邵志芳， 吳繼蘭， 趙 強

(1. 上海財經(jīng)大學(xué)信息管理與工程學(xué)院，上海 200433；2. 中國電力科學(xué)研究院，北京 100092)

城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)投資決策方法研究

邵志芳1， 吳繼蘭1， 趙 強2

(1. 上海財經(jīng)大學(xué)信息管理與工程學(xué)院，上海 200433；2. 中國電力科學(xué)研究院，北京 100092)

針對城市電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差大導(dǎo)致電力資源大量浪費的現(xiàn)狀，提出城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)方案用于消納電網(wǎng)負(fù)荷低谷時段富余電能。通過對氫儲能系統(tǒng)運行周期內(nèi)的投資成本和經(jīng)濟收益進行分析，構(gòu)造投資決策評價模型，并根據(jù)投資者不同的投資需求建立三種優(yōu)化模型：氫氣最低銷售價格模型、氫儲能系統(tǒng)最優(yōu)裝機容量模型和特定投資回收期下氫氣最低銷售價格模型。以某城市電網(wǎng)用電負(fù)荷數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，利用上述模型對在該城市實施城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)方案時不同投資需求下的最優(yōu)方案進行了分析。

城市電網(wǎng)；氫儲能系統(tǒng)；全生命周期成本；投資決策

0 引言

隨著經(jīng)濟的快速發(fā)展和人民生活水平的逐步提高，我國工業(yè)、農(nóng)業(yè)、服務(wù)業(yè)以及居民家庭的用電需求急劇增加，電網(wǎng)高峰時期用電負(fù)荷屢創(chuàng)新高。由于電網(wǎng)高峰負(fù)荷持續(xù)時間較短，導(dǎo)致為滿足高峰負(fù)荷需求而規(guī)劃建設(shè)的電力設(shè)備利用率較低。針對電網(wǎng)負(fù)荷低谷時期電力資源浪費的問題，很多學(xué)者進行了研究并提出了解決方案，包括谷電抽水蓄能[1]、電池儲能[2，3]以及電解水制氫存儲[4-6]等。其中氫氣由于清潔無污染、可存儲運輸?shù)忍攸c被視為21世紀(jì)最具發(fā)展?jié)摿Φ那鍧嵞茉础ｋS著氫能應(yīng)用終端技術(shù)的推廣應(yīng)用，對規(guī)?；鍧嵉臍淠苤迫》绞疆a(chǎn)生迫切需求。

城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)不僅可消納電網(wǎng)負(fù)荷低谷時段的富余電能，同時還可解決一部分氫能應(yīng)用終端產(chǎn)業(yè)的用氫需求[7-9]。文獻[10]根據(jù)所生產(chǎn)氫氣的3種用途：作為化工原料出售、作為氫能汽車燃料和氫氣燃燒發(fā)電，對谷電制氫成本進行分析，得出作為化工原料出售經(jīng)濟性最好的結(jié)論。文獻[11]建立多目標(biāo)混合整數(shù)線性規(guī)劃數(shù)學(xué)模型研究并網(wǎng)微網(wǎng)調(diào)度優(yōu)化問題，該微網(wǎng)系統(tǒng)包括堿性電解池、壓縮機和用于存儲能量的燃料電池，結(jié)果顯示該系統(tǒng)可平衡電網(wǎng)負(fù)荷。文獻[12]對意大利中部的河流水力發(fā)電廠以氫能作為能源管理解決方案的適宜性從生命周期角度進行評估，考慮了谷電制氫存儲以及用電高峰時氫燃料電池再發(fā)電，結(jié)果顯示盈利性高于意大利傳統(tǒng)電網(wǎng)電力盈利。

基于這一背景，文中提出城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)運行方案，利用全生命周期成本分析法，分析該系統(tǒng)的投資成本和收益，構(gòu)建投資決策模型，并通過案例仿真分析，提出投資建議。可為城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)的商業(yè)化運行提供理論依據(jù)，為政府部門和相關(guān)投資者提供投資決策支持。

