遠海風(fēng)電輸電和制氫經(jīng)濟可行性分析

黃偉捷，江岳文,2

(1.福州大學(xué) 電氣工程與自動化學(xué)院，福建 福州 350108；2.智能配電網(wǎng)裝備福建省高校工程研究中心，福建 福州 350108)

0 引言

全球風(fēng)能理論蘊藏量為2 000萬億kW·h，約是當(dāng)前全球電力需求的100倍[1]，2030年全球海上風(fēng)電裝機容量預(yù)計達到1.15億kW·h[2]。沿海地區(qū)經(jīng)濟發(fā)達，能源消費巨大，發(fā)展海上風(fēng)電能夠緩解能源需求。受生態(tài)環(huán)境保護、交通航道占用等因素影響，近海風(fēng)電項目的站址資源日趨緊張，而遠海具有高風(fēng)速、風(fēng)向更為一致的風(fēng)能儲量，有利于建設(shè)大容量、高效率的遠海風(fēng)電場[3]。

由于距離陸地遙遠而且沒有遠海電力負荷可以消納遠海風(fēng)電，遠海風(fēng)電場的能源如何經(jīng)濟地傳輸給陸上用戶是一項具有實際意義的研究課題。根據(jù)文獻研究，遠海風(fēng)電開發(fā)利用途徑主要有輸電工程和制氫工程[4-6]。輸電工程是采用海底電纜輸送風(fēng)電，有高壓交流輸電方式和高壓直流輸電方式；而制氫工程是將遠海風(fēng)電用于電解水制氫，以氫能形式向陸地輸送能源。

海上風(fēng)電輸電工程已廣泛應(yīng)用于近海風(fēng)電場，但遠海風(fēng)電輸電工程仍需進一步研究。文獻[7-9]比較了交流輸電系統(tǒng)和直流輸電系統(tǒng)的經(jīng)濟性，認為高壓直流輸電方式應(yīng)用于遠距離的遠海風(fēng)電傳輸更具經(jīng)濟性。文獻[10]采用基于多元回歸神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)的海上風(fēng)電場全壽命周期成本（life cycle cost，LCC）參數(shù)化模型，評估遠海風(fēng)電項目經(jīng)濟可行性。文獻[11]研究歐洲風(fēng)電場的發(fā)電成本組成及其敏感性分析，得到風(fēng)電場的可利用小時數(shù)以及投資建設(shè)成本是影響風(fēng)力發(fā)電經(jīng)濟性的2個主要因素，并進一步將輸電工程與制氫工程開發(fā)方式進行經(jīng)濟性比較，以促進投資者關(guān)注遠海風(fēng)電的開發(fā)利用。

制氫工程經(jīng)濟性受到儲氫方式、運輸方式以及制氫產(chǎn)量的影響。現(xiàn)有的儲氫方式有：高壓氣態(tài)儲氫、低溫液態(tài)儲氫、固態(tài)儲氫[12]。其中，高壓氣態(tài)儲氫成本便宜，但能量密度低；低溫液態(tài)儲氫的能量密度高，但需要消耗額外的能量，增加成本；固態(tài)儲氫具有很高的能量密度，但技術(shù)上不成熟，是未來儲氫發(fā)展的方向。輸送管道、運輸船舶以及利用現(xiàn)有的天然氣管道是遠海輸氫的幾種途徑。其中，建設(shè)遠海輸氫管道并不經(jīng)濟[13]，而利用現(xiàn)有的天然氣管道，需要先把氫氣與二氧化碳結(jié)合成天然氣，再注入天然氣管道，失去了氫氣作為綠色能源的優(yōu)勢，因此運輸船舶是較為經(jīng)濟的輸氫途徑。

