浙江沿海地區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

（中國能源建設集團 浙江省電力設計院有限公司，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、可儲存、可再生、可電可燃、零污染、零碳排放等優點，被譽為21 世紀控制地球溫升、解決能源危機的“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、工業副產氫氣純化等[2，3]。 根據制氫過程的碳排放，氫氣可以分為灰氫、藍氫和綠氫[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或煤氣化加上碳捕集技術制取得藍氫，綠氫的制取過程可真正實現二氧化碳零排放[1]。 而且化石能源具有不可再生性，同時我國缺油少氣，灰氫和藍氫均不符合于我國的未來發展的方向。主流的綠氫的制備方式是通過可再生能源發電所得電力接入電解槽電解水制氫[5]。

浙江省在“十四五”期間進行“風光倍增”，將新增1300 萬kW 光伏裝機和450 萬kW 風電裝機。 但是可再生能源快速發展的同時也帶來了大量的問題，風光發電的波動性和不確定性對電力系統資源配置、安全穩定運行提出了更高的要求。發展切實有效的可再生能源制氫技術對消納棄電、保障電力系統穩定具有重要意義。

1 電解水制氫技術路線

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

1.1 堿水電解制氫

堿水電解制氫技術是目前較成熟的也是商業化較廣泛的電解水制氫技術，目前市場上已經有55 套1000 m3/h 級別的堿水電解制氫裝備。 電解堿水制氫設備主要由電解液、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，不會產生消耗。 但是在實際過程中，部分電解液會與氣體一起離開電解槽，所以氫氣的純度相對較低，需要經過純化后才能到達99.999%。

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

1.2 質子交換膜純水電解制氫

質子交換膜（PEM）純水電解制氫技術使用質子交換膜隔離陽極和陰極。 水在陽極上發生水解反應，產生質子和O2。 質子交換膜內部的磺酸基可以傳導質子，質子在電勢差的作用下，通過質子交換膜到達陰極。 在陰極處，質子與電子反應，生成H2。 隨著產氫量的增加，壓力逐漸增加，達到預定壓力。

PEM制氫技術以純水為反應物，加之PEM的氫氣滲透率較低，產生的氫氣純度高，僅需脫除水蒸氣；電解槽采用零間距結構，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；壓力調控范圍大，氫氣輸出壓力可達數兆帕，適應快速變化的可再生能源電力輸入。 同時，PEM 電解水制氫的另一個優勢為占地面積較小，同樣制氫規模下，占地面積僅為堿水制氫的1/3 左右。

PEM制氫技術具有效率高、氣體純度高、無堿液、體積小、可實現更高的產氣壓力等優點[7]。相較于堿性電解制氫技術，PEM 制氫技術啟動時間短，響應速度快，能夠與風電和光伏等可再生能源發電更好地耦合。 但是PEM 制氫技術在技術和商業運行方面，不如堿性制氫技術成熟。

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-經氧化物陶瓷傳導至陰極，在陰極處失去電子生成O2。 該制氫技術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，該技術還處于實驗室研究階段。

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備成本。 在本節中，以浙江省某地區的風光資源數據為基礎，分別將光伏和風電與制氫設備進行耦合，進行制氫成本分析。

由于電力送出可能會存在消納問題，故探究了聯網模式和孤島模式兩種模式下氫氣成本的變化。 在聯網模式下，滿足制氫設備的用電需求后，余電上網；在孤島模式下，將產生棄風棄電。

2.1 裝機分析

電解水制氫設備所需的電力由風電和光伏提供。 目前，堿水電解制氫設備、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驗室階段，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。 所以，若是按100%風電光伏裝機容量配置制氫設備，1 MW 風電光伏需要配置200 m3/h 制氫設備。

風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%進行配置，會造成制氫設備的冗余，增加綠氫的成本，降低其市場競爭力。 本節中測算了不同比例的搭配方式，尋求最佳的搭配方案。

2.1.1 光伏裝機分析

通過分析該地區光伏電站的出力隨時間的變化曲線，按100%、80%、70%、60%、40%和20%容量配置制氫設備，發電利用率分別為100%、99.97%、99.35%、96.43%、81.6%和53.39%。配置比例為100%、80%和70%時，發電利用率幾近相等；當配置比例在40%和60%之間時，發電利用率快速變化。 配置比例從20%升高到100%的過程中，制氫設備的造價呈線性增長，但是發電利用率先快速增長，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。

