為實現(xiàn)“碳達峰、碳中和”目標，我國的風電、光伏等清潔能源的裝機規(guī)模將進一步提升。而風電、光伏等波動性電源的大規(guī)模接入，將會對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行造成影響。利用風電、光伏等清潔能源進行電解水制氫，可將風光資源產(chǎn)生的電能轉(zhuǎn)化成可長周期儲存的化學能，促進清潔能源大規(guī)模消納。由清潔能源電解水制備的“綠氫”可替代化石能源用于交通、化工等領(lǐng)域，減少能源應(yīng)用領(lǐng)域的碳排放 [1]。

截 至 2021 年 9 月， 我 國 光 伏 發(fā) 電 裝 機規(guī)模 278 GW，且基本已實現(xiàn)平價上網(wǎng)。利用光伏發(fā)電制氫，可有效降低光伏棄光率，提升太陽能資源的利用率，減小電力外送消納壓力 [1]。近年來，國內(nèi)多個光伏制氫示范工程項目已建成或投產(chǎn)。其中，河北沽源風電制 氫 綜 合 利 用 示 范 項 目 已 投 產(chǎn) 運 營， 項 目總投資 20.3 億， 制 氫 量 1 752 萬 Nm3/ 年 ；全球首套千噸級太陽燃料合成示范項目在甘肅蘭州新區(qū)綠色化工園區(qū)試車成功 ；寧夏投建國內(nèi)最大的光伏制氫項目，包括 200 GW 光伏發(fā)電裝置、產(chǎn)能 20 000 Nm3/h 氫氣的電解水制氫裝置，為已知全球單廠規(guī)模最大的電解水制氫項目。

隨著光伏制氫工程項目的建成投產(chǎn)，光伏制氫工程項目的經(jīng)濟性問題也隨之顯現(xiàn)。現(xiàn)階段一些光伏制氫項目的成本核算模型較粗放，在工程設(shè)計階段沒有充分考慮影響項目經(jīng)濟性的關(guān)鍵因素，造成項目投運后的實際制氫成本遠超預(yù)期，導致項目難以為繼。針對光伏制氫工程項目的經(jīng)濟性評價，國內(nèi)已經(jīng)開展了一些研究。劉慶超 [2] 等分析并測算了不同光伏電價下的制氫成本，以及在滿足 8% 內(nèi)部收益率時，不同光伏造價下的光伏電價。邵志芳 [3] 等提出了一種考慮動態(tài)電價的影響，以單位制氫成本最小為目標的容量配置方法。但接入電網(wǎng)和配置儲能方案對新能源制氫項目經(jīng)濟性影響的研究比較少，尚不能支撐制氫項目工程方案優(yōu)化設(shè)計需要。

本文依托西北地區(qū)某光伏制氫項目，通過構(gòu)建光伏制氫項目經(jīng)濟性分析模型，對比研究采用接入電網(wǎng)與儲能兩種方式平抑光伏出力波動的經(jīng)濟性，研究接入電網(wǎng)、下網(wǎng)電費計價模式對制氫項目經(jīng)濟性的影響，并開展影響因素敏感分析，為光伏制氫項目工程方案設(shè)計提供依據(jù)。

01.  基于光伏出力特性研究的光伏制氫工程方案構(gòu)架設(shè)計

光伏場站發(fā)電功率與太陽輻射強度息息相關(guān)，其出力隨太陽輻射強度的增大而增加，表現(xiàn)出強正相關(guān)性 [4]。我國西北部某地區(qū)不同裝機規(guī)模光伏的典型日出力曲線示意圖如圖 1 所示。以西北某光伏場站為例，其首年年利用小時數(shù)為 1 884 h，末年年利用小時數(shù)為 1 593 h，年均利用小時數(shù)約為 1 750 h，平均每天的利用小時數(shù)約為 4.8 h。場站每天發(fā)電出力時間集中在 6:00-19:00，其中正午時刻太陽輻射強度強，光伏處于高功率運行狀態(tài)，其余時間段處于較低運行功率狀態(tài)。光伏場站出力呈現(xiàn)早晚弱、中午強的特點，且整體呈現(xiàn)晝夜間歇性，直接導致光伏場站本身的利用小時數(shù)較低。

