綠氫是新型能源體系的重要組成部分。一方面，對于部分難以通過電氣化替代實現(xiàn)脫碳的行業(yè)，綠氫可作為高品質(zhì)熱源或燃料，助力其深度脫碳。例如在鋼鐵制造業(yè)中，綠氫可作為還原劑，直接還原法可顯著減少煉鋼過程中的碳排放；在交通行業(yè)中，氫燃料電池汽車可作為電動汽車的重要補充，應(yīng)用于長距離、大載重等場景中，推動交通行業(yè)減碳。另一方面，電解槽、氫燃料電池、燃氫機組等能源轉(zhuǎn)換設(shè)備，可實現(xiàn)電能-氫能、氫能-電能之間的靈活轉(zhuǎn)換，氫能可作為電力系統(tǒng)的靈活性負荷和長周期儲能，支撐新型電力系統(tǒng)高效消納新能源與安全穩(wěn)定運行。此外，氫能作為P2X技術(shù)的關(guān)鍵一環(huán)，將加強電力、工業(yè)等不同行業(yè)之間的耦合程度。預(yù)計到2060年，氫能占終端能源消費的比重將達到10%~15%。
《中國電力》2024年第4期刊發(fā)了張絲鈺等人撰寫的《可再生能源電解水制氫系統(tǒng)規(guī)劃優(yōu)化與生產(chǎn)模擬》一文。文章針對可再生能源制氫系統(tǒng)優(yōu)化配置開展系統(tǒng)性研究，首先梳理可再生能源電解水制氫系統(tǒng)的典型構(gòu)成；其次基于構(gòu)建的可再生能源電解水制氫系統(tǒng)規(guī)劃優(yōu)化與生產(chǎn)模擬模型，深入分析可再生能源發(fā)電機組、電解槽、電化學(xué)儲能機組等設(shè)備的容量配比，以及使用網(wǎng)電方案等對氫氣平準化成本的影響機理；之后結(jié)合西北和東南地區(qū)2個典型案例，針對其系統(tǒng)配置及運行方案進行優(yōu)化設(shè)計，最大程度地降低平準化氫氣成本；最后，基于典型案例研究結(jié)果，提出綠氫項目選址、系統(tǒng)優(yōu)化配置等相關(guān)建議，為未來綠氫項目規(guī)劃及部署提供參考。
摘要 可再生能源電解水制備所得的氫氣，可助力部分難以實現(xiàn)電氣化替代的部門深度脫碳，并推動不同部門和能源網(wǎng)絡(luò)之間形成協(xié)同效應(yīng)。系統(tǒng)配置與生產(chǎn)運行方案的優(yōu)化是降低綠氫制取成本、提升其經(jīng)濟競爭力的關(guān)鍵。本文提出了一種可再生能源電解水制氫系統(tǒng)規(guī)劃優(yōu)化與生產(chǎn)模擬模型，深入分析風(fēng)電/光伏、電化學(xué)儲能等關(guān)鍵設(shè)備以及電解槽的容量配比、電價水平等關(guān)鍵因素對氫氣平準化成本的影響機理，并結(jié)合西北、東南2個代表性地區(qū)開展典型案例研究。研究結(jié)果表明，用電成本是影響綠氫經(jīng)濟性的主要因素，綠氫項目向新能源富集地區(qū)聚集，在少數(shù)優(yōu)質(zhì)資源地的綠氫制取成本已降至20元/kg左右。若未來電價水平與當(dāng)前基本持平，綠氫項目運行模式將逐步由并網(wǎng)向?qū)㈦娋W(wǎng)作為備用的模式轉(zhuǎn)變。研究結(jié)論可為綠氫項目的規(guī)劃建設(shè)提供理論指導(dǎo)與重要參考。
1 可再生能源電解水制氫系統(tǒng)典型結(jié)構(gòu)
目前，國內(nèi)外已建成一批電解水制氫項目，根據(jù)電力來源的不同，大致上可分為離網(wǎng)型電解水制氫與并網(wǎng)型電解水制氫項目。
1.1 離網(wǎng)型制氫項目
離網(wǎng)型制氫是指電制氫設(shè)備不與大電網(wǎng)相連，制氫所用電力均由自建的風(fēng)電、光伏等發(fā)電機組供給，部分項目將配套一定容量的電化學(xué)儲能設(shè)備，以保障新能源與制氫設(shè)備較高的利用率。
