大型水電企業電解水制氫經濟可行性分析

甘霖　朱云翔

摘? 要：氫能是公認的清潔能源，其具有來源廣泛、利用途徑多、儲運方便、高能量、零碳排放等優點，為解決能源危機、全球變暖和環境污染等問題提供了可能的途徑。電解水技術作為一種成熟、高效的制氫手段，未實現大規模應用的主要原因在于高能耗和高成本問題。該文以我國水電大省四川省為例，探討了大型水電企業開展電解水制氫的經濟可行性，同時指出現行條件下，決定電解水制氫項目經濟性的關鍵因素在于消納。

關鍵詞：氫能? 清潔能源? 電解水技術? 水電企業

中圖分類號：TQ11 ? ?文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2019）11（b）-0022-03

氫能應用，特別是氫燃料電池技術的應用，一直被認為是解決未來人類能源危機的終極方案，近年來在世界范圍內持續升溫。我國已將氫能的開發和應用作為國家能源戰略發展方向之一進行布局，在《“十三五”國家戰略性新興產業發展規劃》《中國制造2025》等國家政策文件中均提及氫能及燃料電池技術、產業的規劃和階段性目標。

氫氣的制取技術多種多樣，較為普遍的有煤制氫、天然氣制氫、甲醇裂解制氫和電解水制氫等技術。其中煤制氫、天然氣制氫使用化石能源作為制氫原材料，這與氫能利用的初衷之一——應對能源危機、實現化石能源替代是不符的;煤制氫、天然氣制氫、甲醇裂解制氫過程中均有二氧化碳排放，這與氫能利用的另一初衷——應對全球變暖、減少溫室氣體排放又是不符的。而電解水制氫技術使用安全、易獲取、可再生的水作為原材料，制取副產品僅有純氧，此外，現行技術條件下，電解水制氫技術制取的氫氣初始純度即可達到99.8%，經過簡單的提純即可達到99.999%，是氫燃料電池最理想的氫源。如果使用清潔能源發電企業的電量進行水電解制氫，即可實現氫能制造環節的零排放，充分體現氫能利用的初衷。該技術一直未能大面積推廣的主要原因是高耗能和高成本問題。

電解水制氫規模化有助于降低制氫單位成本，同時大規模電解水制氫需要大量且穩定的電能供應。清潔能源發電企業中風電、光伏發電普遍裝機容量較小，年發電量低，發電量不穩定，中小型水電企業同樣有發電量較低的問題。故對于大規模電解水制氫而言，大型水電企業具有明顯優勢。

1? 大型水電企業自身需求

近年來，受水電裝機占比提高、經濟增速放緩以及送電通道建設滯后等問題的影響，我國水電棄水問題日趨嚴重。以四川省為例，近3年國調、省調水電發電和棄水情況如表1所示。

可以看到，2015—2017年四川省國調、省調水電棄水電量呈逐年上升趨勢。根據四川省電力發展“十三五”規劃，“十三五”期間全省裝機年增幅4.7%，全省用電量年增幅4.4%，無新增送電通道。國調、省調水電機組多屬國有大型水電企業，2018—2020年棄水問題會更加嚴峻。“十四五”期間，新的電力外送通道的建成會緩解四川大型水電棄水問題，但受制于網架結構問題，并不能完全解決。

電力生產、傳輸、使用是同一時間完成的。氫能的可儲存性優于電能，將大型水電的富余電量用于電解水制氫是減少棄水的有效途徑。電解水制氫1kg綜合電耗在61.2kWh左右，如將四川省水電2017年棄水電量的20%用于制氫，可獲得14.7萬t氫氣，滿足約10萬輛氫能燃料電池大巴夏季氫需求。

同時，水電富余電量的低電價也有助于拉低制氫全年平均電價成本，進而降低氫氣售出價格。

2? 大型水電企業制氫可選擇的方案

電解水制氫需要大量且穩定的電力供應。為大力推廣電解水制氫，四川省擬將其列入直供電企業名錄，享受最低輸配電價，企業到付電價不超過0.3元/kWh。在此條件下，四川省大型水電企業建設電解水制氫站有兩種方案可供選擇。

