浙江沿海地区可再生能源制氢的成本研究

高 阳，郭凯凯，李 琪，张康鑫，童晓凡，马秦慧，钱 彬，马炜晨

（中国能源建设集团 浙江省电力设计院有限公司，浙江 杭州 310012）

0 引 言

氢能是一种清洁的二次能源，具有来源广、热值高、能量密度大、可储存、可再生、可电可燃、零污染、零碳排放等优点，被誉为21 世纪控制地球温升、解决能源危机的“终极能源”[1]。 目前，氢气的主要制取途径有化石燃料制氢、电解水制氢、工业副产氢气纯化等[2，3]。 根据制氢过程的碳排放，氢气可以分为灰氢、蓝氢和绿氢[4]。 相比于通过化石燃料取的灰氢，以及通过蒸汽甲烷重整技术或煤气化加上碳捕集技术制取得蓝氢，绿氢的制取过程可真正实现二氧化碳零排放[1]。 而且化石能源具有不可再生性，同时我国缺油少气，灰氢和蓝氢均不符合于我国的未来发展的方向。主流的绿氢的制备方式是通过可再生能源发电所得电力接入电解槽电解水制氢[5]。

浙江省在“十四五”期间进行“风光倍增”，将新增1300 万kW 光伏装机和450 万kW 风电装机。 但是可再生能源快速发展的同时也带来了大量的问题，风光发电的波动性和不确定性对电力系统资源配置、安全稳定运行提出了更高的要求。发展切实有效的可再生能源制氢技术对消纳弃电、保障电力系统稳定具有重要意义。

1 电解水制氢技术路线

可再生能源制氢的关键技术之一就是电解水制氢技术。 电解水制氢技术主要有碱水电解制氢（AWE）、质子交换膜纯水电解制氢（PEM）和固体氧化物电解制氢技术（SOE）[6]。

1.1 碱水电解制氢

碱水电解制氢技术是目前较成熟的也是商业化较广泛的电解水制氢技术，目前市场上已经有55 套1000 m3/h 级别的碱水电解制氢装备。 电解碱水制氢设备主要由电解液、阳极、阴极和膈膜等组成[6]。 在原理上，电解液通常采用KOH 溶液，在电解水制氢过程中，电解液只起到离子输送的作用，不会产生消耗。 但是在实际过程中，部分电解液会与气体一起离开电解槽，所以氢气的纯度相对较低，需要经过纯化后才能到达99.999%。

碱水电解制氢装置存在启动慢的特点，冷态启动需要2 ～3 h，热启动需要15 min。 碱性电解槽通常在40 ～80 ℃下工作。 电解槽中，碱液的电导率随着温度的升高而变大。 冷态启动时，碱液处于常温，电导率较小，因而电阻值较大，而电解槽的电压是一定的，导致电流密度就较小，产氢量低。 随着通电时间的增长，碱液温度随之升高，碱液导电率越来越高，产氢量也就会逐渐提高。

1.2 质子交换膜纯水电解制氢

质子交换膜（PEM）纯水电解制氢技术使用质子交换膜隔离阳极和阴极。 水在阳极上发生水解反应，产生质子和O2。 质子交换膜内部的磺酸基可以传导质子，质子在电势差的作用下，通过质子交换膜到达阴极。 在阴极处，质子与电子反应，生成H2。 随着产氢量的增加，压力逐渐增加，达到预定压力。

PEM制氢技术以纯水为反应物，加之PEM的氢气渗透率较低，产生的氢气纯度高，仅需脱除水蒸气；电解槽采用零间距结构，欧姆电阻较低，显著提高电解过程的整体效率，且体积更为紧凑；压力调控范围大，氢气输出压力可达数兆帕，适应快速变化的可再生能源电力输入。 同时，PEM 电解水制氢的另一个优势为占地面积较小，同样制氢规模下，占地面积仅为碱水制氢的1/3 左右。