離網(wǎng)型制氫項目的優(yōu)勢在于選址靈活且可保證制氫所用電力均為綠電，即所產(chǎn)氫氣為綠氫。其劣勢為若不配備儲能，則難以同時保證新能源與電解槽較高的利用率；若配備儲能，則將在一定程度上提高氫氣平準化成本。
1.2 并網(wǎng)型制氫項目
并網(wǎng)型制氫是指電制氫設(shè)備與大電網(wǎng)相連，制氫所用電力由自建風(fēng)電、光伏電站與大電網(wǎng)聯(lián)合供給。
并網(wǎng)型制氫項目的優(yōu)勢在于可以保障新能源與制氫設(shè)備較高的利用率，且使用谷電將不會明顯抬高氫氣的平準化成本。其劣勢在于選址受限，建廠須靠近變電站以方便取電。此外，網(wǎng)電構(gòu)成復(fù)雜，難以保證所用電力均為綠電，因此所產(chǎn)氫氣不能稱為綠氫。
2 可再生能源電解水制氫系統(tǒng)規(guī)劃優(yōu)化與生產(chǎn)模擬模型
2.1 目標(biāo)函數(shù)
可再生能源電解水制氫系統(tǒng)規(guī)劃優(yōu)化與生產(chǎn)模擬旨在通過優(yōu)化光伏、風(fēng)電、電解槽、儲能以及電網(wǎng)供電的容量及各時刻點出力，使得項目的經(jīng)濟效益最好，即凈現(xiàn)值（net present value，NPV）最高。目標(biāo)函數(shù)可表示為
式中：Xi為第i種設(shè)備的投資成本，元/kW，包括電解槽、風(fēng)電站、光伏電站、電化學(xué)儲能等；Ci為第i種設(shè)備的容量，kW；MH為電解槽的年產(chǎn)氫量，kg；PH為氫氣售價，元/kg；Oi為第i種設(shè)備的運維成本，元/(kW·年)；EC為電能的容量價格，元/kW；PC為電網(wǎng)提供的最大功率，kW；r為折現(xiàn)率，%；N為項目運行年份；TE為電網(wǎng)購電成本，元。
式中：r(ti)為i時刻的電價，元/(kW·h)；pG(ti)為i時刻大電網(wǎng)提供的功率，kW。由于在電力市場中，電價隨時間不斷變化，因此計算TE時應(yīng)將每小時的購電費用進行加總。
2.2 約束條件
模型的約束條件包括電力產(chǎn)銷平衡、風(fēng)電光伏出力約束、電解槽的電-氫轉(zhuǎn)換約束等。其中電力產(chǎn)銷平衡可表示為
式中：pP和pW分別為光伏和風(fēng)電站的出力，kW；pS為電化學(xué)儲能機組的凈放電功率，kW；pL為電解槽的耗電功率。
電解槽的電-氫轉(zhuǎn)換約束為
式中：FL為電解槽的效率，約為70%；mH為氫氣產(chǎn)量，kg/h；θ為熱值轉(zhuǎn)換系數(shù)，kg/(kW·h)，可通過將電能熱值（3600 kJ/(kW·h)）與氫氣熱值（142500 kJ/kg）相除得出。
光伏和風(fēng)電的出力約束為
式中：RP和RW分別為光伏和風(fēng)電的出力標(biāo)幺值，代表當(dāng)?shù)靥柲芎惋L(fēng)能資源稟賦。
電化學(xué)儲能的運行特性通過式（6）~（8）進行刻畫。電化學(xué)儲能機組的充、放電功率圖片和圖片之間滿足
2.3 參數(shù)取值
模型中關(guān)鍵參數(shù)的取值如表1所示。
表1 模型關(guān)鍵參數(shù)取值
Table 1 Values for key parameters
3 關(guān)鍵因素影響機理分析
風(fēng)電/光伏、電解槽、電化學(xué)儲能等設(shè)備的相對容量配比對氫氣平準化成本的影響機理復(fù)雜，首先針對風(fēng)電/光伏+電解槽（電化學(xué)儲能容量為0）的典型結(jié)構(gòu)，分析氫氣平準化成本隨風(fēng)電/光伏與電解槽容量配比的變化趨勢；之后，設(shè)置風(fēng)電/光伏、電解槽容量為定值，改變電化學(xué)儲能容量，分析其對氫氣平準化成本的影響。
3.1 發(fā)電機組與電解槽的容量比