1 城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)方案

1.1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)與流程

城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)是利用電網(wǎng)負(fù)荷低谷時期的多余電能進行電解水制氫，將富余電能轉(zhuǎn)化為氫能存儲使用。城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)如圖1所示。

圖1 城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)Fig.1 Diagram ofurban power grid coupled to hydrogen energy storage system

1.2 小時能量管理模型

氫儲能系統(tǒng)的電解槽、壓縮機等耗電裝置利用富余電能進行電解水制氫。同時電能在傳輸?shù)倪^程中存在能量損耗問題，能量轉(zhuǎn)移過程如圖2所示。由于用電負(fù)荷在一個自然天之內(nèi)存在明顯的高峰期和低谷期，所以氫儲能系統(tǒng)的實際用電功率與其額定用電功率并不時刻相等。

圖2 電力傳輸能量轉(zhuǎn)移圖Fig.2 diagram of energy transfer

氫儲能系統(tǒng)的實際用電功率可表示為:

Ppro×μpro-Preq=Pace-h

(1)

式中，Ppro為發(fā)電廠額定輸出功率；μpro為變壓器將電傳輸?shù)诫娋W(wǎng)的傳送效率；Preq為用戶的用電功率；Pace-h為電網(wǎng)剩余用電功率。

Pact-h=Pace-h×μrec

(2)

μrec為交流電轉(zhuǎn)換為直流電時整流器的效率；Pact-h為將交流電轉(zhuǎn)換為直流電后氫儲能系統(tǒng)實際可利用的用電功率。

若Pele為氫儲能系統(tǒng)額定用電功率,Pmin為最小用電功率，氫儲能系統(tǒng)的實際用電功率Preal-h為：

Preal-h=0Pact-h

(3)

Preal-h=Pact-hPmin≤Pact-h≤Pele

(4)

Preal-h=PelePele

(5)

氫儲能系統(tǒng)小時氫氣產(chǎn)量取決于系統(tǒng)的實際用電功率,根據(jù)式(1—5),氫儲能系統(tǒng)小時氫氣產(chǎn)量計算如下:

MH2-h=0Pact-h

(6)

(7)

(8)

式中,MH2-h為氫儲能系統(tǒng)的氫氣產(chǎn)量；Hele為氫儲能系統(tǒng)生產(chǎn)單位氫氣的綜合電耗；μele為氫儲能系統(tǒng)的生產(chǎn)效率。

2 全生命周期成本現(xiàn)值分析

城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)的全生命周期成本指項目周期內(nèi)所發(fā)生的費用之和,主要包括初期投資成本、運行維護成本、年直接成本和設(shè)備更新成本。

2.1 初期投資成本現(xiàn)值

初期投資發(fā)生在項目的前期,這部分資金不會受到通貨膨脹的影響,因此氫儲能系統(tǒng)的初期投資成本可以表示為:

Cinvest=(∑Ck+Cland)(1+μinst)

(9)

其中，Ck為氫儲能系統(tǒng)設(shè)備k的購買成本,；Cland為建筑成本；μinst為氫儲能系統(tǒng)設(shè)備安裝集成等工程成本占初始投資成本的比例。

2.2 運行維護成本現(xiàn)值

運行維護成本現(xiàn)值NPCOM-k可表示為:

(10)

其中,COM-k為設(shè)備k每年的運行維護成本；g為通貨膨脹率;N為項目的執(zhí)行時間;I為社會折現(xiàn)率。

2.3 年直接成本現(xiàn)值

用電成本現(xiàn)值NPCe表示為：

(11)

用水成本現(xiàn)值NPCw可以表示為:

(12)

式中，αw為生產(chǎn)單位氫氣的耗水量;Pw為單位水的價格。

所以年直接成本現(xiàn)值NPCe-w可以表示為:

NPCe-w=NPCe+NPCw

(13)