制氫產(chǎn)量影響售氫收益，是制氫工程經(jīng)濟性的重要影響因素。合理評估遠海風(fēng)電制氫產(chǎn)量是分析制氫工程經(jīng)濟可行性的關(guān)鍵步驟。文獻[13]根據(jù)風(fēng)電場的年發(fā)電量，結(jié)合PEM電解槽和壓縮機的能量轉(zhuǎn)換效率常數(shù)，快速估計氫氣產(chǎn)量。文獻[14]考慮了輔助設(shè)備（海水凈化裝置、加熱器和壓縮機）的電能損耗、AC/DC轉(zhuǎn)化效率、PEM電解槽效率常數(shù)和壓縮機效率，建立了制氫產(chǎn)量計算模型。然而，隨著風(fēng)電出力的隨機波動，電解槽的制氫效率發(fā)生波動[15]，這一變化將直接影響制氫產(chǎn)量，進而影響遠海風(fēng)電制氫工程經(jīng)濟性評估。因此，為遠海風(fēng)電開發(fā)選擇一個更具經(jīng)濟性的遠海能源傳輸方案，不僅能提高能源使用效率，而且可以增加項目投資效益，具有重要的現(xiàn)實意義。

本文比較遠海風(fēng)電輸電工程和制氫工程的經(jīng)濟可行性，綜合考慮PEM電解槽“功率-效率”制氫特性評估制氫效益，并結(jié)合算例計算靜態(tài)回收期（simple payback，SPB）、靜態(tài)回報率（return on investment，ROI）、現(xiàn)金流值（net present value，NPV）、動態(tài)回收期（discounted payback，DPB）以及動態(tài)回報率（internal rate of return，IRR）等多個經(jīng)濟指標，比較2種風(fēng)電利用方式的經(jīng)濟性差異；分析相關(guān)成本和電價（氫價）對項目收益的影響，評估遠海風(fēng)電項目的經(jīng)濟可行性。

1 遠海風(fēng)電輸電工程

遠海風(fēng)電通過交流集電海纜匯集到35 kV母線上，由海上換流站A C/D C變換后，經(jīng)±200 kV高壓直流海纜輸送，最后由陸上換流站DC/AC變換后匯入電網(wǎng)，見圖1。

圖1 遠海風(fēng)電直流并網(wǎng)輸電工程Fig.1 Offshore wind power DC grid-connected transmission project

1.1 輸電工程投資成本

遠海風(fēng)電輸電工程的成本分為建設(shè)成本和運維成本。其中，建設(shè)成本可表示為

式中：CE0為遠海風(fēng)電輸電工程總建設(shè)成本，萬元；FE1為風(fēng)電場建設(shè)成本，萬元；FE2為集電海纜建設(shè)成本，萬元；FE3為海上換流站建設(shè)成本，萬元；FE4為輸電海纜建設(shè)成本，萬元；FE5為陸上換流站建設(shè)成本，萬元。

年運維成本用每年實施維護的投入成本占建設(shè)成本的比重來表示。

式中：CEO&M為輸電工程年運維成本，萬元；kE1、kE2、kE3、kE4、kE5分別為風(fēng)電場、集電海纜、海上換流站、輸電海纜以及陸上換流站運維費用占比，%。

1.2 輸電工程售電收益

遠海風(fēng)電經(jīng)過高壓直流輸電海纜傳輸電能到陸上電網(wǎng)，部分電能損耗在輸送線路和換流站。

其中，輸電海纜損耗為

式中：Ploss(t)為輸電海纜損耗，MW；Pdc(t)為輸電海纜的輸送功率，近似為風(fēng)電場輸出功率，MW；VDC為直流輸電的正負極電壓差，kV；r為輸電海纜的單位長度電阻，Ω/km；L為輸電線路長度，km。

