1. 引言

氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，在能源体系中具有战略定位。根据《氢能产业发展中长期规划》(2021~2035年)指示，到2025年初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系，但是氢气作为清洁能源，不易从自然界中获得，需要通过甲烷水气重整反应(SMR)或电力水解等方法来制备[1]，利用可再生能源发电进行水电解制氢在生产过程中不会排放碳，这种方式生产的绿氢符合当今世界能源发展的趋势。氢既是氨和甲醇等化工原料的上游产品，也可实现就地消纳，用于供暖、运输和发电等目的[2]，在短期储能方面，电力经济更可取，但长期储能，使用氢气更有利[3]，因此，绿氢能进入电力系统是必然趋势，但目前该模式下的可再生能源制氢系统仍处于示范阶段，不仅系统运行稳定性方面不成熟，经济可行性方面同样受阻，存在各种阻碍有待克服。

2. LCOH法评估绿氢进入新型电力市场的经济可行性

电力经济证明短期储能可更加合理地均衡电网负荷，在经济增效方面可取，但长期储能方面，氢能更有利，尤其是氢的后端制造。要使绿电制氢项目成功示范后商业化，必须验证通过经济可行性，因此，通过综合考虑实际采用的技术、发电环境、可再生能源和电解系统的成本和效率以及系统的寿命，准确估算氢气的单位生产成本非常重要，这关乎于氢能是否能顺利进入电力系统市场。

内部收益率(IRR)是经济性评价的重要数据，但却并不完全适用于绿氢经济性估算，绿氢的平准化成本(LCOH)可以描述为氢气生产技术投资的总生命周期成本除以其累计生产交付的氢气量，LCOH需要将研究对象划分为不同的单元进行核算，针对不同的模块计算可发现在制氢工艺模块方面，目前，ALK制氢的LCOH (26.02元/kg)和PEM制氢的LCOH (38.04元/kg)都比煤炭制氢的LCOH (15.29元/kg)要高，但伴随新能源电价，制氢设备及技术突破等因素影响，绿氢的LCOH将在2030~2040年间与灰氢售价迎来“拐点”。在输氢方面，管道运输和短距离长管拖车运输方式的LCOH最低，也最具有经济效益，但长远角度而言，管道运输必然占据效益高点，此外，若在加氢方面，1000 kg/d的加氢站的LCOH要比500 kg/d的加氢站低[4]。因此，未来采用管道运输规模较大的新能源制氢经济性质要比其他制氢模式更具有经济可行性。

目前，碱液电解水制氢(AWE)、质子交换膜电解水制氢(PEMWE)是已投产并具有运行经验反馈的电解制氢设备，新能源发电包括海上风电，陆上光伏、陆上风电等，研究显示，陆上风电–AWE案例的LCOH最低，而陆上光伏–PEM案例的LCOH最高[5]。最新研究预测，2030年后陆上光伏–AWE将具有最好的经济性，而未来陆上光伏–PEM制氢成本依然在众多能源场景组合中最高[6]。

Jahangiri等[7]使用多标准决策(MCDC)算法比较了风电和光伏(PV)生产过程中的经济性和二氧化碳排放量。Wu等[8]计算了由风力发电厂、光伏电站、电池和电网组成的系统中的氢的平准化成本(LCOH)。两者结论为，水电解系统效率和电价是决定LCOH的最重要因素。

3. 能源场景模拟计算分析氢气成本敏感因素

为了更好地分析电力系统下氢能经济可行性的影响因素，我们选取能源场景进行模拟计算，以山东地区100 MW光伏制氢为例，在光伏电站内建立绿氢系统，并分析在该场景下影响绿氢收益主要因素，计算模型方法如下：

$LCOH=\frac{C_1-\frac{V_R}{{\left(1+i\right)}^N}-{{\displaystyle \sum }}_{n=1}^N\frac{C_a}{{\left(1+i\right)}^n}+{{\displaystyle \sum }}_{n=1}^N\frac{C_2}{{\left(1+i\right)}^n}+C_e+{{\displaystyle \sum }}_{n=1}^N\frac{C_3}{{\left(1+i\right)}^n}-{{\displaystyle \sum }}_{n=1}^N\frac{C_y}{{\left(1+i\right)}^n}}{{{\displaystyle \sum }}_{n=1}^N\frac{H_n}{{\left(1+i\right)}^n}}$

式中：C₁表示系统静态初始投资，V_R表示系统余值，C_a表示项目增值抵扣税，C₂表示第n年的维护检修成本，C_e为电解槽的折旧成本，C₃表示第n年的运营成本，C_y表示光伏发电系统年上网收益，H_n表示第n年的制氢量。

财务内部收益率公式计算如下：

${\displaystyle \underset{i=1}{\overset{n}{\sum }}{\left(CI-CO\right)}_t{\left(1+FIRR\right)}^{-1}}=0$

式中CI表示现金流入量， ${\left(CI-CO\right)}_t$ 第t期的净现金流量，n表示项目计算期。

其工艺配置如下：100 MW光伏发电 + 16 × 1000 Nm³碱液电解水制氢系统(包含设备费、高压用电变压器、土建施工、冷却系统与除盐水制水系统)，光伏制氢量为2000万Nm³/年，绿电制氢方案如表1所示。

财务分析按照国家发展改革委、建设部发改投资[2006]1325号文颁布实施的《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)；国家现行的财务、税收制度及法规。工程总投资4.23亿元，电解水制氢的成本主要为电价、除盐水等消耗量，其余为成本折旧自用电耗，人员工资等，内部收益率为6%，方案整体的内部收益率及敏感性分析结果如图1所示。