2.4 氫儲能系統(tǒng)設(shè)備更新成本現(xiàn)值

在氫儲能系統(tǒng)運行周期內(nèi),設(shè)備因到達其使用壽命而產(chǎn)生更新行為?？紤]技術(shù)進步的影響,設(shè)備的購買成本逐年降低,所以再次購買設(shè)備時的購買成本低于原始購買成本。具體價格受技術(shù)進步或通貨膨脹率的影響,主要分以下兩種情況:(1) 設(shè)備更新時間發(fā)生在技術(shù)進步期內(nèi),再次購買設(shè)備的價格隨技術(shù)進步的速率發(fā)生改變,購買價格逐漸降低;(2) 設(shè)備更新時間發(fā)生在技術(shù)成熟期,此時設(shè)備的購買價格不隨技術(shù)進步的速率發(fā)生改變,只受通貨膨脹的影響。

設(shè)備k未來發(fā)生的更新成本折現(xiàn)到當(dāng)期的現(xiàn)值NPCr-k可以表示為:

(14)

式中,gk為設(shè)備k預(yù)期的年技術(shù)進步速率;Lgk為設(shè)備k預(yù)期極限技術(shù)進步速度;Lifek為設(shè)備k的使用期限;Yk-g為設(shè)備k到達預(yù)期極限技術(shù)進步速率時所花費的時間;Nrep-k為在氫儲能系統(tǒng)生命周期內(nèi)設(shè)備k的總更新次數(shù);Nf-r-k為設(shè)備k的價格變化取決于自身通貨膨脹率gk時設(shè)備k的總更新次數(shù)。Nrep-k,Nf-r-k和Yk-g的計算公式如下:

(15)

(16)

(17)

3 收益現(xiàn)值模型

城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)的收益主要包括銷售氫氣收入、銷售氧氣收入、碳減排收益和設(shè)備殘值收益四部分,將通貨膨脹率和社會折現(xiàn)率影響因素考慮在內(nèi),利用小時能量管理模型以每小時為單位對這四部分收益分別進行數(shù)學(xué)建模。

3.1 銷售氫氣收益現(xiàn)值

氫氣銷售收入是氫儲能系統(tǒng)最主要的經(jīng)濟來源,這里考慮通貨膨脹對氫氣銷售價格的影響,以每小時為單位計算系統(tǒng)每一年內(nèi)的氫氣產(chǎn)量并乘以氫氣銷售價格得到該年氫氣的銷售收益;同時,將每一年的收益折現(xiàn)到初期并累加求和得到系統(tǒng)運行周期內(nèi)的總氫氣銷售收益。

(18)

式中,NPVH2銷售氫氣收益現(xiàn)值;PH2為單位氫氣的銷售價格。

3.2 銷售氧氣收益現(xiàn)值

氫儲能系統(tǒng)生產(chǎn)氫氣的同時會產(chǎn)生副產(chǎn)物氧氣,考慮通貨膨脹對氧氣銷售價格的影響,可得銷售氧氣收益現(xiàn)值NPVO為:

(19)

其中,αO為生產(chǎn)單位氫氣的產(chǎn)氧量；PO為單位氧氣的價格。

3.3 碳減排收益現(xiàn)值

根據(jù)氫氣產(chǎn)生熱量與汽油產(chǎn)生熱量的對等原則,利用碳交易準(zhǔn)則將碳減排收益進行貨幣化處理?？紤]通貨膨脹對碳交易價格的影響,以每小時為單位計算系統(tǒng)每一年內(nèi)的碳減排數(shù)量并乘以碳交易價格得到該年碳減排收益?？捎嬎愠鰵鋬δ芟到y(tǒng)的碳減排收益NPVC為:

(20)

其中,αg為單位氫氣燃燒產(chǎn)生的熱能與汽油燃燒產(chǎn)生的熱能等價時,氫氣替代汽油燃燒而減少的碳排放數(shù)量；PC為碳交易價格。

3.4 殘值收益現(xiàn)值

首先考慮技術(shù)進步導(dǎo)致設(shè)備價格降低和通貨膨脹對設(shè)備價格的影響,計算系統(tǒng)運行周期結(jié)束時設(shè)備的價格;其次,以設(shè)備在系統(tǒng)運行周期結(jié)束時剩余的使用壽命對殘余價值進行衡量得到殘值收益,可計算出殘余收益現(xiàn)值NPVend-k為:

(21)

4 投資決策模型

4.1 投資決策評價模型

4.1.1 凈現(xiàn)值模型

氫儲能系統(tǒng)的凈現(xiàn)值NPV是系統(tǒng)使用期限內(nèi)現(xiàn)金流入現(xiàn)值(即收益現(xiàn)值)與現(xiàn)金流出現(xiàn)值(即成本現(xiàn)值)的差值。當(dāng)NPV≥0時,說明該投資項目是經(jīng)濟可行的,特別當(dāng)NPV>0時,凈現(xiàn)值越大該方案的經(jīng)濟可行性越好;反之,說明該投資項目不具有經(jīng)濟可行性。由式(18—21),可得NPV的計算表達式如下:

NPV=NPVH2+NPVO+NPVC+∑NPVend-k-
Cinvest-∑NPCOM-k-NPCe-w-∑NPCr-k

(22)

4.1.2 內(nèi)部收益率模型

內(nèi)部收益率IRR指項目現(xiàn)金流入量現(xiàn)值等于現(xiàn)金流出量現(xiàn)值時的社會折現(xiàn)率,其經(jīng)濟含義表示項目在運行時間內(nèi)為收回投資每年的凈收益率。令NPV=0,此時求得的I值即為內(nèi)部收益率IRR。當(dāng)IRR≥I時,表明該投資項目是經(jīng)濟可行的;反之,該項目不可行。根據(jù)式(18—21),內(nèi)部收益率IRR可通過(23)式求得。

NPVH2+NPVO+NPVC+∑NPVend-k-Cinvest-

∑NPCOM-k-NPCe-w-∑NPCr-k=0

(23)

4.2 特定目標(biāo)下投資決策優(yōu)化模型

4.2.1 氫氣最低銷售價格模型

項目投入運行后其預(yù)期凈現(xiàn)值等于零時的氫氣價格便是氫氣的最低銷售價格，低于此價格項目將無法盈利。氫氣的最低銷售價格見式(24)。

(24)

4.2.2 最優(yōu)裝機容量模型

氫儲能系統(tǒng)具有投資可行性的前提是凈現(xiàn)值大于等于零，凈現(xiàn)值越大，投資收益越高。由凈現(xiàn)值NPV的計算表達式可知凈現(xiàn)值受氫氣銷售價格和系統(tǒng)裝機容量的影響，投資者可以通過在可取的范圍內(nèi)控制這兩個變量的取值從而改變凈現(xiàn)值的數(shù)值。在給定氫氣銷售價格的情況下，在裝機容量允許范圍內(nèi)逐漸增大裝機容量，利用小時能量管理模型仿真計算各裝機容量下每小時的氫氣產(chǎn)量，同時利用凈現(xiàn)值模型計算該裝機容量下的凈現(xiàn)值，可得到給定氫氣銷售價格下氫儲能系統(tǒng)裝機容量和凈現(xiàn)值的關(guān)系曲線。當(dāng)凈現(xiàn)值存在大于等于零的情況時，最優(yōu)裝機容量即為凈現(xiàn)值最大時對應(yīng)的裝機容量。由此，最優(yōu)裝機容量為公式(25)：

maxNPV-pele=NPVH2+NPVO+NPVC+
∑NPVend-k-Cinvestment-∑NPCOM-k-
NPCe-w-∑NPCr-k

(25)

4.2.3 特定投資回收期下氫氣最低銷售價格模型

氫氣銷售價格對項目的投資回收期有很大影響，當(dāng)項目投資者給定項目的投資回收期后，為了收回投資成本，氫氣最低銷售價格便需要隨之確定。假定項目的投資回收期為n，那么氫氣最低銷售價格見式(26)。

(26)

5 案例研究

5.1 案例背景與數(shù)據(jù)