輸電海纜的年線損電量為

式中：Wloss1?year為輸電海纜的年線損電量，MW·h；Δt為單位運行時間，為1 h。

風(fēng)電場年發(fā)電量為

式中：Wfarm?year為風(fēng)電場年發(fā)電量，MW·h；Pfarm(t)為風(fēng)電場輸出功率。

換流站的損耗電量[9]為

式中：Wloss2-year為換流站的損耗電量，MW·h。

售電收益由年上網(wǎng)電量和上網(wǎng)電價決定。其中，年上網(wǎng)電量為

式中：WE為年上網(wǎng)電量，MW·h。

年售電收益為

式中：IE為年售電收益，元；rE為上網(wǎng)電價，元/(MW·h)。

2 遠海風(fēng)電制氫工程

近年來，PEM電解槽在技術(shù)和材料上的改進提升了制氫效率，促進了風(fēng)氫儲能的發(fā)展，為遠海風(fēng)電利用提供了新途徑。遠海風(fēng)電制氫工程包括風(fēng)電場、集電海纜、制氫系統(tǒng)、儲氫罐拖車、船舶運輸5部分，見圖2。風(fēng)電場產(chǎn)生的電能經(jīng)集電海纜傳輸給制氫系統(tǒng)，在制氫系統(tǒng)內(nèi)，電力經(jīng)過AC/DC轉(zhuǎn)換，提供給PEM電解槽進行電解水制氫，生成的氫氣經(jīng)高壓壓縮存儲在儲氫罐拖車中，由運輸船舶將儲氫罐拖車轉(zhuǎn)移到陸地上，供應(yīng)給氫用戶。

圖2 遠海風(fēng)電制氫工程Fig.2 Offshore wind power hydrogen production project

2.1 制氫工程投資成本

遠海風(fēng)電制氫工程項目的成本分為建設(shè)成本、運維成本和PEM電解槽的更換成本。其中建設(shè)成本可表示為

式中：CH0為遠海風(fēng)電制氫工程總建設(shè)成本，萬元；FH1為風(fēng)電場建設(shè)成本，萬元；FH2為集電海纜建設(shè)成本，萬元；FH3為制氫系統(tǒng)建設(shè)成本，萬元；FH4為儲氫罐拖車購置成本，萬元；FH5為運輸船舶購置成本，萬元。

制氫工程的運維成本用每年實施維護的投入成本占建設(shè)成本的比重表示。

式中：CHO&M為制氫工程的運維成本，萬元；kH1、kH2、kH3、kH4、kH5分別為風(fēng)電場、集電海纜、制氫系統(tǒng)、儲氫罐拖車以及運輸船舶的運維費用占比，%。

在項目周期內(nèi)，電解槽的使用壽命小于項目運營周期時需要進行更換，每次更換費用為

式中：Cre為第β次的更換成本，萬元；α為電解槽更換成本的年均下降比例，若不考慮，則取0；β表示電解槽第β次更換；n為電解槽使用壽命，年；cpem為電解槽初始年份的單位更換成本，萬元/MW；PH2-plant為電解槽配置容量，MW。

在項目周期上，電解槽年均更換成本的總折現(xiàn)現(xiàn)金流等于更換成本等年值之和。

式中：k為電解槽在項目周期內(nèi)電解槽的更換總次數(shù)，有k=N/n–1，若k不是整數(shù)，則進1取整；Cre_p為電解槽年均更換成本，萬元/MW；idr為折現(xiàn)率；N為遠海風(fēng)電項目運行周期，年。

求解式（12）得到電解槽的年均更換成本為

2.2 電解槽效率建模分析

電解槽效率為

式中：εcell為電解槽制氫效率；εU為電解槽電壓效率；εI為電解槽電流效率。

2.2.1 電流效率建模分析

電流效率又稱法拉第效率，可表示為

式中：I為電流值，A；Iloss為損失電流，A；

根據(jù)法拉第電解定律有

式中：MH2loss為單位時間內(nèi)損失氫氣物質(zhì)的量，mol/s；F為法拉第常數(shù)，C/mol。

根據(jù)菲克定律有

式中：JH2loss為從陰極滲透到陽極的氫氣擴散通量，mol/s；DH2為氫氣在電解槽內(nèi)的擴散系數(shù)，m2/s；SH2為氫氣的溶解度系數(shù)，mol/(Pa·m3)；A為質(zhì)子交換膜的有效面積，m2；ΔcH2表示陰極和陽極側(cè)的氫氣溶度差；ΔP對應(yīng)膜兩側(cè)的氫氣分壓差，Pa；d為氫氣擴散距離，m，該距離介于質(zhì)子交換膜厚度和兩極板間距之間，本文取質(zhì)子交換膜厚度eM，μm。

