李曉霞，丁業(yè)良， 位召祥，黃 銳，楊 磊

(1.中國廣核新能源控股有限公司，北京 100070；2.中廣核研究院有限公司，廣東 深圳 518000)

0 引言

為實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)，我國的風(fēng)電、光伏等清潔能源的裝機(jī)規(guī)模將進(jìn)一步提升。而風(fēng)電、光伏等波動(dòng)性電源的大規(guī)模接入，將會對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行造成影響。利用風(fēng)電、光伏等清潔能源進(jìn)行電解水制氫，可將風(fēng)光資源產(chǎn)生的電能轉(zhuǎn)化成可長周期儲存的化學(xué)能，促進(jìn)清潔能源大規(guī)模消納。由清潔能源電解水制備的“綠氫”可替代化石能源用于交通、化工等領(lǐng)域，減少能源應(yīng)用領(lǐng)域的碳排放[1]。

截至2021年9月，我國光伏發(fā)電裝機(jī)規(guī)模278 GW，且基本已實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。利用光伏發(fā)電制氫，可有效降低光伏棄光率，提升太陽能資源的利用率，減小電力外送消納壓力[1]。近年來，國內(nèi)多個(gè)光伏制氫示范工程項(xiàng)目已建成或投產(chǎn)。其中，河北沽源風(fēng)電制氫綜合利用示范項(xiàng)目已投產(chǎn)運(yùn)營，項(xiàng)目總投資20.3億，制氫量1 752萬Nm3/年；全球首套千噸級太陽燃料合成示范項(xiàng)目在甘肅蘭州新區(qū)綠色化工園區(qū)試車成功；寧夏投建國內(nèi)最大的光伏制氫項(xiàng)目，包括200 GW光伏發(fā)電裝置、產(chǎn)能20 000 Nm3/h氫氣的電解水制氫裝置，為已知全球單廠規(guī)模最大的電解水制氫項(xiàng)目。

隨著光伏制氫工程項(xiàng)目的建成投產(chǎn)，光伏制氫工程項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性問題也隨之顯現(xiàn)?，F(xiàn)階段一些光伏制氫項(xiàng)目的成本核算模型較粗放，在工程設(shè)計(jì)階段沒有充分考慮影響項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵因素，造成項(xiàng)目投運(yùn)后的實(shí)際制氫成本遠(yuǎn)超預(yù)期，導(dǎo)致項(xiàng)目難以為繼。針對光伏制氫工程項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性評價(jià)，國內(nèi)已經(jīng)開展了一些研究。劉慶超[2]等分析并測算了不同光伏電價(jià)下的制氫成本，以及在滿足8%內(nèi)部收益率時(shí)，不同光伏造價(jià)下的光伏電價(jià)。邵志芳[3]等提出了一種考慮動(dòng)態(tài)電價(jià)的影響，以單位制氫成本最小為目標(biāo)的容量配置方法。但接入電網(wǎng)和配置儲能方案對新能源制氫項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性影響的研究比較少，尚不能支撐制氫項(xiàng)目工程方案優(yōu)化設(shè)計(jì)需要。

本文依托西北地區(qū)某光伏制氫項(xiàng)目，通過構(gòu)建光伏制氫項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性分析模型，對比研究采用接入電網(wǎng)與儲能兩種方式平抑光伏出力波動(dòng)的經(jīng)濟(jì)性，研究接入電網(wǎng)、下網(wǎng)電費(fèi)計(jì)價(jià)模式對制氫項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的影響，并開展影響因素敏感分析，為光伏制氫項(xiàng)目工程方案設(shè)計(jì)提供依據(jù)。

1 基于光伏出力特性研究的光伏制氫工程方案構(gòu)架設(shè)計(jì)