PEM制氢技术具有效率高、气体纯度高、无碱液、体积小、可实现更高的产气压力等优点[7]。相较于碱性电解制氢技术，PEM 制氢技术启动时间短，响应速度快，能够与风电和光伏等可再生能源发电更好地耦合。 但是PEM 制氢技术在技术和商业运行方面，不如碱性制氢技术成熟。

1.3 固体氧化物电解制氢

固体氧化物（SOEC）电解制氢技术的工作温度在600 ～1000 ℃[6]。 高温水蒸气在阳极处生成H2和O2-。 生成的O2-经氧化物陶瓷传导至阴极，在阴极处失去电子生成O2。 该制氢技术的部分能量可以通过热能提供，且余热可以回收，所以综合其制氢综合效率可以高于90%。 目前，该技术还处于实验室研究阶段。

2 可再生能源制氢成本分析

制氢成本主要由三块组成，分别是可再生能源成本和制氢设备成本。 在本节中，以浙江省某地区的风光资源数据为基础，分别将光伏和风电与制氢设备进行耦合，进行制氢成本分析。

由于电力送出可能会存在消纳问题，故探究了联网模式和孤岛模式两种模式下氢气成本的变化。 在联网模式下，满足制氢设备的用电需求后，余电上网；在孤岛模式下，将产生弃风弃电。

2.1 装机分析

电解水制氢设备所需的电力由风电和光伏提供。 目前，碱水电解制氢设备、PEM 制氢装置和SOEC制氢装置制取1 m3氢气，能耗分别为4.2～5.9 kWh、4.2 ～5.6 k Wh 和不小于3.7 k Wh[6]。由于SOEC制氢装置目前还处于实验室阶段，故在下文中只考虑碱水电解制氢装置和PEM 制氢装置，制氢的能耗按5 kWh 制取1 m3氢气计。 所以，若是按100%风电光伏装机容量配置制氢设备，1 MW 风电光伏需要配置200 m3/h 制氢设备。

风能和太阳能等可再生能源，具有不均匀性、间歇特性[8]。 所以若是按100%进行配置，会造成制氢设备的冗余，增加绿氢的成本，降低其市场竞争力。 本节中测算了不同比例的搭配方式，寻求最佳的搭配方案。

2.1.1 光伏装机分析

通过分析该地区光伏电站的出力随时间的变化曲线，按100%、80%、70%、60%、40%和20%容量配置制氢设备，发电利用率分别为100%、99.97%、99.35%、96.43%、81.6%和53.39%。配置比例为100%、80%和70%时，发电利用率几近相等；当配置比例在40%和60%之间时，发电利用率快速变化。 配置比例从20%升高到100%的过程中，制氢设备的造价呈线性增长，但是发电利用率先快速增长，然后再缓慢变化。 故在光伏配置制氢装备的方案中，存在最佳配置。

假设光伏的装机容量为800 MW，根据80%、70%、60%、40%和20%容量配置制氢设备。 其工程造价的主要明细如下：

● 光伏工程造价为3.7 元/W；

● 涉氢设备包含制氢装置、压缩机和储氢瓶组；

● 制氢选用碱水制氢装置，按1000 m3/h成撬供应，同时考虑其技术进步和规模效应，价格区间为740 万～830 万元/套；

● 储氢瓶组按250 kg/套进行单列，价格为120 万元，不考虑规模效应；

● 工程造价中还包含除盐水系统等辅助系统造价；

● 涉氢设备的厂平、站房、设备基础、调试、等其他辅助设施按涉氢设备造价的15%计。

该配置方案中，年制氢量的计算方式如式（1）所示：

式中：Ps为光伏的装机容量，MW；T为光伏的年利用小时数，h。 根据当地太阳能资源特性计算，按1100 h 计；η1为弃电率。 在孤岛模式中，多余电量均弃用；在联网模式中，多余电量上网。 上网电价按0.4153 元/kWh 计算；ρ为氢气密度，kg/m3；η2为氢系统利用效率，按95%计；η3为厂用电率，按8%计。