氫氣的擴散系數(shù)DH2和溶解系數(shù)SH2為

式中：T為溫度，K；ω為質(zhì)子交換膜的吸水率，可表示為

式中：λ為質(zhì)子交換膜的水分含量；MH2O為水的摩爾質(zhì)量，g/mol；Ew為質(zhì)子交換膜的摩爾質(zhì)量，kg/mol。

由于電解槽內(nèi)的氫氣主要損失于氫氣滲透到陽極隔間的過程[16]，近似為

將式（16）（17）代入式（21）有

將式（22）（23）代入式（15）獲得電流效率為

2.2.2 電壓效率建模分析

電壓效率為

式中：Ucell為電源電壓，V；Utn為水解熱中性電壓，V；EAnode為陽極過電壓，V；ECathode為陰極過電壓，V；Rohm為電解槽的總電阻，Ω；IRohm為歐姆電壓，V。

其中，熱中性電壓[17]為

式中：Utn(T)為熱中性電壓，V；ΔH(T)為水電解反應(yīng)前后的焓變量，kJ/mol；T為運行溫度，K；T0為絕對溫度 273.15 K。

集電極過電壓[18]為

式中：R為氣體常數(shù)，J/(mol·K)；T為電解槽內(nèi)運行溫度，K；i為電流密度，A/cm2；z是化學(xué)計量系數(shù)；αA為陽極電荷傳遞系數(shù)；i0A為陽極的轉(zhuǎn)換電流密度；γA是陽極活性面積比；k0A為陽極速率參數(shù)；A0A為陽極活化能，J/mol。

電解槽歐姆電阻表達式[18-19]為

式中：Rohm為電解槽歐姆電阻，Ω；eM、eA、eC分別為PEM厚度、陽極板厚度、陰極板厚度，μm；k、σA、σC分別為電解質(zhì)、陽極電極板和陰集電極板的電導(dǎo)率，S/m。

結(jié)合式（23）和式（29），歐姆電壓為

式中：i為電流密度，A/cm2。

2.2.3 電解槽效率建模分析

將電流效率和電壓效率代入電解槽效率式（14），可得

電解槽增加運行功率，相當(dāng)于增大電流密度i。因此，由式（31）可看出電解槽效率隨著電解槽運行功率增大而減少。

2.2.4 電解槽效率簡化模型

式（31）是電解槽效率εcell關(guān)于電流密度i的非線性函數(shù)，不易應(yīng)用于涉及電解槽運行功率大小的能量效率分析。為方便計算應(yīng)用，采用擬合函數(shù)簡化式（31）。

電流密度為i時，電解槽輸入功率標幺值為

式中：I為工作電流；IN為額定電流；iN為額定電流密度。

在運行電流密度區(qū)間[imin，iN]內(nèi)，隨機取n個值[i1，i2，···，in]，代入式（31）～（32），分別求得電解槽效率[εcell1，εcell2，···，εcelln]和輸入功率標幺值[ρ1，ρ2，···，ρn]，然后進行擬合，獲得擬合函數(shù)εcell=f(ρ)。

2.3 制氫工程售氫收益

2.3.1 氫氣產(chǎn)量

制氫速率與電解槽的輸入功率和制氫耗能的關(guān)系為

式中：WH2prac(t)為制氫速率，kg/h；PH(t)為電解槽輸入功率，kW；Eelec為制氫能耗，kW·h/kg。

制氫耗能Eelec與電解槽效率εcell的關(guān)系為

式中：HHV為氫氣的高熱值，kW·h/kg。

電解水制氫過程中，需要海水淡化裝置、加熱器以及壓縮機等輔助設(shè)備參與制氫儲能，輔助設(shè)備的消耗功率為

式中：Ppcl(t)為輔助設(shè)備的消耗功率，kW；Epcl為輔助耗能，kW·h/kg，表示每生成1 kg氫氣，輔助設(shè)備需要消耗的電能。

風(fēng)電場輸出功率一部分經(jīng)AC/DC轉(zhuǎn)換提供給電解槽的輸入功率，另一部分用于輔助設(shè)備耗能。

式中：Pfarm(t)為風(fēng)電場輸出功率，kW；ηAC/DC為電解槽電源AC/DC轉(zhuǎn)換效率。

取電解槽的最低運行功率為額定功率的5%[13]，風(fēng)電場最低輸出功率為

風(fēng)電場的裝機容量是投資建設(shè)初期確定值，為了不額外配置電解槽容量，當(dāng)風(fēng)電場滿功率運行時，要求電解槽也處于額定功率運行狀態(tài)。根據(jù)式（38），可求得電解槽的配置容量為