假設光伏的裝機容量為800 MW，根據80%、70%、60%、40%和20%容量配置制氫設備。 其工程造價的主要明細如下：

● 光伏工程造價為3.7 元/W；

● 涉氫設備包含制氫裝置、壓縮機和儲氫瓶組；

● 制氫選用堿水制氫裝置，按1000 m3/h成撬供應，同時考慮其技術進步和規模效應，價格區間為740 萬～830 萬元/套；

● 儲氫瓶組按250 kg/套進行單列，價格為120 萬元，不考慮規模效應；

● 工程造價中還包含除鹽水系統等輔助系統造價；

● 涉氫設備的廠平、站房、設備基礎、調試、等其他輔助設施按涉氫設備造價的15%計。

該配置方案中，年制氫量的計算方式如式（1）所示：

式中：Ps為光伏的裝機容量，MW；T為光伏的年利用小時數，h。 根據當地太陽能資源特性計算，按1100 h 計；η1為棄電率。 在孤島模式中，多余電量均棄用；在聯網模式中，多余電量上網。 上網電價按0.4153 元/kWh 計算；ρ為氫氣密度，kg/m3；η2為氫系統利用效率，按95%計；η3為廠用電率，按8%計。

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，項目資本金內部收益率8%測算計算出聯網模式和孤島模式下制氫成本，具體數字如表1 所示。

表1 光伏裝機與制氫設備的配比方案

在聯網模式下，按40%容量配置制氫設備最佳，氫氣的價格為34.18 元/kg；在孤島模式下，按60%容量配置制氫設備最佳，氫氣的價格為36.56元/kg。

兩種模式，在趨勢上都是隨著裝機規模的下降，氫氣的價格都是先下降后上升。 這主要由兩個原因導致：一方面制氫設備存在著規模效應，規模越大，單機成本越低；另一方面受限于光伏發電量。 根據上面分析，當制氫設備規模大于一定值后，部分設備會冗余，處于閑置，導致成本增加。所以聯網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%配置制氫設備，發電利用率為96.43%，略低于70%和80%的配置。而按40%配置制氫設備時，發電利用率快速下降至81.6%，導致制氫量較低，因而其成本價過高。

在聯網模式下，按40%配置制氫設備，未利用的發電量用于上網，增加了發電收入。 但是再進一步降低配置容量時，由于制氫裝置規模較小，制氫設備的成本上升，因而氫氣成本增加。

2.1.2 風電裝機分析

通過分析該地區海上風電場的出力隨時間的變化曲線，按80%、70%、60%、40%和20%容量配置制氫設備，發電利用率分別為99.68%、96.239%、90.78%、74.08%和47.14%。 在進行高比例配置時，風電的發電利用率和光伏的發電利用率呈現明顯的差異性。 當配置比例為60%時，風電的發電利用率比光伏低5.65%。

假設海上風電的裝機容量為300 MW，選用離岸制氫方式，根據80%、60%、40%和20%容量配置制氫設備。 其工程造價的主要明細如下：

● 風電工程造價為13000 元/k W；

● 涉氫設備的廠平、站房、設備基礎、調試、海上平臺等其他輔助設施按涉氫設備造價的30%計；

● 考慮船運率；

● 孤島模式不考慮海上升壓站、陸上計量站等費用；

● 其他條件與光伏裝機配置方案一致。

該配置方案中，年制氫量的計算方式如式（2）所示：式中：Pw為風電的裝機容量，MW；T為風電的年利用小時數，根據當地太陽能資源特性計算，按3000 h 計；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，項目資本金內部收益率8%測算計算出聯網模式和孤島模式下制氫成本，具體數字如表2 所示。

表2 風電裝機與制氫設備的配比方案

從表格數據可知，聯網模式和孤島模式下，氫氣的價格均隨著制氫設備配置比例的下降而增加。 當配置比例為80%時，氫氣的價格最低，分別為42.82 元/kg和41.07 元/kg，且聯網模式的氫氣價格高于孤島模式的氫氣價格。 這是因為當按80%風電容量配置制氫設備時，發電利用率為99.68%，即僅有0.32%電量上網。 而因為這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量站等投資，拉高了整個項目的投資額，故導致氫氣的價格升高。 當配置比例下降時，聯網模式下的氫氣成本才低于孤島模式的氫氣成本。

