电氢耦合典型应用场景分析及经济性评估

曾一鸣，马瑜涵，吴启亮

（1.浙江省能源业联合会，杭州 310063；2.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014）

0 引言

在经济高质量发展和“双碳”背景下，中国能源发展面临保障持续稳定供应和加快清洁低碳转型的双重挑战。2020年12月12日，国家主席习近平在气候雄心峰会上宣布，到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到1.2×109kW以上。在能源资源、生态环境容量等多重约束下，构建以新能源为主体的新型电力系统进程中，以可再生能源替代传统化石能源是中国能源发展的必经之路。

氢能被广泛视为21世纪终极常规清洁能源，具有零污染物排放、零碳排放、水-水可再生循环等特点［1］。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》［2］，明确了氢的能源属性，其是未来国家能源体系的组成部分，因此，需要充分发挥氢能清洁低碳的特点，推动交通、工业等用能终端和高耗能、高排放行业绿色低碳转型。

不同于风能、太阳能等新能源发电形式的间歇性与高波动性，利用可再生能源余电及电网谷电制作“绿氢”，不仅可以削峰填谷、平滑负荷，还可以提高系统运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动。此外，相比于传统电化学储能，储氢储能具有更高的能量密度、更小的设备体积以及更高的储能效率，可以实现大规模、长时间的存储，与现代电网中大规模接入的风/光电源形成良好互补，能够促进可再生能源发电的有效消纳和高效利用［3-7］。因此，电氢耦合将为中国实现碳达峰、碳中和战略目标提供行之有效的技术方案。

然而，目前电氢耦合的发展与应用仍处于起步阶段，国内外氢能装备技术水平差距较大，国内相关技术验证示范较少，面临技术、成本和基础设施等多方面的挑战。基于此，本文阐述了电氢耦合系统的概念及其关键特征，结合国内培育氢能产业的发展规划与激励政策，归纳总结了电氢耦合5种典型应用场景并进行经济可行性评估，论证其在中长期运行下的可盈利潜力，分析当前影响其经济效益的主要因素，旨在为电氢耦合协同供能的未来发展提出路径建议，助力上下游产业链发展和“双碳”目标的实现。

1 电氢耦合系统概念与特征分析

1.1 系统概念

电氢耦合系统主要由电制氢、储氢、氢发电、氢电接口变换器、管理系统等组成，可实现利用可再生能源余电及电网谷电制作“绿氢”，支撑长时存储，助力可再生能源消纳，其结构如图1所示。

图1 电氢耦合系统结构Fig.1 Structure of electricity-hydrogen coupling system

根据是否涉及不同能量之间的转换，电氢耦合系统能够分为氢电转换核心设备及辅助系统。

电氢耦合的首要步骤是电制氢，目前应用最广泛、效率最高的设备是水电解制氢槽。电氢耦合的核心环节是储氢，现阶段储氢密度已经能够达到常态时的千倍以上。电氢耦合的闭环手段是氢发电，可通过氢燃料电池或氢燃机实现，前者是依靠电化学方式在温和条件下将氢气中的化学能直接转化为电能，后者是先利用燃烧将化学能转化为热能再进行发电，因此，前者的流程更短，氢-电转化效率更高，通常为50%～70%。电氢耦合的互动基础是接口变换器，以满足电解槽所需的稳定直流电，以及将燃料电池的直流电转换为所需的电气条件［8］。

电氢耦合的辅助系统是保障氢利用安全、保证电氢高效转换、强化运行维护手段的重要技术手段，可分为氢电安全与保护系统、电-氢-热综合能量管理系统及关键设备运维管理系统。氢电安全与保护系统应具备完善的氢气浓度监测和氢泄漏安全动作等保护措施，还需具备对事故风险评价及定位的能力；电-氢-热综合能量管理系统通过制定效率最优化、安全最大化的运行策略，综合管理及协调系统内水、电、气、热的路径；关键设备运维管理系统则是在设备个体层面，开展寿命预测、状态评估等分析，强化系统执行过程的稳定性。