式中：PH2_plant為電解槽配置容量，MW；PFarm為遠海風(fēng)電場裝機容量，MW。

當(dāng)風(fēng)電場輸出功率高于最低輸出功率時，制氫速率為

綜上，當(dāng)風(fēng)電場輸出功率低于最低輸出功率時，應(yīng)關(guān)閉電解槽；當(dāng)高于最低輸出功率時，電解槽可正常工作。制氫速率為

考慮在壓縮處理存儲過程的氫氣損失，一年時間內(nèi)可獲得的氫氣總量為

式中：WH2為遠海風(fēng)電制氫工程的年制氫總量，kg；ηpre為壓縮機壓縮效率；Δt為單位運行時間，為 1 h。

2.3.2 制氫工程售氫收益

年售氫收益為

式中：IH為年售氫收益，元；rH2為氫氣單價，元/kg。

3 經(jīng)濟效益評估指標

根據(jù)是否考慮資金的時間價值，遠海風(fēng)電項目的經(jīng)濟效益評估分為靜態(tài)評價方法和動態(tài)評價方法。其中，靜態(tài)評價方法包括靜態(tài)投資回收期和靜態(tài)投資回報率；動態(tài)評價方法包括折現(xiàn)現(xiàn)金流、動態(tài)投資回收期和內(nèi)部收益率。

靜態(tài)投資回收期，又稱簡單投資回收年限，表征項目回收總投資所需要的時間，可以直觀地反映原始總投資的返本期限。

式中：SPB為靜態(tài)投資回收期，年。當(dāng)評估輸電工程時，x=E，由于輸電方式?jīng)]有更換成本，令Cre_p=0。當(dāng)評估制氫工程時，x=H。在式（44）～（47）中的x與式（43）相同。

靜態(tài)投資回報率是遠海風(fēng)電年凈收益與總投資額的比率，用以衡量項目的盈利狀況。

式中：ROI為靜態(tài)投資回報率。

凈現(xiàn)值是項目周期內(nèi)逐年總收益現(xiàn)值與總投資現(xiàn)值之差。

式中：NPV為凈現(xiàn)值，萬元；idr為折現(xiàn)率，idr的取值對NPV的影響很大，需要謹慎選擇。

動態(tài)投資回收期，即折現(xiàn)回收年限，它是凈現(xiàn)值等于零時的年數(shù)，克服了靜態(tài)投資回收期未考慮資金時間價值的缺點。求解方程NPV=0，得到動態(tài)回報周期。

式中：DPB為動態(tài)投資回收期，年。

動態(tài)投資收益率，即內(nèi)部收益率。它是項目周期的凈現(xiàn)金值等于零時的折現(xiàn)率，反映了投資的使用效率。

式中：IRR為動態(tài)投資收益率。

4 遠海風(fēng)電經(jīng)濟可行性分析

遠海風(fēng)電輸電工程與制氫工程經(jīng)濟可行性對比分析的邏輯框架如圖3所示。

圖3 遠海風(fēng)電經(jīng)濟可行性分析邏輯框圖Fig.3 Framework of economic feasibility analysis in offshore wind power

首先利用風(fēng)速數(shù)據(jù)估計風(fēng)電出力，評估上網(wǎng)電量和氫氣產(chǎn)量，獲得售電收益和售氫收益。其中，氫氣產(chǎn)量考慮質(zhì)子交換膜電解槽的“功率-效率”特性，更符合實際生產(chǎn)情況。再結(jié)合2個工程的建設(shè)成本和運維成本，分別計算5個經(jīng)濟效益評估指標：靜態(tài)回收期、靜態(tài)投資回報率、凈現(xiàn)值、動態(tài)回收期、動態(tài)投資回報率。最后比較各項經(jīng)濟效益指標，對遠海風(fēng)電開發(fā)方式進行決策分析。