將電解槽的裝機容量設(shè)為10 MW，改變光伏裝機容量（5~100 MW）。在不同光伏利用小時數(shù)下，基于所提出的模型優(yōu)化設(shè)備出力，并計算氫氣的全生命周期平準化成本，結(jié)果如圖1所示。
圖1 氫氣平準化成本隨發(fā)電機組與電解槽容量比的變化
Fig.1 The variation of LCOH with PV-to-electrolyser ratio
以光伏利用小時數(shù)為1200 h為例進行分析。隨著光伏-電解槽容量比從0.5上升至10，氫氣的平準化成本先從29.3元/kg降低至16.3元/kg左右，而后上升至34.8元/kg。隨著光伏-電解槽容量比的上升，氫氣的平準化成本呈現(xiàn)出先下降后上升的趨勢。這是因為當(dāng)光伏-電解槽容量比較低時，電解槽利用率較低，進而限制了氫氣產(chǎn)量，抬高了氫氣平準化成本。因此，在一定程度上提升光伏容量，可有效提升電解槽利用率，氫氣產(chǎn)量也將隨之提高，有效降低氫氣平準化成本。但隨著光伏容量的進一步增加，總投資也隨之增加，導(dǎo)致平準化成本隨之增加。
通過對比不同光伏利用小時數(shù)下的計算結(jié)果發(fā)現(xiàn)，氫氣的平準化成本隨著光伏利用小時數(shù)的上升而下降。當(dāng)光伏-電解槽容量比為1時，隨著利用小時數(shù)從800 h上升至2000 h，氫氣的平準化成本從從30.0元/kg降低至12.8元/kg左右。這是由于在相同的固定投資下，高利用小時數(shù)將提高氫氣產(chǎn)量，有效降低氫氣平準化成本。
此外，隨著新能源利用小時數(shù)的提高，與最低氫氣平準化成本對應(yīng)的發(fā)電機組-電解槽容量比減小。當(dāng)利用小時數(shù)分別為800、1200、1600和2000 h時，與最低氫氣平準化成本對應(yīng)的發(fā)電機組-電解槽容量比分別為3.2、2.3、1.7和1.3，逐步趨近于1?？梢园l(fā)現(xiàn)，新能源資源稟賦越豐富，在電解槽容量一定的情況下，所需的發(fā)電機組容量越小，即可保證氫氣平準化成本最低。
3.2 電化學(xué)儲能與電解槽的容量比
保持電解槽容量為10 MW、光伏裝機容量為20 MW、光伏資源利用小時數(shù)為1600 h不變，改變電化學(xué)儲能的容量，使其在10 kW至10 MW之間變化。經(jīng)過優(yōu)化計算，氫氣的全生命周期平準化成本隨電化學(xué)儲能裝機容量的變化曲線如圖2所示。
圖2 氫氣平準化成本隨儲能機組與電解槽容量比的變化
Fig.2 The variation of LCOH with storage-to-electrolyser ratio
當(dāng)電化學(xué)儲能與電解槽的容量比從0.01上升至1時，氫氣平準化成本從14.1元/kg上升至39.2元/kg?？梢钥闯觯S著電化學(xué)儲能容量的上升，氫氣成本單調(diào)遞增。一方面，配備電化學(xué)儲能可有效提升電解槽設(shè)備的利用率，在光伏出力較大時充電，在光伏出力不足時放電，較高的設(shè)備利用率可在一定程度上降低氫氣的平準化成本。但另一方面，電化學(xué)儲能將帶來總投資成本的抬升。在兩方面因素共同作用下，氫氣成本隨電化學(xué)儲能容量單調(diào)遞增，說明第二方面因素的影響力更大。因此，可以判斷電化學(xué)儲能的高昂成本會限制其在綠氫項目中的廣泛應(yīng)用。
3.3 電網(wǎng)購電電價
保持電解槽容量為10 MW、光伏裝機容量為20 MW、光伏資源利用小時數(shù)為1600 h、電化學(xué)儲能的容量為0不變，購電價格在0.01~1.00元/(kW·h)之間變化。為明確電價對氫氣平準化成本的影響，將其簡化處理為恒定值，暫不考慮分時電價曲線?；谒鶚?gòu)建的模型對電解槽用電方案進行優(yōu)化，計算得出的氫氣全生命周期平準化成本隨電價的變化曲線如圖3所示。