對光伏出力分布特性進行研究，有助于在進行光伏制氫項目工程設(shè)計方案時，為確定光伏電站建設(shè)規(guī)模提供依據(jù)。由圖 1 可知，假設(shè)采用分布式離網(wǎng)光伏制氫方案，制氫規(guī)模為2 400 Nm3/h，如不能余電上網(wǎng)，若光伏裝機容量過大 ( 超過制氫設(shè)備額定功率 )，則將造成棄光。若這部分棄光通過儲能電池儲存起來再用于制氫，則還要考慮儲能電池的容量、充放電效率以及附加的電池成本等對項目經(jīng)濟性造成的影響。如果光伏裝機配置容量小于或等于制氫設(shè)備額定功率，則會造成制氫裝備低負荷運行時間長、有效利用小時數(shù)低等問題。為提升新能源制氫項目的經(jīng)濟性，在工程方案設(shè)計時往往考慮接入部分市電，尤其是接入電價較低的谷電，以提高制氫設(shè)備的利用率、提高氫氣產(chǎn)量。理想的模式是通過 100% 綠電交易電量制氫，但目前尚無相關(guān)的支持政策。

此外光伏場站發(fā)電功率會受溫度變化、天氣變化等因素影響，具有明顯的隨機性和波動性特征，不同天氣條件下的光伏陣列出力如圖 2所示 [5]。根據(jù)統(tǒng)計資料，光伏發(fā)電波動主要集中在 5 min 的時間尺度上，波動幅值主要分布在光伏裝機容量的 40% 范圍內(nèi) [5]。

對于堿性電解水制氫設(shè)備，一般需要在20% 額定功率以上條件下運行，且其最大升負荷速率受限，造成了其對光伏場站出力波動性耐受性較差的問題 [7-9]。所以，基于制氫設(shè)備運行安全性考慮，應(yīng)采用一定措施減小光伏場站的低水平出力與波動性。光伏制氫工程方案一般采用配置一定的儲能容量來平抑光伏波動性 [10]，在具備接入電網(wǎng)條件時，也可以考慮接入電網(wǎng)平抑光伏出力。本文將重點分析利用儲能和接入電網(wǎng)兩個方案平抑光伏波動性時，對光伏制氫項目經(jīng)濟性的影響。

02.  光伏制氫項目經(jīng)濟性分析模型構(gòu)建

本研究自主構(gòu)建了一套光伏制氫項目經(jīng)濟性評價模型，主要邊界條件見表 1 所列。假設(shè)一個典型光伏制氫項目制氫規(guī)模為 2 400 Nm3/h，光伏裝機規(guī)模為 12 MW，制氫能耗為 5 kWh/Nm3，依據(jù)光伏制氫項目經(jīng)濟性評價模型，可以依據(jù)光伏制氫項目經(jīng)濟性評價模型計算單位立方氫氣制備成本。同時，自主構(gòu)建了一套投資評價模型，主要邊界條件見表 2 所列。依據(jù)投資評價模型，通過輸入氫氣銷售價格等邊界，可以計算項目內(nèi)部資本金收益率和全投資收益率，同時，也可以依據(jù)此模型反推出滿足項目投資收益率時的氫氣售價。

