光伏制氫工程項目經濟性影響因素分析

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

為實現(xiàn)“碳達峰、碳中和”目標，我國的風電、光伏等清潔能源的裝機規(guī)模將進一步提升。而風電、光伏等波動性電源的大規(guī)模接入，將會對電網的安全穩(wěn)定運行造成影響。利用風電、光伏等清潔能源進行電解水制氫，可將風光資源產生的電能轉化成可長周期儲存的化學能，促進清潔能源大規(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、化工等領域，減少能源應用領域的碳排放[1]。

截至2021年9月，我國光伏發(fā)電裝機規(guī)模278 GW，且基本已實現(xiàn)平價上網。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，國內多個光伏制氫示范工程項目已建成或投產。其中，河北沽源風電制氫綜合利用示范項目已投產運營，項目總投資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；寧夏投建國內最大的光伏制氫項目，包括200 GW光伏發(fā)電裝置、產能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目。

隨著光伏制氫工程項目的建成投產，光伏制氫工程項目的經濟性問題也隨之顯現(xiàn)。現(xiàn)階段一些光伏制氫項目的成本核算模型較粗放，在工程設計階段沒有充分考慮影響項目經濟性的關鍵因素，造成項目投運后的實際制氫成本遠超預期，導致項目難以為繼。針對光伏制氫工程項目的經濟性評價，國內已經開展了一些研究。劉慶超[2]等分析并測算了不同光伏電價下的制氫成本，以及在滿足8%內部收益率時，不同光伏造價下的光伏電價。邵志芳[3]等提出了一種考慮動態(tài)電價的影響，以單位制氫成本最小為目標的容量配置方法。但接入電網和配置儲能方案對新能源制氫項目經濟性影響的研究比較少，尚不能支撐制氫項目工程方案優(yōu)化設計需要。

本文依托西北地區(qū)某光伏制氫項目，通過構建光伏制氫項目經濟性分析模型，對比研究采用接入電網與儲能兩種方式平抑光伏出力波動的經濟性，研究接入電網、下網電費計價模式對制氫項目經濟性的影響，并開展影響因素敏感分析，為光伏制氫項目工程方案設計提供依據。

1 基于光伏出力特性研究的光伏制氫工程方案構架設計

光伏場站發(fā)電功率與太陽輻射強度息息相關，其出力隨太陽輻射強度的增大而增加，表現(xiàn)出強正相關性[4]。我國西北部某地區(qū)不同裝機規(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，其首年年利用小時數(shù)為1 884 h，末年年利用小時數(shù)為1 593 h，年均利用小時數(shù)約為1 750 h，平均每天的利用小時數(shù)約為4.8 h。場站每天發(fā)電出力時間集中在6:00-19:00，其中正午時刻太陽輻射強度強，光伏處于高功率運行狀態(tài)，其余時間段處于較低運行功率狀態(tài)。光伏場站出力呈現(xiàn)早晚弱、中午強的特點，且整體呈現(xiàn)晝夜間歇性，直接導致光伏場站本身的利用小時數(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行研究，有助于在進行光伏制氫項目工程設計方案時，為確定光伏電站建設規(guī)模提供依據。由圖1可知，假設采用分布式離網光伏制氫方案，制氫規(guī)模為2 400 Nm3/h，如不能余電上網，若光伏裝機容量過大(超過制氫設備額定功率)，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目經濟性造成的影響。如果光伏裝機配置容量小于或等于制氫設備額定功率，則會造成制氫裝備低負荷運行時間長、有效利用小時數(shù)低等問題。為提升新能源制氫項目的經濟性，在工程方案設計時往往考慮接入部分市電，尤其是接入電價較低的谷電，以提高制氫設備的利用率、提高氫氣產量。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，具有明顯的隨機性和波動性特征，不同天氣條件下的光伏陣列出力如圖2所示[5]。根據統(tǒng)計資料，光伏發(fā)電波動主要集中在5 min的時間尺度上，波動幅值主要分布在光伏裝機容量的40%范圍內[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備，一般需要在20%額定功率以上條件下運行，且其最大升負荷速率受限，造成了其對光伏場站出力波動性耐受性較差的問題[7-9]。所以，基于制氫設備運行安全性考慮，應采用一定措施減小光伏場站的低水平出力與波動性。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性[10]，在具備接入電網條件時，也可以考慮接入電網平抑光伏出力。本文將重點分析利用儲能和接入電網兩個方案平抑光伏波動性時，對光伏制氫項目經濟性的影響。

