氢电耦合在高弹性电网中的应用场景及投资收益分析

陈 宇，赵彦旻，曹吉领，袁绍山，季 烨

（国网浙江嘉善县供电有限公司，浙江 嘉善 314100）

0 引 言

氢能是一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，燃烧后的生成物是水。它是推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想互联媒介，也是实现交通运输、工业和建筑等领域大规模深度脱碳的极佳选择。 氢能逐步成为全球能源技术革命和产业发展的重要方向，也是未来能源绿色转型发展的重要载体。 氢能除清洁、高热值、零排放等优势外，还是链接所有能源之间相互转换的“万能载体”，氢电耦合已经在能量调节、转换与存储、能源互联等方面体现出优势[1]。 作为我国实现“碳达峰、碳中和”伟大愿景的关键一环，氢能也成为了各类能源企业践行目标的主要抓手之一。

在氢能产业快速发展的同时，产业链面临的关键共性问题亟需深入研究。 电解水制氢、储氢、输氢及燃料电池发电成本相对较高。 特别是分布式电解水制氢储氢，过程中电耗成本占氢气总成本的75% ～85%。 而且电价越高，占比也越高，所以，从公共电网取电、进行电解水制氢，因电价高而制约着供氢价格的降低[2]。 在现有大量研究中，较主流的商业模式是将氢能和电能联系在一起，通过利用电网低谷时段的电力制氢和电网尖、高峰时段氢燃料电池发电的模式，削峰填谷及作为备用电源，获取峰谷电价差和需求侧响应奖励。 本文根据上述思路，提出了氢电耦合在高弹性电网中的可应用场景，并从多模式、多场景进行投资收益分析，通过比较内部收益率，阐述了典型条件下氢能推广的商业价值及未来的应用前景。

1 现有技术

1.1 电解水制氢技术

氢气的制取是当前和未来影响氢能市场竞争力的关键环节。 其中，电解水制氢技术主要有三类：碱性电解水制氢、固体聚合物电解水制氢以及固体氧化物电解水制氢。 目前，电解水制氢能耗仍比较高，制氢能耗约为4.3 kWh/m3，能耗的降低仍是技术发展的重要任务[3]。

1.2 燃料电池技术

在燃料电池技术发展发面，主要包括三种燃料电池，分别是质子交换膜燃料电池（proton exchange membrane fuel cell，PEMFC）、固体氧化物燃料电池（solid oxide fuel cell，SOFC）以及熔融碳酸盐燃料电池（molten carbonate fuel cell，MCFC）。 在现有技术下，燃料电池发电产能可达22.8 k Wh/kg。高温燃料电池可以实现小型高效，在百千瓦到兆瓦级的小容量时，发电效率可以高达50% ～65%[3]。

2 氢电耦合在高弹性电网中的可应用场景及具体实践

对于电网，氢能的两大功能值得关注：一方面，氢能可以实现脱碳电力的消纳，增加电网的弹性；另一方面，氢能可减少电网对化石能源的依赖，助力电力行业实现绿色转型。

2.1 可运用场景

2.1.1 制氢售氢站

在电网负荷低谷时段开展电解水制氢，对制取的氢能源，可提供给需要氢原料的化工企业，也可提供给氢能源汽车或氢能发电用户。

按照电解水制氢耗电47.8 kWh/kg及压缩机加压储存耗电8.2 kWh/kg测算，电网低谷时段电解水制氢储氢成本约为19.82 元/kg，在考虑人工、场地等成本后，总成本还是低于目前氢能批发市场售价，存在较大的盈利空间[4]。

2.1.2 绿色氢能综合调峰站

在负荷高峰时段，用氢发电；在负荷低谷时段，开展制氢储能。 起到削峰填谷的作用，特别是缓解针对风能、太阳能等可再生能源大规模、高比例接入电网带来的巨大调峰调频压力。

2.1.3 热电气综合能源服务

在用户侧实施基于氢燃料电池的热电气综合能源服务，实现电网与热网、气网、交通网等多类型能源网络互联，推进能源综合高效利用和“清洁替代”。

2.1.4 氢储应急电源车

对比柴油、锂电等应急电源车，氢燃料应急电源车的优势非常显著，环保、安静、无异味、供电工作能力时间长。 以一辆配备了14 只高压储氢罐、储氢压力35 MPa的氢储应急电源车为例，存储的氢气可以满足燃料电池系统满功率输出6 小时以上；在补氢状况下能不间断发电。 电源车可一直对外输出AC380 V电能，可保持与电网供电的无间歇转换，而且适用在线转换燃料来源，保证长期连续发电。

