（1 ～10 千伏）：尖1.0397 元/kWh，峰0.8529（7、8 月份0.8729）元/kWh，谷0.3539（7、8 月份0.3339）元/k Wh；

大工業(yè)電價(jià)（35 千伏）：尖1.0017 元/kWh，峰0.8179（7、8 月份0.8379）元/kWh，谷0.3299（7、8月份0.3099）元/kWh

（6）各類設(shè)備統(tǒng)一按14 年使用壽命測(cè)算。

（7）燃料電池發(fā)電產(chǎn)能為22.8 kWh/kg。

（8）年生產(chǎn)天數(shù)按360 天計(jì)算。

3.1.2 測(cè)算說(shuō)明

（1）目前浙江省對(duì)氫能發(fā)電未有明確規(guī)定，包括上網(wǎng)電價(jià)、基本容量費(fèi)等。 以下分析基本容量費(fèi)按30 元/（kVA·月），同時(shí)上網(wǎng)電價(jià)按1.2元進(jìn)行計(jì)算。

（2）所得稅稅率按25%測(cè)算。

（3）變配電設(shè)施均按照供電企業(yè)投資至用戶紅線外。

（4）投資金額假定全部為自有資金；經(jīng)濟(jì)效益測(cè)算中，未計(jì)及場(chǎng)地等費(fèi)用。

3.2 多模式下投資收益測(cè)算與分析

3.2.1 模式一：純儲(chǔ)能模式

在電網(wǎng)低谷時(shí)段電能制氫并儲(chǔ)存，在電網(wǎng)尖、高峰時(shí)段通過(guò)氫燃料電池向電網(wǎng)發(fā)電，故該模式測(cè)算中暫不將基本容量費(fèi)納入成本。 純儲(chǔ)能模式收益來(lái)自電價(jià)差，利潤(rùn)空間有限。 以裝機(jī)功率為20000 kW 進(jìn)行測(cè)算，結(jié)果如表1 所示。

表1 純儲(chǔ)能模式的內(nèi)部收益率測(cè)算

3.2.2 模式二：儲(chǔ)能+售氫模式

在電網(wǎng)低谷時(shí)段電能制氫并儲(chǔ)存。 一部分氫在電網(wǎng)尖峰時(shí)段通過(guò)氫燃料電池向電網(wǎng)發(fā)電；另外一部分氫對(duì)外出售。 以裝機(jī)功率為5000 k W進(jìn)行測(cè)算，結(jié)果如表2 所示。

表2 儲(chǔ)能+售氫模式的內(nèi)部收益率測(cè)算

3.2.3 模式三：儲(chǔ)能+加氫模式

在電網(wǎng)低谷時(shí)段電能制氫并儲(chǔ)存。 一部分氫在電網(wǎng)尖峰時(shí)段通過(guò)氫燃料電池向電網(wǎng)發(fā)電；另外一部分氫供給氫燃料電池車。 以裝機(jī)功率為5000 kW 進(jìn)行測(cè)算，結(jié)果如表3 所示。

表3 儲(chǔ)能+加氫模式的內(nèi)部收益率測(cè)算

以上三種是典型模式，其他還包括多種的組合及引入需求側(cè)響應(yīng)、售氧等模式。 部分其他模式由于相關(guān)政策還未完善，本論文暫不詳細(xì)分析。通過(guò)經(jīng)濟(jì)效益測(cè)算：對(duì)于純儲(chǔ)能模式，必須具備一定的規(guī)模，在裝機(jī)功率小于12000 kWh 內(nèi)部收益率為負(fù)，在裝機(jī)容量20000 k Wh 內(nèi)部收益率也僅為3.9%，現(xiàn)階段不建議投資；對(duì)于儲(chǔ)能+售氫模式，由于售氫收益較高，所以整體內(nèi)部收益率為9.8%，但該模式易受氫市場(chǎng)價(jià)格波動(dòng)影響；對(duì)于儲(chǔ)能+加氫模式，目前政府大力支持氫燃料電池車的發(fā)展，所以對(duì)新建加氫站補(bǔ)助力度也較大，內(nèi)部收益率可達(dá)16.8%，但該模式受政策及氫市場(chǎng)價(jià)格波動(dòng)影響較大，一旦政府取消補(bǔ)助及加氫站競(jìng)爭(zhēng)加劇，則內(nèi)部收益率也將大大下降。

3.3 多場(chǎng)景下投資收益測(cè)算與分析

3.3.1 典型場(chǎng)景一：普通工業(yè)企業(yè)儲(chǔ)能及售氧

10 千伏普通工業(yè)用戶白天正常生產(chǎn)，在夜間電網(wǎng)低谷時(shí)段（10 個(gè)小時(shí)）制氫，在電網(wǎng)尖、高峰時(shí)段通過(guò)氫燃料電池發(fā)電上網(wǎng)。 由于該場(chǎng)景下制氫量相對(duì)較少，適合用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能，故僅測(cè)算儲(chǔ)能模式開(kāi)展經(jīng)濟(jì)效益分析。

以裝機(jī)功率250 kW 為例進(jìn)行測(cè)算，由于該場(chǎng)景下制氫量少，但設(shè)備投資、人工等各類成本相對(duì)較大，所以內(nèi)部收益率為負(fù)（見(jiàn)表4）。