以某城市電網(wǎng)為研究對象進行分析，該城市電網(wǎng)某天的歷史用電日負(fù)荷曲線如圖3中實線所示，可見該城市用電負(fù)荷曲線存在明顯的峰谷差且曲線波動顯著。

圖3 日負(fù)荷曲線與工業(yè)分時電價Fig.3 Daily load curve and industrial TOU price

根據(jù)現(xiàn)有文獻[13-16]及專家意見,氫儲能系統(tǒng)投資決策模型中的有關(guān)參數(shù)取值見表1。

其中通貨膨脹率g的取值，通過選取我國1995年至2014年的消費者價格指數(shù)數(shù)據(jù)，采用移動平均法對通貨膨脹率進行預(yù)測，計算得出。案例分析部分按照城市電網(wǎng)氫儲能系統(tǒng)生產(chǎn)的氫氣均可以全部售出進行計算。

表1 主要參數(shù)取值表Table 1 Main Parameter values

5.2 案例分析

5.2.1 氫氣最低銷售價格分析

凈現(xiàn)值大于等于零時，氫儲能系統(tǒng)的方案具有投資可行性，特別當(dāng)凈現(xiàn)值等于零時，方案到達投資可行性的臨界點，此時求得的氫氣銷售價格便是氫儲能系統(tǒng)在不同裝機容量下對應(yīng)的最低銷售價格。

圖4 不同裝機容量下氫氣最低銷售價格Fig.4 The minimum selling price of hydrogen under different installed capacity

如圖4所示，圖中的曲線為等凈現(xiàn)值線，曲線上的點為氫儲能系統(tǒng)在不同裝機容量下滿足凈現(xiàn)值等于零時的氫氣最低銷售價格，例如氫儲能系統(tǒng)的裝機容量為200 MW時，由圖4可知氫氣的最低銷售價格應(yīng)達到3.623元/m3(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下，下同)項目才有可行性。

氫儲能系統(tǒng)裝機容量不同，谷電利用率和系統(tǒng)閑置率亦不同。圖5表示裝機容量從0 MW逐漸增加到700 MW時各裝機容量對應(yīng)的谷電利用率與系統(tǒng)閑置率?？梢?，氫儲能系統(tǒng)裝機容量的提高會導(dǎo)致谷電利用率和系統(tǒng)閑置率的同時提高。因此，如何對這兩個因素進行取舍取決于投資者的出發(fā)點。如果投資者希望提高谷電利用率，則可適當(dāng)增加氫儲能系統(tǒng)裝機容量；如果投資者希望降低氫儲能系統(tǒng)的閑置率，則需減小氫儲能系統(tǒng)的裝機容量。

圖5 谷電利用率與系統(tǒng)閑置率Fig.5 Valley electricity utilization and system idle rate

5.2.2 最優(yōu)裝機容量分析

以氫氣銷售價格為3元/m3作為基準(zhǔn)價格，將價格上下浮動一定幅度對最優(yōu)裝機容量進行分析，如圖6所示。可見，在其他因素不變的情況下，氫氣銷售價格分別為2.5，3.0，3.5元/m3時，項目凈現(xiàn)值均小于零，即不具有投資可行性；當(dāng)氫氣銷售價格高于4.0元/m3時，氫儲能系統(tǒng)裝機容量在一定范圍內(nèi)均可以使方案具有投資可行性。

圖6 不同氫氣價格下氫儲能系統(tǒng)最優(yōu)裝機容量Fig.6 Optimal installed capacity of hydrogen storage ystem under different hydrogen prices

當(dāng)氫氣銷售價格為4.0元/m3時，氫儲能系統(tǒng)裝機容量為350 MW時凈現(xiàn)值取得最大值，投資效益最好。此時，電網(wǎng)日負(fù)荷曲線和谷電利用率分別如圖7和圖8所示(谷電利用率為0表示此時電網(wǎng)無可利用電能)。同理可得氫氣銷售價格為4.5元/m3、5.0元/m3時最優(yōu)裝機容量以及電網(wǎng)日負(fù)荷曲線和谷電利用率。

圖7 裝機容量為350 MW時電網(wǎng)負(fù)荷曲線Fig.7 Load curve of power system with 350 MW installed capacity