經(jīng)濟性評價模型主要考慮以下費用 ：

1) 建設(shè)投資費用 ：主要包含光伏電站、制氫設(shè)備、儲氫設(shè)備以及儲能設(shè)備的投資建設(shè)成本 ；

2) 運維費用：主要包含設(shè)備運維費用、水費、電費、土地租金、人工費、管理費、日常運維費用 ；

3) 貸款費用 ：貸款利率按照 5%，年限15a，等額本金，貸款金額為總投資額的 70% ；

4) 稅費 ：主要考慮增值稅、企業(yè)所得稅以及附加稅等。

03.  接入電網(wǎng)對光伏制氫工程經(jīng)濟性影響分析

3.1 接入電網(wǎng)對光伏制氫工程的積極作用

光伏場站的日有效利用小時數(shù)較低，且出力具有波動性。在規(guī)劃光伏制氫項目工程方案時，可將光伏場站裝機容量配置超過制氫設(shè)備額定功率，兩者之間的功率差距通過儲能站去平抑。該方法一方面可增加制氫設(shè)備有效利用小時數(shù)，一方面儲能站兼具平抑光伏波動的功能，但會增加裝備投資。如何進行資源優(yōu)化配置，降低單位制氫成本，還需要進一步論證。對于光伏制氫工程項目，從減少固定資產(chǎn)投資這一角度來說，引入電網(wǎng)電力進行電力補充和平抑光伏波動，也可以增加制氫設(shè)備的有效利用小時數(shù)，并為制氫設(shè)備運行提供穩(wěn)定的運行環(huán)境 [11-12]。本文將重點分析接入電網(wǎng)和儲能兩種不同方式進行電力補充和平抑光伏波動時，對制氫工程經(jīng)濟性的影響。

3.2 接入電網(wǎng)與儲能對制氫系統(tǒng)經(jīng)濟性影響對比分析

在上述假設(shè)制氫案例情景下，重點分析接入電網(wǎng)和儲能兩種不同方式進行電力補充和平抑光伏波動時，對制氫工程經(jīng)濟性的影響。構(gòu)建光伏制氫項目經(jīng)濟性分析模型，分析上述典型制氫項目在使用谷電 (8 h) 滿功率運行后，通過利用接入網(wǎng)電 ( 平電和峰電 ) 和引入儲能 ( 電量來自谷電 ) 兩種模式提高制氫量時項目經(jīng)濟性的差異。

在獲得相同制氫量條件下，兩種模式使用的總下電網(wǎng)量相等，但因從公網(wǎng)下電的時間不同，兩者使用分時結(jié)算電價也有區(qū)別。隨著制氫產(chǎn)量的增加，需要使用的下網(wǎng)電量也增加，利用接入電網(wǎng)模式優(yōu)先利用平時電價時段電量，若不足再考慮峰時電價時段電量 ；利用引入儲能模式可以利用谷時電價時段電量進行儲電。兩種模式下的用電量、單位制氫成本、8% 內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價分別如圖 3 ～圖 5 所示。由圖可知，在相同日制氫產(chǎn)量條件下，采用儲能設(shè)備模式，單位制氫成本和 8% 內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價明顯高于接入電網(wǎng)模式。

研究表明，在假設(shè)的制氫規(guī)模及光伏裝機情況下，由于采用儲能設(shè)備模式時初始固定資產(chǎn)投資較高，雖然可以利用谷時電價時段的電量用來制氫，該模式單位制氫成本仍不具備優(yōu)勢。

3.3 下網(wǎng)電費計價模式對制氫項目經(jīng)濟性影響

下網(wǎng)電費主流的計價模式有兩種 ：平均交易電價計價、峰谷平電分時段計價。平均交易電價計價模式，電價在一段時間內(nèi)固定不變。峰谷平電分時段計價模式是基于用戶用電負荷規(guī)律，通過在負荷高峰時段適當調(diào)高電價、負荷低谷時段適當降低電價，引導用戶制定合理用電計劃，平衡用電負荷、緩解供電壓力。不同計價模式最終反應(yīng)在下網(wǎng)電費上，進而影響制氫成本和制氫經(jīng)濟性。

西北某地區(qū) 1-10 kV 等級電力平均交易電價計價和峰谷平分時計價的計價標準，以及兩種計價模式下不同電價水平的網(wǎng)電最大使用量，見表 3 所列。

研究表明，在制氫成本方面，采用峰谷平電分時段計價模式的下網(wǎng)電費與單位制氫成本低于采用平均交易電價計價模式。如圖 6 ～ 圖 8所示。采用峰谷平分時計價模式，隨著谷電電量增加，制氫成本與 8% 內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價均呈現(xiàn)下降趨勢。具體為，制氫成本從 27.81 元 /kg 降低至 19.79 元 /kg，8% 內(nèi) 部投資收益率下的氫氣售價從 42.4 元 /kg 降低至24.9 元 /kg。當谷電用量達到最大時，隨著平電用量增加，制氫成本與 8% 內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價均呈現(xiàn)先略下降然后上升趨勢，最低的制氫成本與 8% 內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價分別為 19.48 元 /kg (平電用量為 5 MWh)和 24.82 元 /kg( 平電用量 15 MWh)。當開始使用峰電時，隨著峰電用量增加，制氫成本與 8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價均呈現(xiàn)上升趨勢。