Table 1. Green electricity hydrogen production scheme

表1. 绿电制氢方案

Figure 1. Project fund financial internal rate of return

图1. 项目资金财务内部收益率

从图中可知，影响绿氢收益的主要因素为售氢产量、经营成本(主要为电价、除盐水等消耗品价格)和投资建设成本。企业技术突破与工艺设计都可以实现资源优化，使绿氢产量上升并降低建设成本，但是经营成本中的电价主要依赖电力系统规划调节，绿氢对于绿电制氢生产工艺而言，上游为可再生能源发电，下游为制氢产业，电价为中间产品，牵动着制氢项目经济评价和项目整体决策。近年来，伴随产业资本大规模介入，光伏成本将会快速下降，在资源充足的地方可以实现每度两毛的电价，若1 Nm³氢气售价降低到1.5元，需电力成本降低到0.9元/1 Nm³ [9]。

综上所述，低成本的电力是实现绿氢与绿电联合这一预期的关键。我国国家发展委也明确提出要会同有关部门研究探索可再生能源发电制氢支持性电价政策，探索氢储能直接参与电力市场交易，所以国家层面出台扶持政策解决绿氢电价问题是关键。

4. 在绿电波动特性下寻求稳态制氢

维持稳态制氢可以提升制氢效率，降低运行风险与制氢成本，但可再生能源发电对风速和太阳辐射度等天气条件非常敏感，导致发电曲线的波动性很高[10] [11]，而电解水本身归属于化学反应要求能量平衡[12]，制氢系统失衡会引起氧中氢含量变化，导致氢氧之间产气压力下降引起氢氧窜气，因此在制氢过程中需谨防电压频繁骤变。电力供需之间的不匹配也对绿电制氢系统适应电力波动性提出了更高的要求。

绿电制氢供需能量不匹配问题近年来备受关注，设计直流离网方案，即光伏及储能采用直流变流器，可以使系统结构更加紧凑，提高能效利用率[13]，近期阳光氢能采用了全控型功率器件和PWM(脉宽调制技术)控制技术的新一代IGBT制氢电源，能够完美匹配可再生能源波动和间歇特性，缓解能量波动对制氢设备的冲击，加快制氢系统调整动作，使系统综合能效提升25%，这类通过提升制氢“硬件”的方法，可以有效地解决电、氢之间能量匹配问题，但目前为止直流开关和新一代IGBT制氢电源存在技术配比不成熟且成本较高的问题，尽管可以成为提升绿电制氢效率的有效途径，但在商业化推广和大规模制氢方面难以长久推行。

在制氢“硬件”措施难以更改的情况下，可以通过柔性调控和集群化控制实现电解槽能量调控，通过同步调节电解液循环量的方法，降低氧中氢含量并提高氢气纯度[14]，此外，大规模电解槽离网运行时可对所有电解槽进行轮值控制，分组调控，该方法可以提升电解槽寿命，降低运行风险[15]。与新能源电力系统存在电能交换的绿电制氢系统，普遍存在并网和离网时有功功率和无功功率不平衡引起的微电网频率、电压振荡以及变流器过载退出运行等问题，可采取给整个制氢系统配置相应储能，或降低调频系数等措施，储能容量占比越高，调差系数越小，储能视在功率超调越少，设备过载风险则会下降[16]。

综上，解决新型电力系统与制氢设备之间能量与物质转换规律不匹配问题，可采取配置储能、降低并、离网调频、采用新一代IGBT技术的制氢设备、为整站设置智能化能量算法、对集群式控制电解水设备柔性化调控等，这些协调方式都可以有效地缓解能量波动对制氢化学反应带来的冲击，同时，绿电制氢要求电力系统适应氢气生产和供应链的新电力负载。如此高的负荷将影响电力系统的长期规划和运行，因为它们需要平衡可再生能源的可变性与电力需求。这强调了将氢供应链纳入电力系统的影响并进行相应规划的重要性。

由于风光等新能源制氢具有电力波动性，所以制氢时间受到一定影响，会进一步影响氢价，电网系统更能承担较高成本的用氢领域，电网在新能源电力低谷时介入可以实现延长的氢气生产运行时间，从而提高设备利用效率，此外，现阶段采用购买网上绿电进行连续制氢也是当前最可靠的绿氢制备方式，因此国家政策支持是解决绿氢前进“痛点”的“一剂良药”。

氢能产业标准化体系建设需要规范支撑，当前我国氢能产业规范不断完善，《氢能产业标准体系建设指南(2023版)》明确规划了制、储、输、用等全产业链标准体系，为搭建有序的运营链指明方向，本研究建议在制氢层面上加强规范，这将有利于拉动制氢设备的更新和技术突破。

5. 结论

基于以上研究，本文分析了阻碍绿氢进入电力系统商业化的几个因素：

1. 绿电制氢的“经济账”不过关，当前大多数绿氢普遍存在经济可行性问题，经分析，其主要影响因素为：电解水制氢效率、电价、总投资，本文根据这些因素给出了针对性意见，对电力系统的长期规划和运行提出了要求。

2. 本文针对电价波动对制氢成本的影响进行了进一步分析，结果证明低成本的电力是实现绿氢与绿电联合这一预期的关键。

3. 若想提升绿电制氢效率，提升经济性，需克服电解水制氢系统存在可再生能源具有波动特性与制备氢的化工系统之间存在能量及物质转换规律不匹配的问题，因此可从绿电制氢模块化集成和集群动态控制技术入手，在绿电波动特性下展开集群式柔性调节来寻求稳态制氢。

参考文献