光伏場站發(fā)電功率與太陽輻射強(qiáng)度息息相關(guān)，其出力隨太陽輻射強(qiáng)度的增大而增加，表現(xiàn)出強(qiáng)正相關(guān)性[4]。我國西北部某地區(qū)不同裝機(jī)規(guī)模光伏的典型日出力曲線示意圖如圖1所示。以西北某光伏場站為例，其首年年利用小時(shí)數(shù)為1 884 h，末年年利用小時(shí)數(shù)為1 593 h，年均利用小時(shí)數(shù)約為1 750 h，平均每天的利用小時(shí)數(shù)約為4.8 h。場站每天發(fā)電出力時(shí)間集中在6:00-19:00，其中正午時(shí)刻太陽輻射強(qiáng)度強(qiáng)，光伏處于高功率運(yùn)行狀態(tài)，其余時(shí)間段處于較低運(yùn)行功率狀態(tài)。光伏場站出力呈現(xiàn)早晚弱、中午強(qiáng)的特點(diǎn)，且整體呈現(xiàn)晝夜間歇性，直接導(dǎo)致光伏場站本身的利用小時(shí)數(shù)較低。

圖1 典型光伏日出力曲線示意圖

對光伏出力分布特性進(jìn)行研究，有助于在進(jìn)行光伏制氫項(xiàng)目工程設(shè)計(jì)方案時(shí)，為確定光伏電站建設(shè)規(guī)模提供依據(jù)。由圖1可知，假設(shè)采用分布式離網(wǎng)光伏制氫方案，制氫規(guī)模為2 400 Nm3/h，如不能余電上網(wǎng)，若光伏裝機(jī)容量過大(超過制氫設(shè)備額定功率)，則將造成棄光。若這部分棄光通過儲能電池儲存起來再用于制氫，則還要考慮儲能電池的容量、充放電效率以及附加的電池成本等對項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性造成的影響。如果光伏裝機(jī)配置容量小于或等于制氫設(shè)備額定功率，則會造成制氫裝備低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)間長、有效利用小時(shí)數(shù)低等問題。為提升新能源制氫項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性，在工程方案設(shè)計(jì)時(shí)往往考慮接入部分市電，尤其是接入電價(jià)較低的谷電，以提高制氫設(shè)備的利用率、提高氫氣產(chǎn)量。理想的模式是通過100%綠電交易電量制氫，但目前尚無相關(guān)的支持政策。

此外光伏場站發(fā)電功率會受溫度變化、天氣變化等因素影響，具有明顯的隨機(jī)性和波動(dòng)性特征，不同天氣條件下的光伏陣列出力如圖2所示[5]。根據(jù)統(tǒng)計(jì)資料，光伏發(fā)電波動(dòng)主要集中在5 min的時(shí)間尺度上，波動(dòng)幅值主要分布在光伏裝機(jī)容量的40%范圍內(nèi)[5]。

圖2 不同天氣條件下的光伏陣列出力[5]

對于堿性電解水制氫設(shè)備，一般需要在20%額定功率以上條件下運(yùn)行，且其最大升負(fù)荷速率受限，造成了其對光伏場站出力波動(dòng)性耐受性較差的問題[7-9]。所以，基于制氫設(shè)備運(yùn)行安全性考慮，應(yīng)采用一定措施減小光伏場站的低水平出力與波動(dòng)性。光伏制氫工程方案一般采用配置一定的儲能容量來平抑光伏波動(dòng)性[10]，在具備接入電網(wǎng)條件時(shí)，也可以考慮接入電網(wǎng)平抑光伏出力。本文將重點(diǎn)分析利用儲能和接入電網(wǎng)兩個(gè)方案平抑光伏波動(dòng)性時(shí)，對光伏制氫項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的影響。

2 光伏制氫項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性分析模型構(gòu)建

本研究自主構(gòu)建了一套光伏制氫項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性評價(jià)模型，主要邊界條件見表1所列。假設(shè)一個(gè)典型光伏制氫項(xiàng)目制氫規(guī)模為2 400 Nm3/h，光伏裝機(jī)規(guī)模為12 MW，制氫能耗為5 kWh/Nm3，依據(jù)光伏制氫項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性評價(jià)模型，可以依據(jù)光伏制氫項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性評價(jià)模型計(jì)算單位立方氫氣制備成本。同時(shí)，自主構(gòu)建了一套投資評價(jià)模型，主要邊界條件見表2所列。依據(jù)投資評價(jià)模型，通過輸入氫氣銷售價(jià)格等邊界，可以計(jì)算項(xiàng)目內(nèi)部資本金收益率和全投資收益率，同時(shí)，也可以依據(jù)此模型反推出滿足項(xiàng)目投資收益率時(shí)的氫氣售價(jià)。

