中國儲能網(wǎng)訊：11月24-26日，由湖南省工業(yè)和信息化廳、湖南省商務廳、長沙市人民政府、中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會聯(lián)合主辦，100余家機構共同支持的湖南（長沙）電池博覽會暨第二屆中國國際新型儲能技術及工程應用大會在長沙圣爵菲斯大酒店召開。此次大會主題是“新能源、新機遇、新高度”。
會議期間，組委會邀請了國網(wǎng)山東經(jīng)研院規(guī)劃評審中心博士孫東磊分享主題報告《電制氫促進山東新能源消納的技術經(jīng)濟分析》。以下是發(fā)言主要內(nèi)容：
孫東磊：大家上午好！我是國網(wǎng)山東經(jīng)研院的孫東磊，下面我來匯報由我們團隊完成的電制氫促進山東新能源消納的技術經(jīng)濟分析相關成果。
匯報主要分為以下四個部分。
首先匯報電制氫的發(fā)展背景。截至今年7月底，山東風光總裝機容量已達5700萬千瓦以上，預計到2025年山東風光總裝機將達9300萬千瓦，隨著山東新能源裝機迅猛增長，消納形勢越來越嚴峻，2021年全年棄電量8.8億千瓦時，2022年截至7月底，棄電量已超過21年全年的數(shù)據(jù)。因此為進一步促進山東新能源消納的能力，需要探索多種新能源消納的手段，氫能是一種零碳高效的能源形式，目前在氫能政策研究方面，氫能源的利用尚處在培育期，未來氫能燃料電池汽車市場有望成為氫能源的主要消費端，政府逐年加大了政策引導支持力度，并且政府在最新的政策中也提出，要鼓勵有條件的地區(qū)利用可再生能源來制氫，山東省也陸續(xù)出臺各項政策，全力支持氫能發(fā)展。
總體來看，山東省氫能產(chǎn)業(yè)政策框架初步形成，具備了較為完善的產(chǎn)業(yè)政策體系，特別是在制氫站相關政策方面，山東已逐步放寬了對制氫站的審批。從安全情況來看，目前氫能按?；穪砉芸?，其在生產(chǎn)、運輸、儲藏、加注、使用等各個環(huán)節(jié)的要求均比較苛刻。實際上氫氣雖是易燃易爆氣體，但是爆炸條件并不容易形成，并且目前山東省也放寬了對制氫加氫站的場地和資金的限制，這為就地就近利用網(wǎng)電發(fā)展制加氫業(yè)務奠定了基礎。
綜合上述前提，氫能是實現(xiàn)能源轉型的重要載體，氫能產(chǎn)業(yè)化發(fā)展也具備一定的政策基礎和技術基礎。電制氫技術是促進氫能源消納的重要途徑。
第二部分，氫能技術及經(jīng)濟性的研究。
從產(chǎn)業(yè)角度來看，氫能產(chǎn)業(yè)鏈條長、涉及能源、化工、交通等多個行業(yè)，從應用角度，氫能產(chǎn)業(yè)鏈包括制、儲、運、加氫與氫的綜合應用。綜合電網(wǎng)企業(yè)的實際特點，本研究主要聚焦于氫能的供給側，即制、儲氫環(huán)節(jié)的技術經(jīng)濟研究和消費側需求的研判。
氫能供給側的相關情況，在氫能的生產(chǎn)方面，中國是世界第一產(chǎn)氫大國，氫氣產(chǎn)能約為每年4000萬噸，目前氫的制儲產(chǎn)業(yè)主要有三種較為成熟的技術路線：一是化石能源原料制氫，二是工業(yè)副產(chǎn)物制氫，三是電解水制氫。其中電制氫技術根據(jù)電解質不同，主要可分為堿性、質子交換膜、固體氧化物電解三大類，PEM電解水制氫技術可快速啟動，無污染與雙碳背景下新能源發(fā)展形勢更為契合，而堿水制氫則存在環(huán)境污染和啟動速度較慢的問題。