1.2 特征分析

基于氢-电能量灵活转化的电氢耦合系统，能够将氢能及其产业与电力网络结合，相较于传统的氢化工行业，在多方面具有显著优势。一是在能源测，利用可再生能源“绿电”实现“绿氢”的制取，摒弃了目前化石燃料制氢现状，达到全过程零碳的目的；二是在电网侧，基于氢能的大规模、长时效储能属性，能够增强电网对可再生能源的消纳能力，促进跨地域、跨季节的削峰填谷；三是在负荷侧，通过燃料电池、氢燃机、加氢机等典型用氢方式，能够将氢转化为电、气、热等能源产品，满足用户多样化用能需求；四是基于氢气的强化学属性，开展泛氢应用，能够体现为以氢为媒介的化工品合成，实现P2X（电力多元化转换）的电能多途径利用，从而实现在建筑、工业、交通等多领域的深度“脱碳”［9-10］。

此外，电氢耦合组织形式多样。典型的组织形式有：可再生能源基地制氢—氢能就地综合利用可再生能源基地制氢—管道输送（含掺氢）或交通输送至用氢负荷中心—氢能综合利用可再生能源基地发电—电能输送—用氢负荷中心制氢—氢能综合利用分布式可再生能源就地制氢—氢能综合利用等。中国幅员辽阔，不同电氢耦合组织形式均有其适用场景，对于西部可再生能源富集区域，可以考虑大规模就地制氢+氢气储运的模式；对于中东部地区，可以考虑分布式能源就地制氢，或者利用可再生能源基地输送来清洁电力制氢并综合利用［11-14］。

2 电氢耦合典型应用场景分析

结合对于氢能发展的一系列支持政策及电氢耦合示范应用现状，本文综述了电氢耦合在加氢站、乡村、产业园区、工业园区、海岛的5种典型应用场景。

2.1 制氢加氢一体站

制氢加氢一体化是指在加氢站内设置制氢设备，氢气制备完成后经过纯化系统纯化后，将氢气通入压缩机，储存加注到加氢车辆的制氢加氢一体的建设方式。以圣圆能源制氢加氢一体化项目为例，其系统如图2所示。

图2 制氢加氢一体站系统Fig.2 Integrated hydrogen production and hydrogenation station system

2.2 水-光-电-氢-生物质综合利用乡村场景

水-光-电-氢-生物质是综合利用乡村丰富的水电、光伏、生物质资源，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。

以国网浙江省电力有限公司选点丽水缙云的水氢生物质近零碳工程为例，该工程也是国内首个基于乡村场景的水-光-电-氢-生物质综合利用示范工程，其系统如图3所示。

图3 水-光-电-氢-生物质综合利用乡村场景系统Fig.3 Rural scenario system for comprehensive utilization of water-solar-electricity-hydrogen-biomas

2.3 电-氢-热-车耦合氢能产业园区

电-氢-热-车耦合氢能产业园区典型应用是指在氢能产业园区，发挥产业优势，利用可再生能源发电、电解水制氢、储氢、氢燃料电池汽车加氢、氢燃料电池热电联供等环节，满足用户对电、氢、热多种能源需求。

国网浙江省电力有限公司选址宁波慈溪市氢能产业园，开展氢电耦合技术示范应用，其系统如图4所示。

图4 电-氢-热-车耦合氢能产业园区场景系统Fig.4 Scenario system of electricity-hydrogen-thermalvehicle coupling hydrogen energy industrial park

2.4 可再生能源制氢-储氢-燃料电池热电联供工业园区

可再生能源制氢-储氢-燃料电池热电联供工业园区典型应用是指利用可再生能源制取绿氢、储氢、氢燃料电池热电联供等环节，助力工业园区脱碳。国网浙江省电力有限公司选址格力电器园区，开展园区低碳氢能示范场景打造，实现用户侧电、热、氢、氧的清洁供应，系统示意图如图5所示。