表1 光伏制氫項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性評價(jià)模型主要邊界條件

表2 光伏制氫項(xiàng)目投資評價(jià)計(jì)算邊界條件

經(jīng)濟(jì)性評價(jià)模型主要考慮以下費(fèi)用：

1)建設(shè)投資費(fèi)用：主要包含光伏電站、制氫設(shè)備、儲氫設(shè)備以及儲能設(shè)備的投資建設(shè)成本；

2)運(yùn)維費(fèi)用：主要包含設(shè)備運(yùn)維費(fèi)用、水費(fèi)、電費(fèi)、土地租金、人工費(fèi)、管理費(fèi)、日常運(yùn)維費(fèi)用；

3)貸款費(fèi)用：貸款利率按照5%，年限15a，等額本金，貸款金額為總投資額的70%；

4)稅費(fèi)：主要考慮增值稅、企業(yè)所得稅以及附加稅等。

3 接入電網(wǎng)對光伏制氫工程經(jīng)濟(jì)性影響分析

3.1 接入電網(wǎng)對光伏制氫工程的積極作用

光伏場站的日有效利用小時(shí)數(shù)較低，且出力具有波動(dòng)性。在規(guī)劃光伏制氫項(xiàng)目工程方案時(shí)，可將光伏場站裝機(jī)容量配置超過制氫設(shè)備額定功率，兩者之間的功率差距通過儲能站去平抑。該方法一方面可增加制氫設(shè)備有效利用小時(shí)數(shù)，一方面儲能站兼具平抑光伏波動(dòng)的功能，但會增加裝備投資。如何進(jìn)行資源優(yōu)化配置，降低單位制氫成本，還需要進(jìn)一步論證。對于光伏制氫工程項(xiàng)目，從減少固定資產(chǎn)投資這一角度來說，引入電網(wǎng)電力進(jìn)行電力補(bǔ)充和平抑光伏波動(dòng)，也可以增加制氫設(shè)備的有效利用小時(shí)數(shù)，并為制氫設(shè)備運(yùn)行提供穩(wěn)定的運(yùn)行環(huán)境[11-12]。本文將重點(diǎn)分析接入電網(wǎng)和儲能兩種不同方式進(jìn)行電力補(bǔ)充和平抑光伏波動(dòng)時(shí)，對制氫工程經(jīng)濟(jì)性的影響。

3.2 接入電網(wǎng)與儲能對制氫系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性影響對比分析

在上述假設(shè)制氫案例情景下，重點(diǎn)分析接入電網(wǎng)和儲能兩種不同方式進(jìn)行電力補(bǔ)充和平抑光伏波動(dòng)時(shí)，對制氫工程經(jīng)濟(jì)性的影響。構(gòu)建光伏制氫項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性分析模型，分析上述典型制氫項(xiàng)目在使用谷電(8 h)滿功率運(yùn)行后，通過利用接入網(wǎng)電(平電和峰電)和引入儲能(電量來自谷電)兩種模式提高制氫量時(shí)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的差異。

在獲得相同制氫量條件下，兩種模式使用的總下電網(wǎng)量相等，但因從公網(wǎng)下電的時(shí)間不同，兩者使用分時(shí)結(jié)算電價(jià)也有區(qū)別。隨著制氫產(chǎn)量的增加，需要使用的下網(wǎng)電量也增加，利用接入電網(wǎng)模式優(yōu)先利用平時(shí)電價(jià)時(shí)段電量，若不足再考慮峰時(shí)電價(jià)時(shí)段電量；利用引入儲能模式可以利用谷時(shí)電價(jià)時(shí)段電量進(jìn)行儲電。兩種模式下的用電量、單位制氫成本、8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價(jià)分別如圖3～圖5所示。由圖可知，在相同日制氫產(chǎn)量條件下，采用儲能設(shè)備模式，單位制氫成本和8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價(jià)明顯高于接入電網(wǎng)模式。

