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

風能等可再生能源具有隨機性、間歇性和波動性等特點，近年來風電并網消納問題日益突出。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，利用風電等可再生能源發電制氫，實現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。

目前國內已有風電等可再生能源制氫的示范項目，但未進入規模化應用階段。風電配置氫儲能可平滑風電出力、提升消納能力。針對風電制氫問題的可行性及經濟性研究大多針對利用棄風電量制氫場景，國內相關研究人員已經對風電制氫系統在不同應用模式下的最佳規模、建立綜合指標評價體系評估某風電場制氫項目的可行性、對并網型耦合制氫系統的經濟性、北方地區棄風電量就近制氫的商業應用方案、風氫耦合發電系統優化調度策略和效益、風氫混合儲能系統全壽命周期經濟性數學模型和耦合燃料電池的風電制氫系統能量價值經濟等進行了分析。

國家明確提出2021年陸上風電將全面平價上網，新能源與傳統能源全面進入市場競爭將是未來發展趨勢。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展規劃，出臺加氫站、氫燃料電池車等終端應用市場補貼優惠政策。在新能源并網發電盈利空間收窄、電網接納能力受限、儲能參與輔助服務市場機制尚不完善的背景下，探索風電離網全電量直接制氫的經濟性，既有利于形成風電產業新發展模式，也可推動風能等可再生能源與傳統能源在電力系統的協調發展。本文考慮利用風電通過堿性電解水制氫，提出了考慮產業鏈傳導的風電全電量制氫全過程經濟分析模型，分析制氫及儲運等全環節成本效益變化，為全面平價上網和新能源消納受限地區風電產業發展模式提供參考。

電解水制氫技術發展現狀

目前電解水制氫技術主要有堿性水電解槽(AE)、質子交換膜水電解槽(PEM)和固體氧化物水電解槽(SOE)3種。其中，堿性電解槽技術最為成熟，生產成本較低，國內單臺最大產氣量為1000m3/h;質子交換膜水電解槽流程簡單，能效較高，國內單臺最大產氣量為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，可在高溫環境下工作，能效最高，但尚處于實驗室研發階段。本文考慮風電通過堿性電解水制氫。

風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用于能源項目的經濟性評價。制氫平準化成本是將風電制氫項目生命周期總成本除以生命周期總氫氣生產量，總成本包括建設成本和運營成本(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殘值的影響，用于比較分析不同制氫技術的綜合競爭力，也可比較不同風電場的制氫競爭力。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為折現率，一般取基準收益率，本文取電力行業基準收益率8%。

成本分析

風電制氫系統如圖1所示，本文僅考慮離網制氫不再并網發電。主要設備包括中壓堿性電解水制氫系統、高壓儲氫模塊、中壓緩沖儲氫罐和壓縮機。

圖1 風電場離網全電量制氫系統示意圖

結合電解水制氫市場調研，本文風電制氫電解水制氫系統成本分析，參數假設如下。

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

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

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

d.根據現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。

參考金風科技統計的風電場造價和現有堿性電解水裝置造價數據，結合彭博新能源財經對堿性電解水裝置造價水平的預測，風電場建設成本和電解水裝置單位造價變化如表1所示。

表1 風電場建設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能力1000m3/h的電解水裝置。

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

圖2 不同裝機容量的制氫平準化成本

總體來看，風電裝機容量規模效應將帶來制氫單位成本下降。當前，風電制氫成本在25～40元/kg，2030年裝機容量50MW及以上風電場制氫成本可下降至20元/kg以下，下降幅度約35%。但大規模風電場制氫存在終端用氫需求市場問題，如若當地氫產品市場需求發展動力不足，則風電制氫設備的年運行時間和運行方式將大打折扣，再次出現風能資源利用問題。

與市電制氫相比，目前市電制氫成本約為30～40元/kg;與煤制氫和工業副產提純制氫相比，目前煤炭制氫成本在8～9元/kg，工業副產提純制氫綜合成本約在10～16元/kg。因此，現階段風電制氫不具備經濟性優勢;考慮到煤炭和工業副產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)，未來風電制氫成本優勢將逐步凸顯。