2 光伏制氫項目經濟性分析模型構建

本研究自主構建了一套光伏制氫項目經濟性評價模型，主要邊界條件見表1所列。假設一個典型光伏制氫項目制氫規(guī)模為2 400 Nm3/h，光伏裝機規(guī)模為12 MW，制氫能耗為5 kWh/Nm3，依據光伏制氫項目經濟性評價模型，可以依據光伏制氫項目經濟性評價模型計算單位立方氫氣制備成本。同時，自主構建了一套投資評價模型，主要邊界條件見表2所列。依據投資評價模型，通過輸入氫氣銷售價格等邊界，可以計算項目內部資本金收益率和全投資收益率，同時，也可以依據此模型反推出滿足項目投資收益率時的氫氣售價。

表1 光伏制氫項目經濟性評價模型主要邊界條件

表2 光伏制氫項目投資評價計算邊界條件

經濟性評價模型主要考慮以下費用：

1)建設投資費用：主要包含光伏電站、制氫設備、儲氫設備以及儲能設備的投資建設成本；

2)運維費用：主要包含設備運維費用、水費、電費、土地租金、人工費、管理費、日常運維費用；

3)貸款費用：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：主要考慮增值稅、企業(yè)所得稅以及附加稅等。

3 接入電網對光伏制氫工程經濟性影響分析

3.1 接入電網對光伏制氫工程的積極作用

光伏場站的日有效利用小時數(shù)較低，且出力具有波動性。在規(guī)劃光伏制氫項目工程方案時，可將光伏場站裝機容量配置超過制氫設備額定功率，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備有效利用小時數(shù)，一方面儲能站兼具平抑光伏波動的功能，但會增加裝備投資。如何進行資源優(yōu)化配置，降低單位制氫成本，還需要進一步論證。對于光伏制氫工程項目，從減少固定資產投資這一角度來說，引入電網電力進行電力補充和平抑光伏波動，也可以增加制氫設備的有效利用小時數(shù)，并為制氫設備運行提供穩(wěn)定的運行環(huán)境[11-12]。本文將重點分析接入電網和儲能兩種不同方式進行電力補充和平抑光伏波動時，對制氫工程經濟性的影響。

3.2 接入電網與儲能對制氫系統(tǒng)經濟性影響對比分析

在上述假設制氫案例情景下，重點分析接入電網和儲能兩種不同方式進行電力補充和平抑光伏波動時，對制氫工程經濟性的影響。構建光伏制氫項目經濟性分析模型，分析上述典型制氫項目在使用谷電(8 h)滿功率運行后，通過利用接入網電(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項目經濟性的差異。

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

圖3 相同日制氫產量儲能裝機容量與接入電網(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 相同日制氫產量下8%投資收益率氫氣售價對比圖

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

3.3 下網電費計價模式對制氫項目經濟性影響

下網電費主流的計價模式有兩種：平均交易電價計價、峰谷平電分時段計價。平均交易電價計價模式，電價在一段時間內固定不變。峰谷平電分時段計價模式是基于用戶用電負荷規(guī)律，通過在負荷高峰時段適當調高電價、負荷低谷時段適當降低電價，引導用戶制定合理用電計劃，平衡用電負荷、緩解供電壓力。不同計價模式最終反應在下網電費上，進而影響制氫成本和制氫經濟性。