在電制氫設備方面，我國堿水電解制氫的發(fā)展時間較早，目前已經(jīng)充分國產(chǎn)化。近年來國內(nèi)PEM電解槽材料企業(yè)開始陸續(xù)進場，開啟國產(chǎn)化之路。在氫的儲存方面，目前高壓氣態(tài)儲氫的技術比較成熟，液態(tài)儲氫應用范圍較小，固態(tài)和有機液態(tài)儲氫目前尚處于實驗室研究階段，在氫的運輸方面，氫的運輸方式包括道路、車輛、鐵路、輪船、管道運輸四種，現(xiàn)階段我國普遍采用20兆帕氣態(tài)高壓儲氫與集束管車的運輸方式，運輸距離超過200公里后經(jīng)濟性大幅降低。
長遠來看，發(fā)展多點供應的氫能制加一體和建設完善的管網(wǎng)體系，是解決區(qū)位氫源供需錯配的根本途徑。
加氫站是實現(xiàn)氫能分配不可或缺的部分，目前我國的加氫站以外供氫為主，站內(nèi)采用高壓氣氫儲存技術。從技術水平來看，我國加氫站相關技術正逐步國產(chǎn)化，35兆帕加氫站技術已趨于成熟，從加氫站建設參與主體來看，多元化趨勢明顯，截至今年上半年已累計建成加氫站超270座，居世界首位。根據(jù)我們調研結果，目前山東省的制氫能力約為每年438萬噸，大部分為工業(yè)副產(chǎn)氫，運輸方式主要采用20兆帕，高壓長管拖車方式，全省的加氫站已建成25座，日加氫能力2萬公斤。根據(jù)規(guī)劃到2025年，山東全省的車用燃料氫共總共氫能力達到5萬噸每噸，建成低壓純氫管網(wǎng)150公里以上，累計建成加氫站100座。
綜上，從氫能供給側的研究結果來看，采用PEM電解水制氫是未來電制氫基礎的方向，
氫能消費側研究總體上來看，氫能應用場景豐富，可廣泛應用于化工、交通運輸、能源、工業(yè)等領域。從調研結果來看，化工工業(yè)領域的運行純度較低，對價格比較敏感，現(xiàn)階段市場已經(jīng)基本飽和。對于采用氫能作為電網(wǎng)儲能的路線，電氫電的效率低于30%，與電化學儲能競爭不具備優(yōu)勢。從全國氫氣需求來看，目前氫氣主要還是作為工業(yè)原材料使用，預計未來隨著交通領域的氫能汽車的發(fā)展，交通領域將成為氫能的主要消費市場。
就山東而言，在交通領域目前已累計推廣應用燃料電池汽車超過1000余輛，預計到2025年達到1萬輛，2030年達到5萬輛，建成加氫站200座。目前青島、濰坊等市在交通領域存在用氫的需求，且數(shù)量較高，目前政府對于氫燃料汽車的支持力度較大。臨沂市將建設氫能城市配送車輛應用示范項目，需配套建設小型化的制氫加氫站，其他領域方面，化工領域用氫需求不高，用量大，對價格敏感。目前全省化工領域氫氣價格在每千克20元以下，電子領域對氫品質要求高，但用量小。
根據(jù)我們對于氫能消費側的研究情況，我們認為交通領域是用氫的潛在空間，并且青島濰坊存在較大規(guī)模的用氫需求，也存在小型化的示范需求。電子氫經(jīng)濟性研究氫能供應鏈由氫制儲、氫儲運氫加注三個環(huán)節(jié)構成。
首先匯報電制氫環(huán)節(jié)的成本，2021年12月山東開啟了電力現(xiàn)貨結算試運行，我們統(tǒng)計了去年12月至今年7月現(xiàn)貨市場5832個小時的電價情況，一次從這8個月421個小時的棄電段來看，平均交易電價為每度電兩分錢，折合到用戶側約為每度電3.3毛。二是我們利用5832小時的數(shù)據(jù)作為樣本應用統(tǒng)計分析，預測了2022年全年的電價分布情況，從預測結果來看，電價較低的1000到4000小時，平均電價約為每千瓦時2毛6到4毛9，隨著利用小時的增加，電價也逐步上升。