表4 10 千伏普通工業(yè)企業(yè)儲(chǔ)能售氧的內(nèi)部收益率測(cè)算

3.3.2 典型場(chǎng)景二：10 千伏大工業(yè)企業(yè)儲(chǔ)能及售氣

10 千伏大工業(yè)用戶白天正常生產(chǎn)，在夜間電網(wǎng)低谷時(shí)段（10 個(gè)小時(shí)）制氫，在電網(wǎng)尖峰時(shí)段通過(guò)氫燃料電池發(fā)電上網(wǎng)。 多余氫氣和氧氣對(duì)外出售。

以裝機(jī)功率4500 k W 為例進(jìn)行測(cè)算，由于該場(chǎng)景下制氫規(guī)模相對(duì)較大，內(nèi)部收益率也大大提高，如表5 所示。

表5 10 千伏大工業(yè)企業(yè)儲(chǔ)能售氫的內(nèi)部收益率測(cè)算

3.3.3 典型場(chǎng)景三：綜合能源公司投運(yùn)氫能綜合利用站

通過(guò)對(duì)一座電動(dòng)汽車充電站進(jìn)行改造，建成光伏發(fā)電、電解水制氫、車輛充電、加氫、氫氣儲(chǔ)能等于一體的氫能利用綜合站。 光伏自發(fā)自用，滿足辦公用電及充電樁用電需求，多余電量制氫儲(chǔ)氫；電網(wǎng)低谷時(shí)段制氫儲(chǔ)氫；制取的氫一部分通過(guò)燃料電池發(fā)電上網(wǎng)及參與需求側(cè)響應(yīng)，其余對(duì)外出售（包括批發(fā)和加氫）。

以日產(chǎn)110 kg氫的氫能綜合利用站項(xiàng)目為例進(jìn)行測(cè)算。

（1）成本分析。

初始投資成本620 萬(wàn)元，每年生產(chǎn)成本約132 萬(wàn)元，如表6 所示。 其中：

表6 初始投資成本測(cè)算

光伏設(shè)備成本。 在1000 m2的屋頂及1800 m2的遮陽(yáng)棚上配置光伏器件。

制氫儲(chǔ)氫設(shè)備成本。 配置一套110kg/d 制氫、純化設(shè)備及相關(guān)輔助系統(tǒng)設(shè)備，制氫布置在1臺(tái)定制40 尺集裝箱內(nèi)，輸出純度達(dá)到99.999%的高純氫。 原料純水設(shè)備、循環(huán)冷卻水設(shè)備、儀表空氣制取設(shè)備等一同配置。

充電、加氫設(shè)備成本。 配置2 個(gè)充電樁和兩個(gè)加氫樁。

年生產(chǎn)成本包括制氫儲(chǔ)氫原料、人工成本、設(shè)備運(yùn)維檢修成本等，如表7 所示。

表7 年生產(chǎn)成本測(cè)算

（2）收益分析：每年售氫及燃料電池發(fā)電收入170 萬(wàn)元，售氧收入約63 萬(wàn)元，光伏發(fā)電收入約20 萬(wàn)元，年總收入約253 萬(wàn)元。 按14 年進(jìn)行測(cè)算，IRR為12.7%。

上述測(cè)算僅考慮加氫、售氫、售氧及發(fā)電收益。 實(shí)際在電解水制氫過(guò)程會(huì)產(chǎn)生一定熱量，如對(duì)這部分熱量加以分層利用，將產(chǎn)生額外收益。

4 結(jié) 論

通過(guò)對(duì)氫電耦合在高彈性電網(wǎng)中多模式、多場(chǎng)景分析，得出了一些值得投資的商業(yè)模式，特別是集光伏發(fā)電、電解制氫、車輛充電、加氫、儲(chǔ)能等于一體的氫能利用綜合站，具有廣闊的投資前景。當(dāng)然，隨著科技的快速發(fā)展，制氫、儲(chǔ)氫、輸氫及氫燃料電池發(fā)電的成本會(huì)逐年下降，其他模式、場(chǎng)景下的氫能收益也會(huì)大幅提升。 同時(shí)，氫能在電力行業(yè)的推廣也面臨著以下問(wèn)題：氫能基礎(chǔ)設(shè)施配套不完善，極大地阻礙了市場(chǎng)化進(jìn)程；電網(wǎng)結(jié)構(gòu)基礎(chǔ)相對(duì)薄弱，電網(wǎng)規(guī)劃的進(jìn)度落后于新能源技術(shù)的發(fā)展速度[5]；氫能技術(shù)的發(fā)展很大程度上依賴政策引導(dǎo)，內(nèi)在動(dòng)力不足；制氫儲(chǔ)氫準(zhǔn)入門檻較高，制約大面積推廣。 因此，今后在推廣氫電耦合時(shí)，需要結(jié)合現(xiàn)狀進(jìn)行科學(xué)規(guī)劃，先試點(diǎn)再推廣，積極穩(wěn)妥地將氫能技術(shù)納入到新型電力系統(tǒng)發(fā)展戰(zhàn)略中來(lái)。