山西省積極推進電力市場體系建設(shè)，逐步通過電力現(xiàn)貨價格和輔助服務(wù)補償激勵，鼓勵新能源發(fā)電的充分消納，同時有效降低了用戶用電價格。
大同市著力打造新能源發(fā)電制氫基地的過程中，應(yīng)充分利用山西省改革紅利，利用電力市場化交易方式，降低電解水制氫電價，從而有效降低 “綠氫”成本，達到氫燃料電池車示范運行35元/kg的終端用氫目標，促進氫能經(jīng)濟健康可持續(xù)發(fā)展。
本文作者為大同市氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展研究院副院長，陳宏巍。讀者如希望更深入的了解大同市新能源產(chǎn)業(yè)、光伏制氫產(chǎn)業(yè)，可留言或添加微信好友與作者聯(lián)系（文末附聯(lián)系方式）。
大同市具有發(fā)展可再生能源和電解水制氫的資源優(yōu)勢，利用風電光伏制取“綠氫”，實現(xiàn)可再生能源多途徑就近高效利用，是大同市轉(zhuǎn)型發(fā)展，實現(xiàn)清潔能源替代的重要方向。
可再生能源生產(chǎn)綠氫還很“貴”
眾所周知，目前可再生能源生產(chǎn)綠氫還很“貴”。國內(nèi)已有風電、光伏等可再生能源電解水制氫的示范項目，但均未進入規(guī)?；瘧?yīng)用階段。國內(nèi)示范項目相關(guān)研究人員已經(jīng)對風光棄電制氫問題的可行性進行研究、對新能源制氫系統(tǒng)在不同應(yīng)用模式下的最佳規(guī)模、綜合指標評價體系、系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度策略和效益等進行了分析。
按照《中國氫能汽車藍皮書-中國車用氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告2020》，國家氫能戰(zhàn)略大力發(fā)展綠氫應(yīng)用，需控制氫燃料電池車用氫成本在35元/kg，考慮氫氣運輸環(huán)節(jié)和加氫站加注環(huán)節(jié)成本，可再生能源生產(chǎn)綠氫成本逐步降低至20元/kg以下，成為綠氫制備的既定目標。
本文基于大同市制氫加氫一體站的電解水制氫實際成本，結(jié)合山西省電力改革及電力市場化交易情況，介紹了大同市實施光伏制氫示范項目的可行方案。
大同市氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展研究院針對大同市光伏耦合電網(wǎng)谷價電制氫場景構(gòu)建數(shù)理統(tǒng)計模型，開展仿真模擬實驗，管理制氫用電在每天24小時的合理負荷分配，解決制氫用電與電力系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制問題，探索20元/kg綠氫生產(chǎn)的實現(xiàn)路線，為大同市充分開發(fā)太陽能等可再生能源，打造綠氫應(yīng)用產(chǎn)業(yè)集群和氫能貿(mào)易基地提供參考。
電解水制氫技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀
目前電解水制氫技術(shù)主要有堿性水電解、質(zhì)子交換膜水電解和固體氧化物水電解3種。其中：
堿性電解槽技術(shù)最為成熟，設(shè)備成本較低，國內(nèi)單臺最大產(chǎn)氣量為1000方/小時，已經(jīng)實現(xiàn)工業(yè)規(guī)?；a(chǎn)，商業(yè)化較為成熟。
質(zhì)子交換膜電解槽工藝流程簡單，能效較高，國內(nèi)單臺最大產(chǎn)氣量僅為50方/小時，處于產(chǎn)業(yè)化發(fā)展初期，成本偏高。
固體氧化物水電解槽采用水蒸氣電解，在600-700度高溫環(huán)境下工作，能效最高，還處于實驗室研發(fā)階段。
大同市制氫加氫一體站為國內(nèi)首例于2019年投運，制氫采用500方/小時堿性電解水裝置。根據(jù)實際運行數(shù)據(jù)，分析電解水制氫的成本構(gòu)成如下。
制氫加氫一體站的電解水制氫適用工業(yè)園區(qū)優(yōu)惠電價0.5元/kwh，24小時連續(xù)生產(chǎn)，核算得出電解水制氫成本為39.89元/kg。