图5 可再生能源制氢-储氢-燃料电池热电联供工业园区场景系统Fig.5 Scenario system of renewable energy hydrogen production-hydrogen storage-fuel cell cogeneration industrial park

2.5 风-电-氢-燃料电池热电联供海岛

风-电-氢-燃料电池热电联供海岛典型应用是指利用海岛丰富的风电资源，通过风电制氢、储氢、加氢站、氢燃料电池汽车（船舶）、氢燃料电池热电联供等环节，实现海岛氢能综合利用。国网浙江省电力有限公司选址台州大陈岛，依托岛内已有的25.5 MW风电场建设，通过富余风电制氢，实现调峰储能与可靠备电，同时为用户供热，构建一个多能融合的区域能源系统，打造电氢耦合低碳绿色岛屿，系统如图6所示。

图6 风-电-氢-燃料电池热电联供海岛典型场景系统Fig.6 Typical scenario system of wind power-electricityhydrogen-fuel cell cogeneration island

2.6 5种典型应用场景总结

表1总结了5种电氢耦合示范工程在标准状态下的技术特征。在能量来源上，5种场景结合当地可再生能源资源禀赋，选择分布式风、光、水为主要能量来源。在制氢设备方面，关注制氢规模与可再生能源耦合的需求，分别选择碱性或质子交换膜方式制氢；在储氢方面，考虑暂无远距离输运需求，结合储氢经济性与安全性，采用高压气态储氢作为储氢方案；在燃料电池方面，重点关注质子交换膜燃料电池技术，同时在场景中开展小规模固体氧化物燃料电池技术测试与验证；在用氢方面，结合用户侧需求，以燃料电池热电联供和车辆加氢为主，开展P2X技术的试点应用。

表1 5种典型应用场景的技术特征Table 1 Technical characteristics of five typical application scenarios

3 经济性分析

全方位、多层次的指标体系是电氢耦合应用经济性评估的基础［15-16］。为此，本文通过一系列电氢耦合系统应用经济可行性评估指标，选取目前布局最为完善的加氢站典型应用场景，进行定量化经济可行性评估，并结合敏感性分析，得出影响其应用经济性的关键因素。

3.1 经济性指标体系

合理规划的电氢耦合系统需要满足系统持续可靠、经济高效的要求，尤其要体现电解槽、储氢罐、燃料电池等核心设备对系统经济性的影响，电氢耦合系统应用经济性指标体系如表2所示。

表2 电氢耦合系统的应用经济性指标体系Table 2 Application economic indicator systems of electricity-hydrogen coupling system

3.2 典型应用场景的经济性评估分析

基于3.1节中的经济性指标体系，选取电解水制氢加氢一体站场景进行经济性评估分析。场景参数如下：以目前常见的设计加氢能力为500 kg/d的电解水制氢加氢一体站为例，其在标准状态下典型容量配置和设备定容选型如表3所示，此处假设制氢加氢一体站主要利用光伏发电具备条件时段进行电制氢，因此估计的运行时间为全年总时间的一半。

表3 制氢加氢一体站的典型容量配置Table 3 Typical capacity configuration of integrated hydrogen production and hydrogenation station

一座500 kg/d的电解水制氢加氢一体站的典型投资如表4所示，其主要能耗如表5所示。

表4 典型投资Table 4 Typical investments

表5 主要能耗Table 5 Main energy consumption

以电解水制氢加氢一体站折旧年限20年为例，对几种不同情形下的经济性进行测算，分析如下。

本文设定一种基准情形，即在当前的投资（2 831.92万元）下，若氢气售价为40元/kg，加氢站满负荷运营，制氢电价为0.4元/kWh时，则项目现金流（年收益）为208.19万元，税后内部收益率为3.99%（小于8%这一大部分项目测算选择的最低可接受值），对应投资回报期约为14年。基准情形下经济性指标如表6所示。