西北某地區(qū)1-10 kV等級電力平均交易電價計價和峰谷平分時計價的計價標準，以及兩種計價模式下不同電價水平的網電最大使用量，見表3所列。

表3 西北某地區(qū)峰谷電力計價表

研究表明，在制氫成本方面，采用峰谷平電分時段計價模式的下網電費與單位制氫成本低于采用平均交易電價計價模式。如圖6 ～ 圖8所示。采用峰谷平分時計價模式，隨著谷電電量增加，制氫成本與8%內部投資收益率下的氫氣售價均呈現(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%內部投資收益率下的氫氣售價從42.4元/kg降低至24.9元/kg。當谷電用量達到最大時，隨著平電用量增加，制氫成本與8%內部投資收益率下的氫氣售價均呈現(xiàn)先略下降然后上升趨勢，最低的制氫成本與8%內部投資收益率下的氫氣售價分別為19.48元/kg(平電用量為5 MWh)和24.82元/kg(平電用量15 MWh)。當開始使用峰電時，隨著峰電用量增加，制氫成本與8%內部投資收益率下的氫氣售價均呈現(xiàn)上升趨勢。

圖6 兩種下網電費計價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%收益率氫氣售價變化曲線圖

在平均交易電價模式下，隨著網電用量增加，光伏制氫工程的制氫成本變化較小，8%內部投資收益率下的氫氣售價呈現(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能夠顯著提升工程經濟性，其采用峰谷平分時計價模式進行電力交易的制氫成本與8%內部投資收益率下的氫氣售價均低于平均交易電價模式。峰谷平分時計價模式下，谷電對光伏制氫工程的制氫成本與售價的降低貢獻最大，因此光伏制氫工程應優(yōu)先采用谷電作為補充電力。

3.4 接入電網條件下的光伏制氫工程經濟性敏感分析

基于光伏制氫經濟性評價模型，對該光伏制氫工程在接入電網模式下的制氫成本與8%內部投資收益率下的氫氣售價進行了敏感性分析，研究光伏場站造價、制氫設備造價、網電價格等因素對制氫成本與氫氣售價的影響。

研究表明，在接入電網模式下，光伏制氫工程制氫成本中影響最大的為網電成本，網電價格下降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，光伏場站造價下降10%，可進一步將制氫成本18.46元/kg從降低至18.18元/kg。然后是制氫設備造價，其下降10%，可將制氫成本從18.18元/kg降低至17.93元/kg。8%內部投資收益率下的氫氣售價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下降趨勢圖

4 結論

本文針對光伏制氫工程項目經濟性評估問題，以西北某地區(qū)光伏制氫工程為對象，建立了經濟性分析模型，研究了接入電網對光伏制氫工程經濟性的影響，對比分析了配置儲能與接入電網情況下的經濟性，以及不同下網電費計價方式下的經濟性，并對接入電網模式下的光伏制氫工程開展了經濟性敏感分析，主要結論如下：

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

2)針對光伏制氫工程的低功率電力消納與出力波動性問題，可采用接入網電或配置儲能方式來解決。通過搭建經濟性評估模型進行經濟性對比，有利于在工程設計階段優(yōu)化方案。在本研究假定規(guī)模條件下，利用網電進行平抑光伏波動和維持低負荷運行時，項目經濟性明顯優(yōu)于儲能方案。

3)下網電費計價模式主要有平均交易電價與峰谷平分時電價兩種計價方式。在做工程項目方案設計時，也要充分考慮兩種計價方式對項目經濟性的影響。在本研究假定規(guī)模條件下，采用峰谷平分時電價模式，其制氫成本與8%內部投資收益率下的氫氣售價均低于平均交易電價方式。

4)通過經濟性敏感因素分析，對于接入電網的光伏制氫工程的制氫成本與8%內部投資收益率下的氫氣售價，影響最大的為下網電價，其次為光伏設備造價與制氫設備造價。在光伏制氫工程規(guī)劃設計過程中，應積極爭取優(yōu)惠的下網價格。