2.2 具体实践

下面四个氢能示范工程覆盖了氢电耦合主要应用场景，展现了在“双碳”目标下电能与氢能的协同方式。

2.2.1 基于工业园区的氢电耦合直流微网示范工程

位于宁波慈溪市氢能产业园的氢电耦合直流微网示范工程，将建成首个电—氢—热—车耦合的中压直流互联系统，开发支撑互联系统灵活运行的能量管理系统，研制效率领先的电—氢、氢—电热能量转换装置，满足用户对电、氢、热多种能源需求，实现清洁能源生产到终端能源消费的全过程零碳。

2.2.2 基于产业基地的低碳氢能示范工程

杭州格力电器园区开展基于产业基地的亚运低碳氢能示范工程。 工程拟构建高效、可靠和稳定供电的“可再生能源制氢—氢能储运—氢燃料电池热电联供”能源综合利用系统，形成以氢能支撑交通、建筑领域电能替代、碳减排的先进工程样本，提升氢电热综合供能方面的系统集成与工程建设能力，促进氢能产业发展，助力低碳亚运。

2.2.3 基于乡村场景的水氢生物质近零碳示范工程

丽水缙云建成了国内首个基于乡村场景的电—氢—生物质综合利用示范工程。 工程将构建以电为核心的多能转换系统，实现水电制氢、生物质制气，满足建筑、交通、工业多样化用能及深度脱碳需求，促进富余水电就地消纳、农村废弃物循环利用，形成电氢生物质协同的乡村碳中和样本，助力乡村振兴。

2.2.4 基于海岛场景的氢能综合利用示范工程

台州大陈岛开展国内首个基于海岛场景的氢能综合利用示范工程。 该工程充分利用海岛丰富的清洁能源制氢，促进海岛清洁能源消纳与电网潮流优化，应用制氢/发电一体化变换装置等先进装备，提高系统针对波动性源荷的适应性与安全性，提升综合能效至72%[1]。

3 多模式、多场景下投资收益测算与分析

3.1 基础数据及测算说明

3.1.1 基础数据

本数据取自近两年内对氢能设备生产厂家、综合能源服务公司、电网公司及大学等走访调研中的资料收集，同时也包括网上文献数据的收集。本论文采用目前市场中成熟先进技术所得的数据进行测算。

（1）电解水制氢耗电约47.8 kWh。

（2）每一个电解槽制氢约90 kg/h。

（3）压缩机加压储氢耗电约8.2 kWh/kg。

（4）售氢单价50 元/kg，售氧单价2 元/kg；氢燃料电池车加氢单价65 元/kg。

（5）浙江省电网销售电价

一般工商业及其他用电（1 ～10 千伏）：尖1.1636 元/kWh，峰0.8656 元/k Wh，谷0.3536元/kWh；

大工业电价（1 ～10 千伏）：尖1.0397 元/kWh，峰0.8529（7、8 月份0.8729）元/kWh，谷0.3539（7、8 月份0.3339）元/k Wh；

大工业电价（35 千伏）：尖1.0017 元/kWh，峰0.8179（7、8 月份0.8379）元/kWh，谷0.3299（7、8月份0.3099）元/kWh

（6）各类设备统一按14 年使用寿命测算。

（7）燃料电池发电产能为22.8 kWh/kg。

（8）年生产天数按360 天计算。

3.1.2 测算说明

（1）目前浙江省对氢能发电未有明确规定，包括上网电价、基本容量费等。 以下分析基本容量费按30 元/（kVA·月），同时上网电价按1.2元进行计算。

（2）所得税税率按25%测算。

（3）变配电设施均按照供电企业投资至用户红线外。

（4）投资金额假定全部为自有资金；经济效益测算中，未计及场地等费用。

3.2 多模式下投资收益测算与分析

3.2.1 模式一：纯储能模式

在电网低谷时段电能制氢并储存，在电网尖、高峰时段通过氢燃料电池向电网发电，故该模式测算中暂不将基本容量费纳入成本。 纯储能模式收益来自电价差，利润空间有限。 以装机功率为20000 kW 进行测算，结果如表1 所示。

表1 纯储能模式的内部收益率测算

3.2.2 模式二：储能+售氢模式

在电网低谷时段电能制氢并储存。 一部分氢在电网尖峰时段通过氢燃料电池向电网发电；另外一部分氢对外出售。 以装机功率为5000 k W进行测算，结果如表2 所示。

表2 储能+售氢模式的内部收益率测算

3.2.3 模式三：储能+加氢模式

在电网低谷时段电能制氢并储存。 一部分氢在电网尖峰时段通过氢燃料电池向电网发电；另外一部分氢供给氢燃料电池车。 以装机功率为5000 kW 进行测算，结果如表3 所示。