圖3 氫氣平準化成本隨電價的變化
Fig.3 The variation of LCOH with electricity price
隨著電價由0.01元/(kW·h)上升至0.30元/(kW·h)時，氫氣平準化成本由8.0元/kg上升至17.6元/kg左右，氫氣的產(chǎn)能由1662.2 t/年下降至746.8 t/年；而當(dāng)電價進一步由0.3元/(kW·h)上升至1.0元/(kW·h)時，氫氣平準化成本則保持17.9元/kg不變，不再隨之上升，氫氣產(chǎn)能基本保持在531.8 t/年不變。原因是當(dāng)電價較低時，電解槽的供電方式為光伏+大電網(wǎng)聯(lián)合供電，這將導(dǎo)致供電成本與氫氣產(chǎn)量的上升，低電價使得供電成本的上升幅度小于氫氣產(chǎn)量的上升幅度，因此氫氣全生命周期平準化成本降低，電解槽利用率提升；而當(dāng)電價較高時，供電成本的上升幅度將大于氫氣產(chǎn)量的上升幅度，因此氫氣全生命周期平準化成本不降反升，采用光伏+大電網(wǎng)聯(lián)合供電模式的經(jīng)濟性不如僅采用光伏供電，因此電解槽將采用離網(wǎng)方式運行，氫氣平準化成本將不受電價上升的影響。
4 實證研究
4.1 典型案例1
中國西北部地區(qū)新能源資源稟賦優(yōu)異，以西北部某地區(qū)為代表，其典型周的風(fēng)電、光伏出力曲線如圖4所示。
圖4 西北部某地區(qū)典型周風(fēng)電、光伏出力
Fig.4 The per-unit output for wind and PV power stations in northwestern area in China
從圖4中可以看出，該地區(qū)的光伏電站每天在09:00—23:00之間發(fā)電，在14:00—16:00達到出力最大值。若將典型周的出力折算至全年，可得光伏資源的利用小時數(shù)約為1730 h。風(fēng)電基本在夜間達到出力峰值，白天出力相對較低，折算后可得風(fēng)資源的利用小時數(shù)約為2010 h。
該地區(qū)電價的容量價格為每月33元/kW，低谷時期為02:00—08:00、14:00—16:00，電價為0.227元/(kW·h)；用電的高峰時段為08:00—11:00和19:00—24:00，該時段的購電價格為0.565元/(kW·h)；其余時間為平段，電價為0.396元/(kW·h)。
將風(fēng)電、光伏出力以及分時電價作為模型的輸入?yún)?shù)，對年產(chǎn)量20000 t的綠氫制備系統(tǒng)進行規(guī)劃優(yōu)化，計算得出的建設(shè)方案為電解槽184.26 MW、配套光伏電站227.95 MW、風(fēng)電站68.16 MW、電網(wǎng)提供的最大功率為120.01 MW。氫氣的平準化成本為17.97元/kg。電解槽的利用率約為65.4%。
西北部某地區(qū)綠氫項目在典型周內(nèi)的設(shè)備出力如圖5所示?？梢钥闯?，白天電解槽主要由光伏、風(fēng)電供電，特別是在14:00—16:00之間，幾乎完全由光伏電站供電。在晚間，電解槽主要由風(fēng)電和電網(wǎng)聯(lián)合供電，這主要是由于夜間谷電的價格較低。電化學(xué)儲能的容量很小，基本可以忽略不計。額外的光伏、風(fēng)電以及電化學(xué)儲能的投資都將進一步降低項目的經(jīng)濟效益。
圖5 西北部某地區(qū)典型周內(nèi)綠氫項目關(guān)鍵設(shè)備出力
Fig.5 The production simulation results in a typical week for a green hydrogen project in northwestern China