圖3 相同日制氫產(chǎn)量儲能裝機(jī)容量與接入電網(wǎng)(峰電、平電)對比圖

圖4 相同日制氫量下單位制氫成本對比圖

圖5 相同日制氫產(chǎn)量下8%投資收益率氫氣售價(jià)對比圖

研究表明，在假設(shè)的制氫規(guī)模及光伏裝機(jī)情況下，由于采用儲能設(shè)備模式時(shí)初始固定資產(chǎn)投資較高，雖然可以利用谷時(shí)電價(jià)時(shí)段的電量用來制氫，該模式單位制氫成本仍不具備優(yōu)勢。

3.3 下網(wǎng)電費(fèi)計(jì)價(jià)模式對制氫項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性影響

下網(wǎng)電費(fèi)主流的計(jì)價(jià)模式有兩種：平均交易電價(jià)計(jì)價(jià)、峰谷平電分時(shí)段計(jì)價(jià)。平均交易電價(jià)計(jì)價(jià)模式，電價(jià)在一段時(shí)間內(nèi)固定不變。峰谷平電分時(shí)段計(jì)價(jià)模式是基于用戶用電負(fù)荷規(guī)律，通過在負(fù)荷高峰時(shí)段適當(dāng)調(diào)高電價(jià)、負(fù)荷低谷時(shí)段適當(dāng)降低電價(jià)，引導(dǎo)用戶制定合理用電計(jì)劃，平衡用電負(fù)荷、緩解供電壓力。不同計(jì)價(jià)模式最終反應(yīng)在下網(wǎng)電費(fèi)上，進(jìn)而影響制氫成本和制氫經(jīng)濟(jì)性。

西北某地區(qū)1-10 kV等級電力平均交易電價(jià)計(jì)價(jià)和峰谷平分時(shí)計(jì)價(jià)的計(jì)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，以及兩種計(jì)價(jià)模式下不同電價(jià)水平的網(wǎng)電最大使用量，見表3所列。

表3 西北某地區(qū)峰谷電力計(jì)價(jià)表

研究表明，在制氫成本方面，采用峰谷平電分時(shí)段計(jì)價(jià)模式的下網(wǎng)電費(fèi)與單位制氫成本低于采用平均交易電價(jià)計(jì)價(jià)模式。如圖6 ～ 圖8所示。采用峰谷平分時(shí)計(jì)價(jià)模式，隨著谷電電量增加，制氫成本與8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價(jià)均呈現(xiàn)下降趨勢。具體為，制氫成本從27.81元/kg降低至19.79元/kg，8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價(jià)從42.4元/kg降低至24.9元/kg。當(dāng)谷電用量達(dá)到最大時(shí)，隨著平電用量增加，制氫成本與8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價(jià)均呈現(xiàn)先略下降然后上升趨勢，最低的制氫成本與8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價(jià)分別為19.48元/kg(平電用量為5 MWh)和24.82元/kg(平電用量15 MWh)。當(dāng)開始使用峰電時(shí)，隨著峰電用量增加，制氫成本與8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價(jià)均呈現(xiàn)上升趨勢。

圖6 兩種下網(wǎng)電費(fèi)計(jì)價(jià)模式下的度電成本對比圖

圖7 單位制氫成本變化曲線圖

圖8 8%收益率氫氣售價(jià)變化曲線圖

在平均交易電價(jià)模式下，隨著網(wǎng)電用量增加，光伏制氫工程的制氫成本變化較小，8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價(jià)呈現(xiàn)下降趨勢，從42.4元/kg下降至31.3元/kg。

