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光伏制氢在我国西北区域已具备经济可行性

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2022-7-29 浏览次数：

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光伏发电作为国家鼓励发展的绿色清洁能源，近年装机规模不断增大，但光伏发电具有随机性、波动性、阶段性供电等问题，增加了电网调度难度。随着光伏装机规模的不断扩大，光伏发电将面临增加储能问题，这就为光伏发电持续发展带来了一定挑战。

光伏发电制氢用于天然气掺烧、燃料电池，可丰富终端用户用能多样性，保障能源安全，也是解决光伏发电所面临问题的一种途径。

光伏发电技术和制氢技术都较为成熟，光伏制氢系统技术研究相对较多，但还未出现大型工程。光伏制氢技术主要集中在光伏制氢联合运行模式优化与光伏制氢系统设计及优化方面，目前研究主要集中于系统设计优化，对于整个系统的经济性缺乏研究。本文重点研究光伏制氢经济性，并与传统行业制氢成本进行对比分析，从而为光伏制氢提供发展路径建议。

1. 光伏制氢技术路线

光伏发电制氢主要利用光伏发电系统所发直流电直接供应制氢站制氢用电。光伏直流发电系统相比传统电站减少了逆变和升压的过程，主要设备设施包括光伏组件、汇流箱、支架、基础、接地装置等，光伏组件可根据制氢站输入电压和电流要求进行串、并连配置，从而提高系统效率。电解水制氢目前技术成熟、设备简单，运行和管理较为方便，制取氢气纯度较高，无污染，主要有3种技术路线。

碱性电解槽制氢。该种电解槽的结构简单，适合大规模制氢，价格较便宜，效率偏低约70%~80%，主要设备包括电源、阴阳极、横膈膜、电解液和电解槽箱体组成，电解液通常为氢氧化钠溶液，电解槽主要包括单极式和双极式。

聚合物薄膜电解槽(PEM Electrolyzer)制氢。效率较碱性电解槽效率更高，主要使用了离子交换技术。电解槽主要由聚合物薄膜、阴阳两电极组成，由于较高的质子传导性，聚合物薄膜电解槽工作电流可大大提高，从而提升电解效率。随着质子交换膜、电极贵金属技术进步，聚合物薄膜电解槽制氢成本将会大大降低。

固体氧化物电解槽(Solid Oxide Electrolyzer)制氢。可在高温下工作，部分电能可由热能替代，效率高、成本低，固体氧化物电解槽是三种电解槽中效率最高的设备，反应后的废热可与汽轮机、制冷系统进行联合循环利用，提升效率，可达到90%。

电解水制氢技术路线成熟，目前未大规模推广关键因素为电价问题，以目前工业用电用来制氢成本过高，市场竞争力较差。

2. 光伏发电制氢经济性分析

2.1传统方式制氢成本分析

目前市场成熟制氢方式主要包括煤气化制氢、甲醇制氢、天然气制氢以及工业副产品制氢。

煤气化制氢投资成本较高，随着规模增大，单位投资大幅下降，同时原料便宜，按照5800大卡烟煤计算，价格为500元/吨时制氢成本仅为0.7元/Nm³（表1）；
甲醇制氢投资较低，适合2500Nm³以下制氢规模，按照1Nm³氢气消耗0.72千克甲醇，甲醇价格按2319元/吨计算，制氢成本如表2；
天然气制氢单位投资成本低，在1000Nm³以上经济性较好，按照1Nm³氢气消耗0.6Nm³天然气，天然气价格按1.82元/Nm³计算，制氢成本如表3。

2.2光伏发电制氢成本及经济性分析

以1000Nm³/h水电解制氢为例，总投资约1400万元，按照1Nm³氢气消耗5kWh电能计算，不同电价测算制氢成本分析如表4。由此分析，光伏发电制氢电价控制在0.3元/千瓦时以下时，制氢成本才具有竞争力。按照目前市场价格进行测算，以100MW光伏发电直流系统造价如表5。

以一类资源区域为例，首年光伏利用小时数为1700小时计算，其他参数为：装机容量100MW，建设期1年，资本金投资比例20%，流动资金10元/kW，借款期限10年，还本付息方式为等额本息，长期贷款利率4.90%，折旧年限20年，残值率5%，维修费率0.5%，人员数量5，人工年平均工资7万元，福利费及其他70%，保险费率0.23%，材料费3元/kW，其他费用10元/kW。

按照全部投资内部收益率满足8%反算电价，并分别分析计算造价为2.3亿、2亿、1.8亿、1.6亿元时的电价。通过计算，在满足全部投资内部收益率为8%时，不同造价下的电价如表6。

3. 结语

光伏发电制氢在资源一类区域已具备经济可行性，较天然气制氢、甲醇制氢成本较低，随着光伏发电成本的持续下降，光伏发电制氢竞争力将进一步增强。本文未考虑氢气运输成本，光伏发电直供电制氢应与需求方靠近，资源一类区域主要集中在西北区域，该区域氢气用户主要为炼化、化工企业，用气量较大，对制氢站规模要求较大。

光伏组件价格下降较快，随着价格进一步降低，部分二类资源区光伏发电制氢也将具有竞争力，该类区域相对靠近负荷中心，经济发达，氢气需求量较大。光伏发电制氢工艺简单、运维难度低，制氢规模可根据场地和需求进行模块化组合，随着燃料电池技术的进步，分布式可再生能源制氢供应燃料电池也将是未来重要发展趋势。

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