隨著電解槽、光伏、風(fēng)電設(shè)備成本的變化，系統(tǒng)規(guī)劃方案與運行特性也將發(fā)生變化。當(dāng)使用設(shè)備2030年的成本預(yù)測值時，系統(tǒng)規(guī)劃方案將變?yōu)殡娊獠?37.62 MW、配套光伏電站293.38 MW、電網(wǎng)提供的最大功率為47.16 MW。氫氣的平準化成本為11.70元/kg，電解槽的利用率約為50.8%。
相較于采用當(dāng)前設(shè)備成本計算所得出的規(guī)劃運行方案，氫氣的平準化成本降低約35%，且相較于灰氫、藍氫，將逐步具備經(jīng)濟競爭力。典型周內(nèi)設(shè)備的時序出力情況如圖6所示?？梢钥闯?，電解槽基本僅在白天開啟，由光伏和風(fēng)電站供電。在夜間由電網(wǎng)供電，維持最低允許出力以避免日內(nèi)啟停對設(shè)備壽命造成不良影響，電化學(xué)儲能的影響可以忽略不計。
圖6 2030年西北部某地區(qū)典型周內(nèi)綠氫項目關(guān)鍵設(shè)備出力
Fig.6 The production simulation results in a typical week for a green hydrogen project in northwestern China in 2030
綜上所述，隨著設(shè)備成本的降低，相較于采用大電網(wǎng)供電、更多的儲能投資等方案以實現(xiàn)更高的電解槽利用率，降低電解槽利用率反而可以提升項目的經(jīng)濟效益。因此，如果電價水平與現(xiàn)在大致相同，未來越來越多的綠氫項目逐步轉(zhuǎn)向離網(wǎng)模式運行，僅在夜間利用低谷電價，保障電解槽設(shè)備以最低允許功率保持開機狀態(tài)。
4.2 典型案例2
中國東南部沿海地區(qū)風(fēng)能資源豐富，但太陽能資源相對匱乏。某代表性地區(qū)在典型周內(nèi)的光伏和風(fēng)電時序出力如圖7所示。
圖7 東南部某地區(qū)典型周風(fēng)電、光伏出力
Fig.7 The per-unit output for wind and PV power stations in southeastern in China
從圖7可以看出，中國東南部地區(qū)光伏電站在06:00—19:00之間發(fā)電，13:00—14:00達到最大值。與西北部地區(qū)相比，光伏出力較小，且陰雨天氣較為頻繁，陰雨天時全天光伏出力標(biāo)幺值小于0.2。將典型周的出力標(biāo)幺值折算至全年，可得出該地區(qū)光伏利用小時數(shù)約為926 h。風(fēng)電出力較不規(guī)律，但一般在夜間達到最大值，利用小時數(shù)約為2107 h，稍高于西北部某代表性地區(qū)。
與西北部地區(qū)相比，東南部地區(qū)的電價通常較高。本算例中該地區(qū)的容量價格為每月40元/kW，低谷時期為11:00—13:00和22:00—08:00，電價為0.357元/(kW·h)；高峰時期為09:00—11:00和15:00—17:00，電價為1.207元/(kW·h)；其余時間為平段，電價為0.9元/(kW·h)。
基于所構(gòu)建的模型進行規(guī)劃優(yōu)化，對于年產(chǎn)量為20000 t的綠氫項目，電解槽容量為210.81 MW，配套光伏電站的容量為194.65 MW，風(fēng)電場容量為253.99 MW，電網(wǎng)最大供電功率為93.98 MW。氫氣平準化成本為19.39元/kg，電解槽利用率約為57.2%。
該地區(qū)綠氫項目在典型周內(nèi)設(shè)備時序出力情況如圖8所示。電解槽主要由光伏、風(fēng)電站和大電網(wǎng)聯(lián)合供電，電化學(xué)儲能的容量較小，其作用幾乎可以忽略不計，這主要是由于采用電化學(xué)儲能的供電成本相對較高。相較于西北部地區(qū)，該地區(qū)綠氫項目所生產(chǎn)的氫氣平準化成本較高，電解槽利用率較低，但新能源利用率較高，約為98.9%。
