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大型水电企业电解水制氢经济可行性分析

甘霖　朱云翔

摘  要：氢能是公认的清洁能源，其具有来源广泛、利用途径多、储运方便、高能量、零碳排放等优点，为解决能源危机、全球变暖和环境污染等问题提供了可能的途径。电解水技术作为一种成熟、高效的制氢手段，未实现大规模应用的主要原因在于高能耗和高成本问题。该文以我国水电大省四川省为例，探讨了大型水电企业开展电解水制氢的经济可行性，同时指出现行条件下，决定电解水制氢项目经济性的关键因素在于消纳。
關键词：氢能  清洁能源  电解水技术  水电企业
：TQ11    ：A ：1672-3791（2019）11（b）-0022-03
氢能应用，特别是氢燃料电池技术的应用，一直被认为是解决未来人类能源危机的终极方案，近年来在世界范围内持续升温。我国已将氢能的开发和应用作为国家能源战略发展方向之一进行布局，在《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》《中国制造2025》等国家政策文件中均提及氢能及燃料电池技术、产业的规划和阶段性目标。
氢气的制取技术多种多样，较为普遍的有煤制氢、天然气制氢、甲醇裂解制氢和电解水制氢等技术。其中煤制氢、天然气制氢使用化石能源作为制氢原材料，这与氢能利用的初衷之一——应对能源危机、实现化石能源替代是不符的;煤制氢、天然气制氢、甲醇裂解制氢过程中均有二氧化碳排放，这与氢能利用的另一初衷——应对全球变暖、减少温室气体排放又是不符的。而电解水制氢技术使用安全、易获取、可再生的水作为原材料，制取副产品仅有纯氧，此外，现行技术条件下，电解水制氢技术制取的氢气初始纯度即可达到99.8%，经过简单的提纯即可达到99.999%，是氢燃料电池最理想的氢源。如果使用清洁能源发电企业的电量进行水电解制氢，即可实现氢能制造环节的零排放，充分体现氢能利用的初衷。该技术一直未能大面积推广的主要原因是高耗能和高成本问题。
电解水制氢规模化有助于降低制氢单位成本，同时大规模电解水制氢需要大量且稳定的电能供应。清洁能源发电企业中风电、光伏发电普遍装机容量较小，年发电量低，发电量不稳定，中小型水电企业同样有发电量较低的问题。故对于大规模电解水制氢而言，大型水电企业具有明显优势。
1  大型水电企业自身需求
近年来，受水电装机占比提高、经济增速放缓以及送电通道建设滞后等问题的影响，我国水电弃水问题日趋严重。以四川省为例，近3年国调、省调水电发电和弃水情况如表1所示。
可以看到，2015—2017年四川省国调、省调水电弃水电量呈逐年上升趋势。根据四川省电力发展“十三五”规划，“十三五”期间全省装机年增幅4.7%，全省用电量年增幅4.4%，无新增送电通道。国调、省调水电机组多属国有大型水电企业，2018—2020年弃水问题会更加严峻。“十四五”期间，新的电力外送通道的建成会缓解四川大型水电弃水问题，但受制于网架结构问题，并不能完全解决。
电力生产、传输、使用是同一时间完成的。氢能的可储存性优于电能，将大型水电的富余电量用于电解水制氢是减少弃水的有效途径。电解水制氢1kg综合电耗在61.2kWh左右，如将四川省水电2017年弃水电量的20%用于制氢，可获得14.7万t氢气，满足约10万辆氢能燃料电池大巴夏季氢需求。
同时，水电富余电量的低电价也有助于拉低制氢全年平均电价成本，进而降低氢气售出价格。
2  大型水电企业制氢可选择的方案
电解水制氢需要大量且稳定的电力供应。为大力推广电解水制氢，四川省拟将其列入直供电企业名录，享受最低输配电价，企业到付电价不超过0.3元/kWh。在此条件下，四川省大型水电企业建设电解水制氢站有两种方案可供选择。
方案一：在电站厂区内或附近建设制氢站，使用电站厂用电供电，制出氢气经加压后使用氢气排管车运送至加氢站。