因此在山東電力現(xiàn)貨市場電價出氫價格與年利用小時數(shù)分析的基礎上，我們結合兩種電制氫設備投資情況，進行了電制氫生產(chǎn)成本的測算。經(jīng)測算得出，對于堿性水電解質性來說，每年利用小時數(shù)2000小時，此時電解制氫成本最優(yōu)，對于PEM電解純水制氫來說，每年利用小時數(shù)4000小時，實施電解制氫成本最優(yōu)。
在運氫成本方面，當運輸距離為100公里是20兆帕，長管拖車運輸氫氣的成本為9.6元每千克。隨著運輸距離的增加，20兆帕和50兆帕運輸條件下的成本逐漸分化，50兆帕下的成本優(yōu)勢也越來越明顯。
在加氫成本方面加氫站成本較高，單位氫氣成本約16元每千克，一方面由于氫氣性質導致加氫站比傳統(tǒng)加油站工藝更加復雜，加氫站成本是等規(guī)模下傳統(tǒng)站投資成本的三倍。另一方面由于每日加氫量有限，造成折舊成本較高。
綜合以上分析，我們測算了電制氫的生產(chǎn)運輸加注全產(chǎn)業(yè)鏈的氫氣成本，在加氫站外供氫供應模式下，電解氫綜合成本遠高于化石能源制氫及工業(yè)副產(chǎn)物氫，若能實現(xiàn)電解水制氫的就地應用。堿水制氫綜合成本可降至48.6千克，與運輸距離為200公里的化石能源制氫相當，與運輸距離為300公里的工業(yè)副產(chǎn)氫相當，純水制氫綜合成本可降至64元每千克，但仍高于運輸距離500公里以內(nèi)的化石能源制氫及工業(yè)副產(chǎn)氫。
現(xiàn)階段山東電制氫經(jīng)濟性最高的應用場景為制加氫一體帶，避免中間運輸成本主要用于解決目前交通領域供需錯配矛盾，實現(xiàn)電制氫就地就近供應氫燃料汽車。
第三部分，山東電網(wǎng)促進新能源消納電制氫示范應用方案的研究。
綜合前述分析，從技術經(jīng)濟和未來發(fā)展方向等方面綜合考慮，現(xiàn)階段山東電制氫比較可行的應用路徑為，選擇環(huán)境電網(wǎng)友好型的PEM純水制氫技術，利用新能源低價電或電網(wǎng)低價電實現(xiàn)制加氫一體，避免中間運輸成本，主要用于解決目前交通領域供需錯配矛盾，實現(xiàn)電制氫就地就近供應氫燃料汽車。我們選取了規(guī)模化制氫與分布式制充換一體兩種應用場景，并且按照市場分析基本方案、敏感性分析技術路線，對兩個場景進行了經(jīng)濟性的分析，先分析地區(qū)的市場空間，然后確立基本的邊界條件，并開展投資收益的估算。最后在此基礎上開展相關的敏感性的分析。
首先匯報場景一的相關情況，從市場分析看，濰坊和青島地區(qū)的用氫需求均存在缺口，但是目前濰坊有多項在建或規(guī)劃的車用氫氫生產(chǎn)項目，項目2023年全部按期投產(chǎn)，近期濰坊地區(qū)市場飽和，2025年尚存在需求缺口。青島市目前內(nèi)部的車用氫生產(chǎn)項目較少，現(xiàn)階段至少存在0.5噸以上的需求缺口?？紤]到一般車用氫的加氫量為每次三四千克，建議可在兩地建設規(guī)?；萍託漤椖?。