在平均交易電價模式下，隨著網(wǎng)電用量增加，光伏制氫工程的制氫成本變化較小，8% 內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價呈現(xiàn)下降趨勢，從42.4 元 /kg 下降至 31.3 元 /kg。

綜合對比兩種電力交易模式，光伏制氫工程通過接入電網(wǎng)能夠顯著提升工程經(jīng)濟性，其采用峰谷平分時計價模式進行電力交易的制氫成本與 8% 內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價均低于平均交易電價模式。峰谷平分時計價模式下，谷電對光伏制氫工程的制氫成本與售價的降低貢獻最大，因此光伏制氫工程應(yīng)優(yōu)先采用谷電作為補充電力

3.4 接入電網(wǎng)條件下的光伏制氫工程經(jīng)濟性敏感分析

基于光伏制氫經(jīng)濟性評價模型，對該光伏制氫工程在接入電網(wǎng)模式下的制氫成本與 8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價進行了敏感性分析，研究光伏場站造價、制氫設(shè)備造價、網(wǎng)電價格等因素對制氫成本與氫氣售價的影響。

研究表明，在接入電網(wǎng)模式下，光伏制氫工程制氫成本中影響最大的為網(wǎng)電成本，網(wǎng)電價格下降 10%，可將制氫成本從 19.48 元 /kg 降低至18.46 元 /kg。其次是光伏場站造價，光伏場站造價下降 10%，可進一步將制氫成本 18.46 元 /kg從降低至 18.18 元 /kg。然后是制氫設(shè)備造價，其下降 10%，可將制氫成本從 18.18 元 /kg 降低至17.93 元 /kg。8% 內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價的變化趨勢與制氫成本基本相同，如圖 9 所示。

04.  結(jié)論

本文針對光伏制氫工程項目經(jīng)濟性評估問題，以西北某地區(qū)光伏制氫工程為對象，建立了經(jīng)濟性分析模型，研究了接入電網(wǎng)對光伏制氫工程經(jīng)濟性的影響，對比分析了配置儲能與接入電網(wǎng)情況下的經(jīng)濟性，以及不同下網(wǎng)電費計價方式下的經(jīng)濟性，并對接入電網(wǎng)模式下的光伏制氫工程開展了經(jīng)濟性敏感分析，主要結(jié)論如下 ：

1)光伏出力受太陽輻射角與天氣影響，高功率出力時間較短，且存在功率波動問題，造成制氫設(shè)備利用小時數(shù)較低。光伏制氫工程中接入電網(wǎng)電力，可平抑光伏出力波動性，提高低功率水平電力利用率，增加制氫設(shè)備的利用小時數(shù)。

2)針對光伏制氫工程的低功率電力消納與出力波動性問題，可采用接入網(wǎng)電或配置儲能方式來解決。通過搭建經(jīng)濟性評估模型進行經(jīng)濟性對比，有利于在工程設(shè)計階段優(yōu)化方案。在本研究假定規(guī)模條件下，利用網(wǎng)電進行平抑光伏波動和維持低負荷運行時，項目經(jīng)濟性明顯優(yōu)于儲能方案。

3)下網(wǎng)電費計價模式主要有平均交易電價與峰谷平分時電價兩種計價方式。在做工程項目方案設(shè)計時，也要充分考慮兩種計價方式對項目經(jīng)濟性的影響。在本研究假定規(guī)模條件下，采用峰谷平分時電價模式，其制氫成本與 8%內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價均低于平均交易電價方式。

4) 通過經(jīng)濟性敏感因素分析，對于接入電網(wǎng)的光伏制氫工程的制氫成本與 8% 內(nèi)部投資收益率下的氫氣售價，影響最大的為下網(wǎng)電價，其次為光伏設(shè)備造價與制氫設(shè)備造價。在光伏制氫工程規(guī)劃設(shè)計過程中，應(yīng)積極爭取優(yōu)惠的下網(wǎng)價格。