5 算例介紹

5.1 算例數(shù)據(jù)

PEM電解槽效率的計算參數(shù)見表1[18-19]，額定電流密度在算例中取iN=2A/cm2。由電解槽效率簡化模型得到電解槽效率擬合函數(shù)為

表1 電解槽設(shè)備參數(shù)Table 1 Parameters of electrolysers

根據(jù)式（48），在運行區(qū)間[0.05PH2_plant,PH2_plant]內(nèi)，電解槽效率隨著運行功率的增加而下降。

取遠海風(fēng)電場的風(fēng)機數(shù)量為64臺，單機容量為6.33 MW，總裝機容量為405.12 MW。集電海纜總長度取80 km；風(fēng)電場離岸距離200 km，風(fēng)機的輸出功率模型來自文獻[13]，每小時平均風(fēng)速數(shù)據(jù)如圖4所示。

圖4 每小時平均風(fēng)速數(shù)據(jù)Fig.4 Hourly mean of wind speed

在制氫方式中，根據(jù)式（38）確定制氫系統(tǒng)容量為360 MW，儲氫系統(tǒng)選擇儲罐拖車，共配置634輛，每輛儲罐車能夠貯存氫氣720 kg，為儲罐車重量的0.03；配置3艘運輸船舶，載重量為153 t[12]。PEM電解槽的使用壽命為5年，需要進行更換，更換成本為117.33萬元/MW。其他投資成本參數(shù)見表2。

表2 制氫工程投資成本數(shù)據(jù)[13-14]Table 2 Cost of hydrogen production project investment

在輸電工程中，采用35 kV交流匯集海纜，直流輸電電壓為±200 kV，輸電海纜采用截面積為500 mm2的XLPE絕緣直流海纜，海纜電阻率取1.75×10?8Ω ·m，成本數(shù)據(jù)見表3。氫氣的價格為39～55元/kg，本文取46.93元/kg；上網(wǎng)電價取0.469 32元/(kW·h)，折現(xiàn)率取5%。

表3 輸電工程投資成本[13,19]Table 3 Cost of power transmission investment

5.2 結(jié)果與分析

5.2.1 基礎(chǔ)方案分析

輸電工程與制氫工程2種方案的經(jīng)濟性指標如表4所示，2個方案的凈現(xiàn)值都是負值，動態(tài)回報周期超過項目運行周期，說明現(xiàn)有技術(shù)經(jīng)濟不足以吸引投資者投資開發(fā)遠海風(fēng)電。從SPB、ROI比較，制氫工程比輸電工程具有一定的經(jīng)濟可行性優(yōu)勢。IRR小于折現(xiàn)率5%，說明遠海風(fēng)電收益率低于成本的時間價值，不具備投資潛力。圖5為輸電工程和制氫工程的每年凈現(xiàn)值，直觀反映每年的收益情況，進一步表明制氫工程是遠海風(fēng)電開發(fā)的更優(yōu)選項。

圖5 輸電工程與制氫工程凈現(xiàn)值Fig.5 NPV of power transmission project and hydrogen production project

根據(jù)式（48），當(dāng)制氫系統(tǒng)處于額定運行功率時，電解槽效率 εcell=0.65，根據(jù)式（34），制氫耗能Eelec=60.94 kW·h/kg。當(dāng)電解槽效率取0.65時，相應(yīng)的經(jīng)濟效益見表4中的“制氫工程（常數(shù)制氫效率）”一欄。與采用常數(shù)制氫效率評估項目效益相比，考慮“功率-效率”制氫特性，更符合實際電解槽的運行情況，具有更加樂觀的經(jīng)濟效益指標，有利于促進遠海風(fēng)電制氫工程的開發(fā)投資。