圖8 東南部某地區(qū)典型周內(nèi)綠氫項目關(guān)鍵設(shè)備出力
Fig.8 The production simulation results in a typical week for a green hydrogen project in southeastern in China
當(dāng)使用設(shè)備2030年的成本預(yù)測值時，系統(tǒng)規(guī)劃方案將發(fā)生變化，電解槽容量為223.91 MW，配套光伏電站容量為307.36 MW，明顯高于當(dāng)前的規(guī)劃方案。這是由于光伏發(fā)電設(shè)備成本的迅速降低，在一定程度上彌補了光伏資源相對匱乏的缺陷；配套風(fēng)電場為313.27 MW，相較于當(dāng)前更高；電網(wǎng)供電功率為44.78 MW，僅確保夜間以最低允許功率運行，以避免每日啟停對設(shè)備壽命的負面影響，其余時間段則以離網(wǎng)模式運行。
相較于采用當(dāng)前設(shè)備成本計算得出的規(guī)劃運行方案，2030年氫氣平準化成本降至13.14元/kg；電解槽利用率基本保持不變，約為53.9%。典型周內(nèi)設(shè)備時序出力情況如圖9所示，電解槽在白天由光伏、風(fēng)電聯(lián)合供電，電網(wǎng)僅作為備用，在夜間及新能源出力不足時為電解槽供電，保證其以最小允許功率運行。
圖9 2030年東南部某地區(qū)典型周內(nèi)綠氫項目關(guān)鍵設(shè)備出力
Fig.9 The production simulation results in a typical week for a green hydrogen project in southeastern China in 2030
4.3 建議
結(jié)合量化測算結(jié)果，針對綠氫項目規(guī)劃，提出以下建議。1）中國西北部地區(qū)新能源資源豐富，電價相對較低，當(dāng)前宜采用風(fēng)電+光伏+大電網(wǎng)聯(lián)合供電模式，經(jīng)濟性更高。2）中國東南部地區(qū)風(fēng)力資源較為豐富、太陽能資源較為匱乏，電價較高，宜采用風(fēng)電+光伏供電模式更為經(jīng)濟，大電網(wǎng)僅在夜間及新能源出力不足時為電解槽供電。3）整體來看，將項目建于西北部地區(qū)的經(jīng)濟效益更好，可以最大程度地利用西北部優(yōu)異的資源稟賦條件，并降低氫氣制備成本。
5 結(jié)論
1）隨著風(fēng)電/光伏與電解槽比值的增加，氫氣平準化成本先降低后增加；隨著利用小時數(shù)的增加，與最小氫氣平準化成本對應(yīng)的風(fēng)電/光伏與電解槽比值逐步趨近于1。
2）當(dāng)電化學(xué)儲能與電解槽容量比從0.01上升至10時，氫氣的全生命周期平準化成本將從14.1元/kg上升至39.2元/kg；隨著購電價格由0.01元/(kW·h)上升至1元/(kW·h)時，氫氣平準化成本由8.0元/kg上升至17.9元/kg左右。
3）用電成本是影響綠氫經(jīng)濟性的主要因素，綠氫項目將逐步向新能源富集地區(qū)聚集。若未來電價水平與當(dāng)前基本持平，綠氫項目運行模式將逐步轉(zhuǎn)為白天由光伏、風(fēng)電聯(lián)合供電，電網(wǎng)僅作為備用，在夜間及新能源出力不足時為電解槽供電，保證其以最小允許功率運行，以避免每日啟停對設(shè)備壽命的負面影響。
未來，研究團隊將進一步考慮運營維護成本以及資金的時間價值，為綠氫項目投資、規(guī)劃、建設(shè)等提供更為準確的參考與指導(dǎo)。
注：本文內(nèi)容呈現(xiàn)略有調(diào)整，如需要請查看原文。線