表3 储能+加氢模式的内部收益率测算

以上三种是典型模式，其他还包括多种的组合及引入需求侧响应、售氧等模式。 部分其他模式由于相关政策还未完善，本论文暂不详细分析。通过经济效益测算：对于纯储能模式，必须具备一定的规模，在装机功率小于12000 kWh 内部收益率为负，在装机容量20000 k Wh 内部收益率也仅为3.9%，现阶段不建议投资；对于储能+售氢模式，由于售氢收益较高，所以整体内部收益率为9.8%，但该模式易受氢市场价格波动影响；对于储能+加氢模式，目前政府大力支持氢燃料电池车的发展，所以对新建加氢站补助力度也较大，内部收益率可达16.8%，但该模式受政策及氢市场价格波动影响较大，一旦政府取消补助及加氢站竞争加剧，则内部收益率也将大大下降。

3.3 多场景下投资收益测算与分析

3.3.1 典型场景一：普通工业企业储能及售氧

10 千伏普通工业用户白天正常生产，在夜间电网低谷时段（10 个小时）制氢，在电网尖、高峰时段通过氢燃料电池发电上网。 由于该场景下制氢量相对较少，适合用户侧分布式储能，故仅测算储能模式开展经济效益分析。

以装机功率250 kW 为例进行测算，由于该场景下制氢量少，但设备投资、人工等各类成本相对较大，所以内部收益率为负（见表4）。

表4 10 千伏普通工业企业储能售氧的内部收益率测算

3.3.2 典型场景二：10 千伏大工业企业储能及售气

10 千伏大工业用户白天正常生产，在夜间电网低谷时段（10 个小时）制氢，在电网尖峰时段通过氢燃料电池发电上网。 多余氢气和氧气对外出售。

以装机功率4500 k W 为例进行测算，由于该场景下制氢规模相对较大，内部收益率也大大提高，如表5 所示。

表5 10 千伏大工业企业储能售氢的内部收益率测算

3.3.3 典型场景三：综合能源公司投运氢能综合利用站

通过对一座电动汽车充电站进行改造，建成光伏发电、电解水制氢、车辆充电、加氢、氢气储能等于一体的氢能利用综合站。 光伏自发自用，满足办公用电及充电桩用电需求，多余电量制氢储氢；电网低谷时段制氢储氢；制取的氢一部分通过燃料电池发电上网及参与需求侧响应，其余对外出售（包括批发和加氢）。

以日产110 kg氢的氢能综合利用站项目为例进行测算。

（1）成本分析。

初始投资成本620 万元，每年生产成本约132 万元，如表6 所示。 其中：

表6 初始投资成本测算

光伏设备成本。 在1000 m2的屋顶及1800 m2的遮阳棚上配置光伏器件。

制氢储氢设备成本。 配置一套110kg/d 制氢、纯化设备及相关辅助系统设备，制氢布置在1台定制40 尺集装箱内，输出纯度达到99.999%的高纯氢。 原料纯水设备、循环冷却水设备、仪表空气制取设备等一同配置。

充电、加氢设备成本。 配置2 个充电桩和两个加氢桩。

年生产成本包括制氢储氢原料、人工成本、设备运维检修成本等，如表7 所示。

表7 年生产成本测算

（2）收益分析：每年售氢及燃料电池发电收入170 万元，售氧收入约63 万元，光伏发电收入约20 万元，年总收入约253 万元。 按14 年进行测算，IRR为12.7%。

上述测算仅考虑加氢、售氢、售氧及发电收益。 实际在电解水制氢过程会产生一定热量，如对这部分热量加以分层利用，将产生额外收益。

4 结 论

通过对氢电耦合在高弹性电网中多模式、多场景分析，得出了一些值得投资的商业模式，特别是集光伏发电、电解制氢、车辆充电、加氢、储能等于一体的氢能利用综合站，具有广阔的投资前景。当然，随着科技的快速发展，制氢、储氢、输氢及氢燃料电池发电的成本会逐年下降，其他模式、场景下的氢能收益也会大幅提升。 同时，氢能在电力行业的推广也面临着以下问题：氢能基础设施配套不完善，极大地阻碍了市场化进程；电网结构基础相对薄弱，电网规划的进度落后于新能源技术的发展速度[5]；氢能技术的发展很大程度上依赖政策引导，内在动力不足；制氢储氢准入门槛较高，制约大面积推广。 因此，今后在推广氢电耦合时，需要结合现状进行科学规划，先试点再推广，积极稳妥地将氢能技术纳入到新型电力系统发展战略中来。