表4 遠海風(fēng)電的經(jīng)濟效益Table 4 Economic benefits of offshore wind power

5.2.2 敏感性分析

總投資成本和年收益數(shù)值較大，對經(jīng)濟效益評估指標影響顯著；運維成本和更換成本數(shù)值較小，對經(jīng)濟效益評估指標影響不大。其中，電價和氫價影響著年收益的大小。因此，本文對總投資成本和售價進行敏感性分析。

表5分析了不同上網(wǎng)電價下的輸電工程方案技術(shù)經(jīng)濟效益。隨著上網(wǎng)電價的提高，SPB和DPB在減少，ROI和IRR在增加，NPV從負值轉(zhuǎn)為正值。當(dāng)上網(wǎng)電價達到 0.702 2元/(kW·h)，NPV為127 029.28萬元，DPB為21年，IRR達到6.1%，高于折現(xiàn)率5%，說明此時的輸電工程方案具有投資潛力。

表5 輸電工程在不同電價下的經(jīng)濟效益Table 5 Economic benefits of power transmission project under different electricity prices

表6分析了輸電工程方案的建設(shè)成本下降一定比例后的技術(shù)經(jīng)濟效益。隨著輸電工程方案的建設(shè)成本按比例下降，NPV逐漸從負值轉(zhuǎn)為正值。當(dāng)成本下降比例達到30%，NPV達到34 103.92萬元，IRR達到5.4%。

表6 輸電工程不同成本下降比例下的經(jīng)濟效益Table 6 Economic benefits of power transmission project under different cost reduction ratios

表7列出了不同氫價下的制氫工程方案的各項經(jīng)濟指標。越高的氫價，各項經(jīng)濟指標趨好。目前的氫氣售價范圍在39～55元/kg[13]，當(dāng)氫價達到 54.614 7元/kg時，SPB為 13.4年，NPV為52 729.28萬元，IRR為5.4%，具有一定的投資吸引力。

表7 制氫工程在不同氫價下的經(jīng)濟效益Table 7 Economic benefits of hydrogen production under different hydrogen prices

表8討論了建設(shè)成本按一定比例下降變化對制氫工程方案的影響。當(dāng)制氫工程建設(shè)成本減少20%，NPV為120 480.36萬元，IRR升為6.2%。隨著建設(shè)成本下降，IRR等經(jīng)濟指標升高，制氫工程具備更好的經(jīng)濟可行性。

表8 制氫工程不同成本下降比例下的經(jīng)濟效益Table 8 Economic benefits of hydrogen production under different cost reduction ratios

經(jīng)上述分析，制氫方式的遠海風(fēng)電開發(fā)方案具有更優(yōu)的經(jīng)濟效益，但現(xiàn)階段仍不具有投資可行性。若取電解槽效率為常數(shù)，會低估制氫方式的經(jīng)濟效益，降低投資吸引力。

6 結(jié)論

本文分析了遠海風(fēng)電輸電工程與制氫工程2種方案的經(jīng)濟效益。通過算例論證了以下結(jié)論。

（1）在現(xiàn)有的技術(shù)條件下，當(dāng)氫價為46.93元/kg或電價為0.469 32元/(kW·h)，無論輸電工程還是制氫工程，都不能讓遠海風(fēng)電具備正收益的投資潛力。但制氫工程方案比輸電工程方案擁有更好的經(jīng)濟效益，制氫工程的NPV高出54.4%。

（2）制氫工程作為更具前景的遠海風(fēng)電開發(fā)途徑，通過提升售氫價格或降低建設(shè)成本，可以有效促進遠海風(fēng)電開發(fā)。當(dāng)氫氣價格為54.614 7元/kg或者建設(shè)成本降低20%，可以獲得初步投資潛力。

（3）制氫工程的經(jīng)濟效益評估中，采用常數(shù)制氫效率的評估方式偏于保守，考慮電解槽“功率-效率”制氫特性的評估方式更符合實際生產(chǎn)情況，獲得比較樂觀的經(jīng)濟指標，凈現(xiàn)值提升了20.4%，有利于吸引投資者。