表6 基准情形下的经济性指标Table 6 Economic indicators under benchmark conditions

在基准情形的基础上考虑有补贴的情形，其经济性指标如表7所示。结果显示，在基准情形的基础上，若有一次性建站补贴400万元、平均加注补贴2.2元/kg，则项目税后内部收益率可以达到8%。

表7 考虑补贴情形下的经济性指标Table 7 Economic indicators under condition of considering subsidies

在基准情形的基础上考虑制氢电价的变化，其经济性指标如表8所示。结果显示，在基准情形的基础上，若制氢电价降低到0.17元/kWh，则项目税后内部收益率可以超过8%。

表8 考虑制氢电价降低情形下的经济性指标Table 8 Economic indicators under condition of considering reduction of hydrogen production electricity price

在基准情形的基础上考虑售氢价格的变化，其经济性指标如表9所示。结果显示，在基准情形的基础上，若售氢价格高于47.1元/kg，则项目税后内部收益率可以超过8%。

表9 考虑提高售氢价格情形下的经济性指标Table 9 Economic indicators under condition of considering increase of hydrogen selling price

3.3 敏感性分析

在基准情形的基础上选取售氢价格、投资费用、电价、日加氢量这4个主要因素对税后内部收益率影响的敏感性进行分析，结果如图7所示。售氢价格、投资费用、电价、日加氢量这4个主要因素对电解水制氢加氢一体站的经济性都有较为明显的影响，敏感性排序为：售氢价格＞日加氢量＞建设投资≈电价，即产品经营成本（售氢价格）、运营负荷（日加氢量）的影响相对更大。

图7 基准情形下的税后内部收益率敏感性因素Fig.7 Sensitivity factor analysis of after-tax internal rate of return under benchmark situation

图8为在基准情形的基础上对电解水制氢加氢一体站运营盈亏平衡点的测算。可以看到，当单日售氢量超过300 kg，即加氢负荷达到设计的60%时，运营达到盈亏平衡点。

图8 基准情形基础上的运营盈亏平衡点Fig.8 Operation breakeven point based on benchmark scenario

根据对电解水制氢加氢站的经济性分析测算，主要得到以下结论：在目前典型的电解水制氢加氢一体站投资水平（一座35 MPa的制氢加氢一体站，其加氢能力为500 kg/a）和售氢价格（40元/kg）下，即使以目前较低的制氢电价（0.4元/kWh）满负荷运营，项目的经济效益仍然不好；现阶段，补贴对于提高电解水制氢加氢一体站的经济性有较大的作用；售氢价格、投资费用、电价、日加氢量这4个因素对电解水制氢加氢一体站的经济性都有较为明显的影响，其中，售氢价格、日加氢量的影响较大。

4 结语

本文系统阐述了电氢耦合系统的概念与关键特征，并提出了5种典型电氢耦合应用场景，通过构建经济性评估指标体系，针对制氢加氢一体站（加氢能力为500 kg/d）典型场景进行经济性评估，论证其可盈利潜力。通过敏感性分析得到当前影响电氢耦合系统经济性的最主要因素为售氢价格和日加氢量，故合理的氢气定价及稳定的加氢量对于项目的未来商业化发展至关重要。

当前，由于核心材料技术受限，利用风、光等可再生能源产生的“绿电”制取的“绿氢”成本较高，且电制氢与燃料电池效率仍待提升［17］，各种场景下氢能的综合应用示范意义大于经济性，因此现阶段合理的氢气定价、一定的政府补贴以及稳定的加氢量对于项目的未来商业化发展至关重要。未来，随着设备成本有望大幅下降及转换效率的提高，所需用于弥补成本、保障合理收益的容量电价将明显降低，电氢耦合将成为实现“双碳”目标的重要路径。