圖8 裝機容量為350 MW時谷電利用率Fig.8 The utilization ratio of valley electricity when the installed capacity is 350 MW

對比上述三種最優(yōu)裝機容量下用電負(fù)荷曲線和谷電利用率曲線得：隨著氫氣價格的增加，氫儲能系統(tǒng)最優(yōu)裝機容量、谷電利用率、系統(tǒng)閑置率和經(jīng)濟效益均表現(xiàn)出增大的趨勢，如表2所示。若希望其閑置率最低，采用氫氣銷售價格達到4.0元/m3，匹配350 MW裝機容量的方案；若希望谷電利用率最高，則采用氫氣銷售價格達到5.0元/m3，匹配490 MW裝機容量的方案。

表2 不同氫氣價格下最優(yōu)方案經(jīng)濟數(shù)據(jù)Table 2 Economic data of optimal scheme under different hydrogen price

6 結(jié)語

針對目前我國電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差大、用電負(fù)荷低谷時段富余電能嚴(yán)重浪費和傳統(tǒng)能源有限且不可再生的兩大問題，文中提出了城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)方案。該方案不僅可以從需求側(cè)的角度出發(fā)有效利用浪費的電力資源，達到減小負(fù)荷峰谷差平滑負(fù)荷曲線的作用，同時可以將產(chǎn)出的氫氣作為氫能源汽車的燃料替代傳統(tǒng)汽油能源，從而實現(xiàn)清潔替代，有效減少環(huán)境污染。在此基礎(chǔ)上，構(gòu)建了城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)的投資決策模型，并通過實際案例對模型應(yīng)用進行了解析，從而為不同投資決策需求下的投資者提供最優(yōu)決策建議。

城市電網(wǎng)耦合氫儲能系統(tǒng)的生命周期相對較長，在實際投資決策過程中會受到諸多不確定性因素的影響。限于篇幅，本文暫未進行各種因素的不確定性分析。為了使方案的投資決策分析更加準(zhǔn)確，后續(xù)研究將會進一步進行相關(guān)因素的敏感性分析和風(fēng)險分析。

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(編輯方 晶)

Investment Decision Method of Coupled Hydrogen Energy Storage System in Urban Power Grid

SHAO Zhifang1，WU Jilan1， ZHAO Qiang2

(1. School of Information Management and Engineering, Shanghai University of Finance and Economics,Shanghai 200433, China；2. China Electric Power Research Institute,Beijing 100092, China)

The peak-valley load difference of urban power grid leads to a large waste of power resources. Urban power network couped to hydrogen energy storage system is proposed here to dissipate surplus power during low load period. Based on the analysis of investment cost and economic benefit in the life cycle of hydrogen storage system, an evaluation model for investment decision making is built which involves three optimization models according to the different investment demands: the minimum hydrogen selling price model, the optimal installed capacity model and minimum selling price model under given payback period. Finally, based on the real data of a certain city grid load, the optimal scheme is analyzed under the different investment demand when the urban power grid coupled to hydrogen energy storage system is implemented in the city.

urban power grid; hydrogen energy storage system; life cycle cost; investment decision

邵志芳

2017-04-13；

2017-05-27

國家863計劃資助項目(2014AA052501)；國家電網(wǎng)公司科技項目(2015110461)

TK01+8

：A

：2096-3203(2017)05-0045-07

邵志芳(1975—)，女，河北石家莊人，博士，副教授，從事新能源經(jīng)濟與仿真優(yōu)化研究工作(E-mail：shao.zhifang@mail.shufe.edu.cn)；

吳繼蘭(1978—)，女，山東濰坊人，博士，講師，從事新能源經(jīng)濟與仿真優(yōu)化研究工作(E-mail：wujilan@mail.shufe.edu.cn)；

趙 強(1978—)，男，遼寧沈陽人，高級工

程師，從事電力系統(tǒng)穩(wěn)定分析研究工作(E-mail：zhaoqiang@epri.sgcc.com.cn)。