在聯網模式下，隨著制氫設備配置比例較低，上網電量增多，氫氣的成本一直處于上升狀態。這主要是由于現階段風機造價過高，風電出力直接上網經濟性較差，性價比低于風電制氫。

2.2 光伏結合谷電制氫方案成本測算

煤制氫成本最低為11 元/kg，天然氣制氫和工業副產氫成本在15 ～20 元/kg[9]。 上文中已經得出在光伏制氫的成本約34 ～36 元/kg，風電制氫的成本高于40 元/kg，其相對于傳統煤制氫、天然氣制氫和工業副產氫，競爭力仍然較弱。

目前，浙江省工商業峰谷分時電價分為尖峰、高峰、低谷三類，共6 個時間區間，其中低谷時段為11：00 -13：00 和22：00 -次日8：00。 第二個時間段可以與光伏相結合，為制氫設備提供電力供應，延長制氫設備的使用時長，能降低氫氣的成本。 根據浙江省發展改革委印發的《關于進一步完善我省分時電價政策有關事項的通知》，110k V的大工業谷電為0.2481 元/kWh。 火力發電廠低負荷運行時，爐膛熱負荷降低，鍋爐存在危險；同時低谷時大量發電機組低負荷旋轉備用，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電網的影響，故本方案采用孤島模式。 按光伏裝機容量的60%配置制氫設備。 同時，為提高制氫設備的響應速度，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備。 其造價明細如下：

● 光伏工程造價為3.7 元/W；

● 涉氫設備包含制氫裝置、壓縮機和儲氫瓶組；

● 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，堿水制氫裝置按1000 m3/h 容量成撬供應。 同時考慮規模效應，PEM 制氫裝置的按8 萬～10 萬/m3計，堿水制氫設備按0.75 萬～1 萬/m3計；

● 儲氫瓶組按250 kg/套進行單列，價格為120 萬元，不考慮規模效應；

● 工程造價中還包含除鹽水系統等輔助系統造價；

● 涉氫設備的廠平、站房、設備基礎、調試、等其他輔助設施按涉氫設備造價的15%計；

● 孤島模式，余電不上網；

● 22：00 -次日8：00 使用谷電制氫，電價為0.2481 元/kWh。

該配置方案中，年制氫量的計算方式如式（3）所示：

式中：Pe為制氫設備的參數，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，項目資本金內部收益率8%測算計算出光伏結合谷電制氫的成本，具體數字如表格3 所示。

從表3 可知，當采用光伏結合谷電的形式進行電解水制氫時，氫氣的價格為25.56 ～26.95元，具有較好的經濟性。

表3 光伏結合谷電制氫方案

3 結 論

氫能作為不僅可以作為化工原料，還可以作為儲能介質存儲能量，緩解可再生能源對電網的影響，而且在作為能源使用過程中不產生污染。目前，氫氣的生產工藝流程較多，但是結合“碳達峰”和“碳中和”的目標，制氫方式的基本發展方向：灰氫不可取，藍氫可以用，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，本文對可再生能源制氫方式進行優化，并進行成本計算，得出以下結論：

（1）風電和光伏與制氫設備進行耦合時，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%配置制氫設備時，制氫成本最低，成本為36.56 元/kg；在聯網模式下，按光伏容量的40%配置制氫設備時，制氫成本最低，成本為34.18 元/kg。

（3）風電制氫：聯網模式和孤島模式下，氫氣的價格均隨著制氫設備配置比例的下降而增加。當配置比例為80%時，氫氣的價格最低，分別為42.82 元/kg和41.07 元/kg，且聯網模式的氫氣價格高于孤島模式的氫氣價格。 由于聯網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量站等投資，所以按高比例配置制氫設備時不適合使用聯網模式。

（4）由于現階段風機造價過高，風電出力直接上網經濟性較差，性價比低于風電制氫。

（5）當光伏結合谷電進行制氫時，可以大幅度降低制氫的成本，增加氫氣的競爭力。 當光伏裝機容量為50 ～150MW，制氫配置比例為60%時，制氫成本為25.56 ～26.95 元，具有較好的經濟性。