風電場制氫經濟效益分析

以安徽省50MW風電場典型項目為例。根據《中國氫能源及燃料電池白皮書2019》對氫能市場需求的預測，工業和交通領域作為氫能消費的重要需求領域，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，考慮氫能產業發展近5～8年處于導入期，2025年開始進入行業成長期，對氫氣價格和風電場投資等成本做如下設定。

a.2030年前高純度氫氣出廠價格維持平均現有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.風電場單位造價和堿性電解水裝置系統成本變化按表1變化。

風電制氫經濟性評價

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

圖3 風電制氫內部收益率

2020年風電制氫內部收益率基本接近電力行業基準收益率;自2021年起風電制氫具備投資回收條件，2027年內部收益率達到峰值，為市場主體進入風電等可再生能源制氫市場的最佳時間點;2027年以后，風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，預計2025—2030年間風電制氫將進入行業快速發展階段，逐漸成為氫能市場需求的重要補充。

與并網發電的經濟性比較

根據風電并網發電價格最新文件，2019年起風電上網電價采取指導價制度，并以規劃總量控制和電網實際消納空間為前提實行競爭配置。

2020年陸上風電按指導價0.47元/kWh，風電場并網發電內部收益率最高可達17.35%;2021年起新增集中式陸上風電項目全面平價上網，以安徽省內現行火電標桿電價0.3844元/kWh測算，風力并網發電內部收益率為13.29%，2020年和2021年并網發電和制氫兩種模式經濟性對比如表2所示。

表2 2020—2021年間并網發電和制氫經濟性對比

2020年補貼退坡期間風電制氫較并網發電不具備經濟競爭性;隨著2021年全面平價，風電制氫經濟性已接近并網發電。

展望至2030年，考慮以下兩種場景。

場景一：并網發電仍保持0.3844元/kWh20年固定上網電價。

場景二：參考過去10年風電價格變化情況(共下降約40%，折合每年下降約5%)，考慮風電已處于產業成熟期，保守假設2021年后風電并網發電價格持續下降，至2030年電價總計下降20%，折合每年下降約2%(仍執行20年固定電價)。

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

圖4 風電制氫和并網發電經濟性對比

氫能終端應用前景分析

氫能可廣泛應用于能源、交通運輸、工業、建筑等領域，燃料電池車是目前較為普遍的終端應用，也是氫能應用市場的重要貢獻。在制氫基礎上，進一步考慮氫氣輸運環節和加氫站加注環節，分析風電制氫產業鏈傳導的燃料電池車終端用氫價格變化，并與傳統鋰電池電動汽車及燃油車進行對比，分析發展前景。

氫氣輸運環節成本

目前氫能的輸運方式主要有氣態輸運、液態輸運和固態輸運3種方式，其中氣態輸運可分為長管拖車和管道運輸2種。國內制氫企業并不承擔氫氣產能運輸，氫氣運輸成本由加氫站及氫能用戶承擔。從發展趨勢來看，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，管道運輸最經濟，但達到該費用的前提是管道運能利用率實現100%，即加氫站有足夠的氫氣需求。根據《中國氫氣存儲與運輸產業發展研究報告(2019)》，管道運氫費用隨利用率下降而上升，當利用率僅為20%時，管道運氫費用將接近長管拖車。在當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，管道運氫成本優勢并不明顯。目前我國僅有100km輸氫管道，隨著氫能產業逐步發展，管道運輸將是未來發展方向，氫氣管網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后液氫槽車更具經濟優勢。

氫氣終端價格趨勢分析

從氫能產業鏈中制氫、運氫、加注3個環節(含儲氫)的費用出發，分析氫氣終端價格在一定運輸范圍內的變化趨勢。

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

表3 風電場最低可承受氫氣出廠價格

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

圖6 風電制氫產業鏈傳導氫氣終端價格

根據《中國氫能源及燃料電池產業白皮書2019》，與傳動電動汽車和燃油汽車相比，按照市區工況百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，風電制氫產業鏈傳導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，燃料電池車較傳統電動汽車和燃油車均不具備經濟優勢，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勢。

推進可再生能源制氫參與氫能產業化發展，需加快加氫站等配套基礎設施建設，盡量控制氫源距離加氫站在50km內；同時加快氫氣輸運管網建設，提高風電等可再生能源制氫產業鏈的價格競爭力。

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