基于上述的假定条件和边界条件，并且不考虑土地征用成本，按照30%资本金，项目资本金内部收益率8%测算计算出联网模式和孤岛模式下制氢成本，具体数字如表1 所示。

表1 光伏装机与制氢设备的配比方案

在联网模式下，按40%容量配置制氢设备最佳，氢气的价格为34.18 元/kg；在孤岛模式下，按60%容量配置制氢设备最佳，氢气的价格为36.56元/kg。

两种模式，在趋势上都是随着装机规模的下降，氢气的价格都是先下降后上升。 这主要由两个原因导致：一方面制氢设备存在着规模效应，规模越大，单机成本越低；另一方面受限于光伏发电量。 根据上面分析，当制氢设备规模大于一定值后，部分设备会冗余，处于闲置，导致成本增加。所以联网模式和孤岛模式均存在最佳的配置比例。

在孤岛模式下，按60%配置制氢设备，发电利用率为96.43%，略低于70%和80%的配置。而按40%配置制氢设备时，发电利用率快速下降至81.6%，导致制氢量较低，因而其成本价过高。

在联网模式下，按40%配置制氢设备，未利用的发电量用于上网，增加了发电收入。 但是再进一步降低配置容量时，由于制氢装置规模较小，制氢设备的成本上升，因而氢气成本增加。

2.1.2 风电装机分析

通过分析该地区海上风电场的出力随时间的变化曲线，按80%、70%、60%、40%和20%容量配置制氢设备，发电利用率分别为99.68%、96.239%、90.78%、74.08%和47.14%。 在进行高比例配置时，风电的发电利用率和光伏的发电利用率呈现明显的差异性。 当配置比例为60%时，风电的发电利用率比光伏低5.65%。

假设海上风电的装机容量为300 MW，选用离岸制氢方式，根据80%、60%、40%和20%容量配置制氢设备。 其工程造价的主要明细如下：

● 风电工程造价为13000 元/k W；

● 涉氢设备的厂平、站房、设备基础、调试、海上平台等其他辅助设施按涉氢设备造价的30%计；

● 考虑船运率；

● 孤岛模式不考虑海上升压站、陆上计量站等费用；

● 其他条件与光伏装机配置方案一致。

该配置方案中，年制氢量的计算方式如式（2）所示：式中：Pw为风电的装机容量，MW；T为风电的年利用小时数，根据当地太阳能资源特性计算，按3000 h 计；η4为船用率，0.95。

基于上述的假定条件和边界条件，并且不考虑海域使用成本，按照30%资本金，项目资本金内部收益率8%测算计算出联网模式和孤岛模式下制氢成本，具体数字如表2 所示。

表2 风电装机与制氢设备的配比方案

从表格数据可知，联网模式和孤岛模式下，氢气的价格均随着制氢设备配置比例的下降而增加。 当配置比例为80%时，氢气的价格最低，分别为42.82 元/kg和41.07 元/kg，且联网模式的氢气价格高于孤岛模式的氢气价格。 这是因为当按80%风电容量配置制氢设备时，发电利用率为99.68%，即仅有0.32%电量上网。 而因为这0.32%的电量，需要增加海上升压站、升压站到陆上的电缆以及陆上计量站等投资，拉高了整个项目的投资额，故导致氢气的价格升高。 当配置比例下降时，联网模式下的氢气成本才低于孤岛模式的氢气成本。

在联网模式下，随着制氢设备配置比例较低，上网电量增多，氢气的成本一直处于上升状态。这主要是由于现阶段风机造价过高，风电出力直接上网经济性较差，性价比低于风电制氢。

2.2 光伏结合谷电制氢方案成本测算

煤制氢成本最低为11 元/kg，天然气制氢和工业副产氢成本在15 ～20 元/kg[9]。 上文中已经得出在光伏制氢的成本约34 ～36 元/kg，风电制氢的成本高于40 元/kg，其相对于传统煤制氢、天然气制氢和工业副产氢，竞争力仍然较弱。