下面匯報方案一的技術方案，從前期調研結果來看，青島和濰坊的氫價水平高，短期需求缺口都在500千克以上，因此我們建議規(guī)?；闹萍託湟惑w戰(zhàn)，設備配置按照兩套250標方制氫設備，加氫站按照500千噸每天的能力來設計，運行方式參照獨立電化學儲能電站運行模式，優(yōu)先利用消納緊張時段的電力運行，只在棄電概率最高時段來運行，每日運行8小時，年運行約3000小時來測算，可消納新能源675萬千瓦時，此時現(xiàn)貨預估價格為每度電4毛4，制加氫綜合成本為每千克71元，項目總投資4850萬元。按照濰坊市60元每千個售氫價格來考慮，項目投資總收益率為百分之負3.07，處于微虧狀態(tài)。如果按照青島市每千克75元售氫價格來考慮，項目投資收益率為1.1%。
在幾種方案基礎上，我們考慮其他因素變化對收益的影響，相關敏感性測算結果如表所示（圖），可以看出對項目投資收益率影響較大的因素，有利用小時數(shù)售氫價格以及獲得額外的收入。
根據(jù)敏感性分析結論，考慮儲能的租賃收益、需求響應收益，相對容易爭取相關的政策。則在疊加上述兩種額外收入的情形下，項目投資收益率為負的0.69%，基本處于盈虧平衡的狀態(tài)。進一步爭取政府政策、免電價附加費用，最理想狀態(tài)下，制加氫綜合成本為64.71元每千克，項目投資收益率為1.07%，處于微利狀態(tài)。
同時考慮到濰坊市近期出臺了對輸氫管道的支持政策，我們也研究了建設制氫站，不建設加氫站，電解水制氫后已注入輸氫管道方式銷售的備選方案，按照30元每千克售氫價格來考慮，項目投資收益率為負的8.61%，處于虧損狀態(tài)。按相同的計算原則，將各敏感性因素與基本方案的投資收益率進行綜合對比分析，無論何種情況，投資收益率均為負值。
應用場景二是依托臨沂市450輛換電和50輛氫能城市配送車輛應用示范項目，利用換電站場地規(guī)劃建設氯電制加氫一體站一座，該項目制產(chǎn)氫36千克，可滿足示范項目的50輛氫能物流車用氫需求。項目的主要特點是充換電與制加氫一體化設計，利用棄風、棄光電量和低谷電量為電池充電和制氫，同時在其他時段使用電池放電提供制氫電源，提高制氫設備的利用小時數(shù)，實現(xiàn)電網(wǎng)新能源發(fā)電消納能力提升和用戶換電與用氫成本降低的協(xié)同效益。該項目的制氫系統(tǒng)按照日產(chǎn)氫36千克的小型化制氫系統(tǒng)來設計，按照制氫設備日運行20小時，考慮在白天棄電概率最高時段和夜間其他棄電時段，制氫設備運行，直接消納電網(wǎng)棄風棄光電量，其余時段利用動力電池存儲的棄風棄光電量，為制氫設備提供電量，可同時滿足日均50輛電車的換電需求和氫能車用氫需求。項目投產(chǎn)后，在配置電池的情況下，每年將促進新能源消納36萬千瓦時，按照60元每千克售氫價格來考慮，項目處于未虧狀態(tài)，投資收益率為-2.04%，如果配置電池投資收益率為-6.05%。疊加儲能租賃收益及具有響應收益的最可能條件下，項目投資收益率為-1.06%，仍處于微虧狀態(tài)，若可進一步爭取政策免電價附加費用，則最理想條件下自加氫綜合成本為60.6元，每千克項目投資稅率為0.83%，處于微利狀態(tài)。
最后總結一下，為促進新能源消納采用PEM電制氫技術建設制加氫一體站，利用新能源消納緊張時段富于電力制氫，滿足當?shù)貧洳牧掀嚬墙?jīng)過技術鑒定比較后的最優(yōu)方案，但是從投入產(chǎn)出來看，受制氫設備的成本，電價等因素影響，電制氫項目尚不具備大規(guī)模的推廣條件，可從技術和政策研究角度，探索開展小型的示范項目。