綜合對比兩種電力交易模式，光伏制氫工程通過接入電網(wǎng)能夠顯著提升工程經(jīng)濟(jì)性，其采用峰谷平分時(shí)計(jì)價(jià)模式進(jìn)行電力交易的制氫成本與8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價(jià)均低于平均交易電價(jià)模式。峰谷平分時(shí)計(jì)價(jià)模式下，谷電對光伏制氫工程的制氫成本與售價(jià)的降低貢獻(xiàn)最大，因此光伏制氫工程應(yīng)優(yōu)先采用谷電作為補(bǔ)充電力。

3.4 接入電網(wǎng)條件下的光伏制氫工程經(jīng)濟(jì)性敏感分析

基于光伏制氫經(jīng)濟(jì)性評價(jià)模型，對該光伏制氫工程在接入電網(wǎng)模式下的制氫成本與8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價(jià)進(jìn)行了敏感性分析，研究光伏場站造價(jià)、制氫設(shè)備造價(jià)、網(wǎng)電價(jià)格等因素對制氫成本與氫氣售價(jià)的影響。

研究表明，在接入電網(wǎng)模式下，光伏制氫工程制氫成本中影響最大的為網(wǎng)電成本，網(wǎng)電價(jià)格下降10%，可將制氫成本從19.48元/kg降低至18.46元/kg。其次是光伏場站造價(jià)，光伏場站造價(jià)下降10%，可進(jìn)一步將制氫成本18.46元/kg從降低至18.18元/kg。然后是制氫設(shè)備造價(jià)，其下降10%，可將制氫成本從18.18元/kg降低至17.93元/kg。8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價(jià)的變化趨勢與制氫成本基本相同，如圖9所示。

圖9 氫氣成本與氫氣售價(jià)下降趨勢圖

4 結(jié)論

本文針對光伏制氫工程項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性評估問題，以西北某地區(qū)光伏制氫工程為對象，建立了經(jīng)濟(jì)性分析模型，研究了接入電網(wǎng)對光伏制氫工程經(jīng)濟(jì)性的影響，對比分析了配置儲能與接入電網(wǎng)情況下的經(jīng)濟(jì)性，以及不同下網(wǎng)電費(fèi)計(jì)價(jià)方式下的經(jīng)濟(jì)性，并對接入電網(wǎng)模式下的光伏制氫工程開展了經(jīng)濟(jì)性敏感分析，主要結(jié)論如下：

1)光伏出力受太陽輻射角與天氣影響，高功率出力時(shí)間較短，且存在功率波動(dòng)問題，造成制氫設(shè)備利用小時(shí)數(shù)較低。光伏制氫工程中接入電網(wǎng)電力，可平抑光伏出力波動(dòng)性，提高低功率水平電力利用率，增加制氫設(shè)備的利用小時(shí)數(shù)。

2)針對光伏制氫工程的低功率電力消納與出力波動(dòng)性問題，可采用接入網(wǎng)電或配置儲能方式來解決。通過搭建經(jīng)濟(jì)性評估模型進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性對比，有利于在工程設(shè)計(jì)階段優(yōu)化方案。在本研究假定規(guī)模條件下，利用網(wǎng)電進(jìn)行平抑光伏波動(dòng)和維持低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性明顯優(yōu)于儲能方案。

3)下網(wǎng)電費(fèi)計(jì)價(jià)模式主要有平均交易電價(jià)與峰谷平分時(shí)電價(jià)兩種計(jì)價(jià)方式。在做工程項(xiàng)目方案設(shè)計(jì)時(shí)，也要充分考慮兩種計(jì)價(jià)方式對項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的影響。在本研究假定規(guī)模條件下，采用峰谷平分時(shí)電價(jià)模式，其制氫成本與8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價(jià)均低于平均交易電價(jià)方式。

4)通過經(jīng)濟(jì)性敏感因素分析，對于接入電網(wǎng)的光伏制氫工程的制氫成本與8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價(jià)，影響最大的為下網(wǎng)電價(jià)，其次為光伏設(shè)備造價(jià)與制氫設(shè)備造價(jià)。在光伏制氫工程規(guī)劃設(shè)計(jì)過程中，應(yīng)積極爭取優(yōu)惠的下網(wǎng)價(jià)格。