分析電解水制氫的各項成本，其中工藝電電耗占比最大，根據(jù)不同時段電價的變動占比約為82%，人工工資占比10%，設(shè)備折舊費用占比7%。這三項總占比99%，而其他制氫原料水、輔助材料、冷卻水等成本占比非常少，占比1%左右。
由此可知綠氫成本的降低有三個主要方向：
一是可再生電力電價的下降。目前光伏發(fā)電已經(jīng)實現(xiàn)平價。據(jù)中國可再生能源學會測算，光伏裝機成本和平準化度電成本快速下降的趨勢將維持不變 。
二是電解槽價格的下降。目前我國5MW級堿性電解槽的單位成本已接近6000元/千瓦，制氫系統(tǒng)成本低于1萬元/千瓦。今后技術(shù)進步促使規(guī)?；a(chǎn)電解槽價格再降50%是可能的。
三是電解槽年利用小時數(shù)的提高，以及制氫直流電耗的降低，均有利于控制電解水制氫的成本。
大同市光伏光伏制氫具有成本優(yōu)勢
目前，國內(nèi)西北光伏資源好的地區(qū)光伏招標電價已經(jīng)降至0.16元/kwh，國內(nèi)光伏平準化度電成本（LCOE）普遍下降至0.20元/kwh以下（其中土地等非發(fā)電成本逐年上升）。
本文選取大同市內(nèi)典型分布式光伏電站項目作為測算對象。2021年大同市擬實施的某6MW分布式光伏項目，項目建設(shè)期1年，運營期25年，光伏電站配置10%儲能，采取離網(wǎng)、全電量直接制氫模式，年發(fā)電利用小時數(shù)取1451h，同步考慮2021年光伏系統(tǒng)造價水平5.5元/Wp和當?shù)赝恋爻杀?，得出平準化度電成本?.18元/kWh（參考2021年山西大同某6MW分布式光伏電站建設(shè)可研報告，基準收益率取電力行業(yè)基準收益率8%，基建土地等成本計入，并網(wǎng)等成本剔除）。
光伏發(fā)電成本遠遠低于大工業(yè)用戶電價，光伏發(fā)電直接制氫具備電價成本優(yōu)勢。但是光伏每天5-6小時發(fā)電18小時無發(fā)電的特點導(dǎo)致制氫設(shè)備的利用率不高，設(shè)備折舊成本大幅上升，將部分抵消光伏發(fā)電電價優(yōu)勢帶來的制氫成本下降。
山西省電力現(xiàn)貨交易進一步降低用電成本
山西省出臺的《戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)電價機制實施方案》顯示，通過創(chuàng)新電力交易機制，對用電電壓等級110千伏及以上的新興產(chǎn)業(yè)用戶，將實現(xiàn)終端電價0.3元/kwh的目標。
光伏制氫項目作為戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)既可以通過優(yōu)質(zhì)售電公司進入市場，確保電價紅利，也可以作為電力用戶直接在電力現(xiàn)貨市場中購入更多低電價的電量。
據(jù)統(tǒng)計，2020年山西省開展省內(nèi)電力直接交易成交電量1180.83億kWh，成交均價0.28873元/kwh。其中11-12月份電力現(xiàn)貨交易成交最低價達到0.15元/kWh。
《山西省電力現(xiàn)貨市場交易實施細則》2021最新規(guī)則顯示，電力用戶在電力交易中，通過增強系統(tǒng)數(shù)據(jù)分析能力，優(yōu)化電力交易策略，完善用電業(yè)務(wù)，將更有效的節(jié)省用電成本。
2021年之后山西省電力市場交易將會長期化、常態(tài)化，正是各種儲能技術(shù)（包括電解水制氫儲能）發(fā)揮靈活可調(diào)的優(yōu)勢，降低用電成本的用武之地。
光伏制氫企業(yè)作為戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)，作為可控負荷的電力用戶，可通過電力交易策略，保證用電可靠性的同時在電力現(xiàn)貨交易中合理地獲得更低的用電電價，還可適時參與電力輔助服務(wù)獲得額外補償。
根據(jù)2020年山西省電力交易數(shù)據(jù)，以及制氫系統(tǒng)配置方案開展仿真模擬實驗：
按照電力市場交易要求劃分每日96點分段用電負荷，建立制氫用電數(shù)據(jù)模型，充分利用就地光伏發(fā)電制取綠氫以及收購風光棄電量為前提，預(yù)設(shè)不同電價條件下控制制氫設(shè)備負荷出力，相應(yīng)統(tǒng)計設(shè)備年度利用小時數(shù)。