目前，浙江省工商业峰谷分时电价分为尖峰、高峰、低谷三类，共6 个时间区间，其中低谷时段为11：00 -13：00 和22：00 -次日8：00。 第二个时间段可以与光伏相结合，为制氢设备提供电力供应，延长制氢设备的使用时长，能降低氢气的成本。 根据浙江省发展改革委印发的《关于进一步完善我省分时电价政策有关事项的通知》，110k V的大工业谷电为0.2481 元/kWh。 火力发电厂低负荷运行时，炉膛热负荷降低，锅炉存在危险；同时低谷时大量发电机组低负荷旋转备用，效益较低。 使用谷电制氢还有助于降低二氧化碳排放[10]。

为减少本光伏电站对电网的影响，故本方案采用孤岛模式。 按光伏装机容量的60%配置制氢设备。 同时，为提高制氢设备的响应速度，本方案中按20%容量配置PEM 制氢装备，按80%容量配置碱水制氢设备。 其造价明细如下：

● 光伏工程造价为3.7 元/W；

● 涉氢设备包含制氢装置、压缩机和储氢瓶组；

● 制氢装置选用PEM 制氢装置和碱水制氢装置，其中PEM 制氢装置按200 m3/h 容量成撬供应，碱水制氢装置按1000 m3/h 容量成撬供应。 同时考虑规模效应，PEM 制氢装置的按8 万～10 万/m3计，碱水制氢设备按0.75 万～1 万/m3计；

● 储氢瓶组按250 kg/套进行单列，价格为120 万元，不考虑规模效应；

● 工程造价中还包含除盐水系统等辅助系统造价；

● 涉氢设备的厂平、站房、设备基础、调试、等其他辅助设施按涉氢设备造价的15%计；

● 孤岛模式，余电不上网；

● 22：00 -次日8：00 使用谷电制氢，电价为0.2481 元/kWh。

该配置方案中，年制氢量的计算方式如式（3）所示：

式中：Pe为制氢设备的参数，m3/h。

基于上述的假定条件和边界条件，并且不考虑征地成本，按照30%资本金，项目资本金内部收益率8%测算计算出光伏结合谷电制氢的成本，具体数字如表格3 所示。

从表3 可知，当采用光伏结合谷电的形式进行电解水制氢时，氢气的价格为25.56 ～26.95元，具有较好的经济性。

表3 光伏结合谷电制氢方案

3 结 论

氢能作为不仅可以作为化工原料，还可以作为储能介质存储能量，缓解可再生能源对电网的影响，而且在作为能源使用过程中不产生污染。目前，氢气的生产工艺流程较多，但是结合“碳达峰”和“碳中和”的目标，制氢方式的基本发展方向：灰氢不可取，蓝氢可以用，废氢可回收，绿氢是终极方向[11]。 制备绿氢的主流方式是使用可再生能源制氢，但是目前该制氢方式成本较高，本文对可再生能源制氢方式进行优化，并进行成本计算，得出以下结论：

（1）风电和光伏与制氢设备进行耦合时，均存在最佳的配置比例。

（2）光伏制氢：在孤岛模式下，按光伏容量的60%配置制氢设备时，制氢成本最低，成本为36.56 元/kg；在联网模式下，按光伏容量的40%配置制氢设备时，制氢成本最低，成本为34.18 元/kg。

（3）风电制氢：联网模式和孤岛模式下，氢气的价格均随着制氢设备配置比例的下降而增加。当配置比例为80%时，氢气的价格最低，分别为42.82 元/kg和41.07 元/kg，且联网模式的氢气价格高于孤岛模式的氢气价格。 由于联网模式需要增加海上升压站、升压站到陆上的电缆以及陆上计量站等投资，所以按高比例配置制氢设备时不适合使用联网模式。

（4）由于现阶段风机造价过高，风电出力直接上网经济性较差，性价比低于风电制氢。

（5）当光伏结合谷电进行制氢时，可以大幅度降低制氢的成本，增加氢气的竞争力。 当光伏装机容量为50 ～150MW，制氢配置比例为60%时，制氢成本为25.56 ～26.95 元，具有较好的经济性。