方案一：在電站廠區內或附近建設制氫站，使用電站廠用電供電，制出氫氣經加壓后使用氫氣排管車運送至加氫站。

方案二：在氫氣消納地建站，享受直購電企業電價政策，以輸電代替運氫，減少氫氣的運輸距離。

兩種方案特點對比見表2。

可以看到，方案一主要優勢在于可將電費成本降到最低，同時由于大型水電一般位于偏遠地區，制氫站用地成本也明顯低于方案二。但問題在于制氫作為危化品生產，是否能在電站廠區或附近建站，同時能否突破配網相關政策，直接使用廠用電制氫，需要政府和企業的共同推動。同時由于運輸距離問題，方案一的安全管理壓力明顯高于方案二。

3? 電解水制氫項目建設方案的經濟性對比

以四川省某水電站為例，其地處四川省樂山市沙灣縣，裝機700MW，距成都150km。如其建設一座日制氫量為500kg的制氫站，考慮氫氣消納地為成都，則兩種方案的經濟性對比如下。

3.1 固定資產投資對比

兩種方案對比，固定資產投資差別主要是成都用地成本遠高于樂山用地成本，其他固定資產投資基本相同（見表3）。

3.2 可變成本對比

根據表4對比可知，方案一氫氣制造成本較低，但運輸成本高，綜合來看兩種方案制氫可變成本相差不大。

3.3 人工成本對比

人工成本對比見表5。

3.4 內部收益率對比分析

3.4.1 現行政策、消納形勢下兩種方案的內部收益率

以20年投資收益期計算，考慮1～20年售氫量的增加和氫氣單價的降低，稅收上考慮小微企業“三免三減半”政策及水電原材料可抵扣的增值稅。兩種方案計算參數及內部收益率見表6、表7。

可見，無論方案一、方案二均不具備經濟吸引力，其中方案二呈現虧損狀態。

3.4.2 考慮可能的優惠政策條件下的兩種方案的內部收益率

如要使項目具備經濟吸引力，首先考慮兩條可能的途徑;一是進一步降低到付電價;二是政府對電解水制氫項目給予一次性補貼。對于方案一，已使用水電企業成本電價，無降低空間;對于方案二，0.3元/kWh（含過網電費）的到付電價也已接近極限。故政府對電解水制氫項目給與一次性補貼是較為可能的優惠措施，在此情況下，兩種方案內部收益率見表8。

可以看到，在對項目給與一次性補貼800萬元后，項目的內部收益率仍未達到8%，經濟吸引力依然較差。

3.4.3 優化消納的情況下兩種方案的內部收益率

以上計算中，第1～5年平均制氫負荷為40%，第6～10年平均負荷為70%，第11～20年平均負荷為100%。可以看到，即使是在出臺更加優惠的電價政策、項目補貼的條件下，項目的內部收益率仍不盡如人意。要提高項目內部收益率，還有一條途徑，即優化消納情況、提高氫氣的售出量。在優化氫氣消納的情況下，項目內部收益率見表9。

在優化消納形勢的情況下，項目內部收益率提高明顯。可以看出，在目前技術、政策條件下，決定電解水制氫站經濟性的關鍵因素是消納。

但是，根據目前市場情況來看，電解水制氫項目一經投運便滿負荷運行是難以實現的。以上文例舉的500kg日制氫能力的項目為例，其滿負荷生產需要約70輛氫能公交大巴投運，在氫能市場化初期，該目標實現難度較大。故現階段，解決電解水制氫項目經濟性的合理途徑應為電價政策、項目補貼、消納確保3條路徑共同作用。

4? 結語

大型水電企業開展電解水制氫工作，是解決氫能來源的有效途徑，對于解決大型水電企業減少棄水、提高企業效益也具有探索的價值，在一定程度上彌補了電解水制氫技術高耗能、高成本的缺陷。但通過以上分析可以看出，如要使電解水制氫項目能夠生存、具備經濟吸引力，僅靠大型水電企業自身是不夠的，還需要政府相關部門從政策上給與扶持和獎勵，特別是氫能市場初期需要電價政策、項目補貼、氫能補貼等優惠政策的出臺和落地。長遠來看，氫源價格高會制約氫能應用的發展，而氫能應用、氫能消納情況又反向影響氫能制造項目的生存、發展以及氫源的價格。這說明了氫能產業發展需要整個產業鏈的協同并進，擴大氫能市場規模將是氫能產業發展的重點。

參考文獻

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