每天日間用光伏發(fā)電制氫滿負荷運行，夜間16小時制氫根據(jù)市場變動的電價進行電力交易。比如在夜間風電大發(fā)的時候可在預(yù)設(shè)電價以下時滿負荷生產(chǎn)，預(yù)設(shè)電價以上時則降低生產(chǎn)負荷（氫氣產(chǎn)量需滿足最低市場需求）。
仿真模擬實驗結(jié)果表明，電力交易條件下，年度制氫設(shè)備利用小時數(shù)可超過4000小時，預(yù)期光伏制氫結(jié)合市場交易多元化供電的綜合電力成本為0.22元/kWh。
大同光伏制氫成本有望降至20元/kg
光伏制氫的仿真模擬實驗結(jié)果表明：
全年綜合用電電價可控制在0.22元/kwh，設(shè)備利用小時數(shù)4000小時。
據(jù)此分析大同市光伏制氫的氫氣成本，按照堿性電解水制氫的成本模型，5MW光伏制氫示范的氫氣生產(chǎn)成本為23-25元/kg。實際運行中，制氫項目還可通過進一步優(yōu)化控制策略，提升設(shè)備調(diào)節(jié)性能，將制氫成本進一步降低10-20%，從而有望在大同市實現(xiàn)電解水制綠氫成本20元/kg。
未來隨著光伏制氫規(guī)?；归_，光伏發(fā)電成本逐年降低，規(guī)模化制氫設(shè)備成本降低，可再生能源制氫的綜合成本將進一步下降。
大同市氫能終端應(yīng)用前景
大同市氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展研究院與同煤集團甲醇廠、新研氫能、雄韜氫雄、京能集團、中石油等主力氫能企業(yè)，協(xié)同推進可再生能源制綠氫，推動氫能核心技術(shù)的自主創(chuàng)新，從氫源保證入手提升大同市氫能產(chǎn)業(yè)集群發(fā)展水平。
大同市將加快加氫站等配套基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，布局分布式光伏制氫與各個加氫站距離在50km內(nèi)。
目前大同市有127輛氫燃料大巴車6條公交示范路線；到2023年大同市有望在交通運輸領(lǐng)域?qū)U大氫燃料公交與氫燃料重卡示范數(shù)量達到1000輛以上，建成加氫能力不低于500kg/天的加氫站數(shù)量17座，氫燃料交通示范基本覆蓋主城區(qū)和主要物流通道。并且隨著氫燃料電池技術(shù)發(fā)展，在重型工程機械、船舶、無人機等非道路交通運輸領(lǐng)域，熱電聯(lián)供、備用電源、氫儲能、氫能煉鋼、綠氫化工、天然氣摻氫等工業(yè)領(lǐng)域，以及綠色建筑領(lǐng)域都將擴展氫能的應(yīng)用規(guī)模。
大同市打造氫能貿(mào)易基地將逐漸形成中西部氫能產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟區(qū)、大同-京津冀氫能經(jīng)濟圈、氫能經(jīng)濟走廊。
關(guān)于作者及大同市氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展研究院：
陳宏巍，大同市氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展研究院副院長，電力市場及儲能行業(yè)資深專家。
大同市氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展研究院依托北京化工大學氫能科研團隊，匯集了全國氫能標委會專家委員、電解水制氫領(lǐng)域國家標準主編人、電力儲能等領(lǐng)域技術(shù)專家，在能源、材料、化工、醫(yī)藥等多個領(lǐng)域為大同市提供技術(shù)服務(wù)，助推全市氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。
研究院目前為制氫加氫一體站的改造升級項目、制氫儲能綜合能源互補項目、可再生能源制氫及合成氨儲氫科研項目、甲醇弛放氣氫氣深度提純用于燃料電池車示范等項目提供技術(shù)服務(wù)。針對山西煤炭資源的優(yōu)勢，正在開展清潔化煤制車用燃氣的成套設(shè)備研制。
研究院將以開放的姿態(tài)，博采眾長廣泛開展國際、國內(nèi)技術(shù)合作、項目合作，為大同市乃至山西省氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供支撐。