方案二：在氢气消纳地建站，享受直购电企业电价政策，以输电代替运氢，减少氢气的运输距离。
两种方案特点对比见表2。
可以看到，方案一主要优势在于可将电费成本降到最低，同时由于大型水电一般位于偏远地区，制氢站用地成本也明显低于方案二。但问题在于制氢作为危化品生产，是否能在电站厂区或附近建站，同时能否突破配网相关政策，直接使用厂用电制氢，需要政府和企业的共同推动。同时由于运输距离问题，方案一的安全管理压力明显高于方案二。
3  电解水制氢项目建设方案的经济性对比
以四川省某水电站为例，其地处四川省乐山市沙湾县，装机700MW，距成都150km。如其建设一座日制氢量为500kg的制氢站，考虑氢气消纳地为成都，则两种方案的经济性对比如下。
3.1 固定资产投资对比
两种方案对比，固定资产投资差别主要是成都用地成本远高于乐山用地成本，其他固定资产投资基本相同（见表3）。
3.2 可变成本对比
根据表4对比可知，方案一氢气制造成本较低，但运输成本高，综合来看两种方案制氢可变成本相差不大。
3.3 人工成本对比
人工成本对比见表5。
3.4 内部收益率对比分析
3.4.1 现行政策、消纳形势下两种方案的内部收益率
以20年投资收益期计算，考虑1～20年售氢量的增加和氢气单价的降低，税收上考虑小微企业“三免三减半”政策及水电原材料可抵扣的增值税。两种方案计算参数及内部收益率见表6、表7。
可见，无论方案一、方案二均不具备经济吸引力，其中方案二呈现亏损状态。
3.4.2 考虑可能的优惠政策条件下的两种方案的内部收益率
如要使项目具备经济吸引力，首先考虑两条可能的途径;一是进一步降低到付电价;二是政府对电解水制氢项目给予一次性补贴。对于方案一，已使用水电企业成本电价，无降低空间;对于方案二，0.3元/kWh（含过网电费）的到付电价也已接近极限。故政府对电解水制氢项目给与一次性补贴是较为可能的优惠措施，在此情况下，两种方案内部收益率见表8。
可以看到，在对项目给与一次性补贴800万元后，项目的内部收益率仍未达到8%，经济吸引力依然较差。
3.4.3 优化消纳的情况下两种方案的内部收益率
以上计算中，第1～5年平均制氢负荷为40%，第6～10年平均负荷为70%，第11～20年平均负荷为100%。可以看到，即使是在出台更加优惠的电价政策、项目补贴的条件下，项目的内部收益率仍不尽如人意。要提高项目内部收益率，还有一条途径，即优化消纳情况、提高氢气的售出量。在优化氢气消纳的情况下，项目内部收益率见表9。
在优化消纳形势的情况下，项目内部收益率提高明显。可以看出，在目前技术、政策条件下，决定電解水制氢站经济性的关键因素是消纳。
但是，根据目前市场情况来看，电解水制氢项目一经投运便满负荷运行是难以实现的。以上文例举的500kg日制氢能力的项目为例，其满负荷生产需要约70辆氢能公交大巴投运，在氢能市场化初期，该目标实现难度较大。故现阶段，解决电解水制氢项目经济性的合理途径应为电价政策、项目补贴、消纳确保3条路径共同作用。
4  结语
大型水电企业开展电解水制氢工作，是解决氢能来源的有效途径，对于解决大型水电企业减少弃水、提高企业效益也具有探索的价值，在一定程度上弥补了电解水制氢技术高耗能、高成本的缺陷。但通过以上分析可以看出，如要使电解水制氢项目能够生存、具备经济吸引力，仅靠大型水电企业自身是不够的，还需要政府相关部门从政策上给与扶持和奖励，特别是氢能市场初期需要电价政策、项目补贴、氢能补贴等优惠政策的出台和落地。长远来看，氢源价格高会制约氢能应用的发展，而氢能应用、氢能消纳情况又反向影响氢能制造项目的生存、发展以及氢源的价格。这说明了氢能产业发展需要整个产业链的协同并进，扩大氢能市场规模将是氢能产业发展的重点。
参考文献
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