氫儲能用于核電調峰經濟性研究

高嘯天，鄭可昕，蔡春榮，范永春，匡俊

（1.中國能源建設集團廣東省電力設計研究院有限公司，廣州 510663；2.北京理工大學化學與化工學院，北京 102488）

隨著我國核電并網電量及占比提高，核電降負荷運行能力差的特點造成調峰壓力愈發顯著。雖然我國核電機組一般能夠在額定功率下運行，但按照并網調度協議，在節假日、極端天氣等情況下可安排核電機組適當降功率甚至停機運行以配合電網調峰。從核燃料利用效率、系統安全性、經濟性等多方面考慮，應該盡可能安排核電機組長期穩定運行［1-3］。

儲能系統的配置能夠提高系統的靈活性，改善系統調峰能力。目前已經得到大規模應用或具有應用潛力的儲能技術路線有抽水蓄能、電化學儲能、氫儲能等［4-5］。由于抽水蓄能和電化學儲能分別受選址條件和設備安全性限制，均難以廣泛用于核電調峰。隨著技術的進步和節能減排工作的日益深入，氫儲能作為一種全新儲能方式逐漸在世界范圍內嶄露頭角［6-7］。

目前，已經有多個國家和地區政府及大型企業紛紛布局氫能產業。對于核電機組而言，利用富余核電開展電解水制氫并加以儲存、利用，可以有效緩解核電機組調峰壓力，保證機組能夠長時間基荷運行。制備得到的氫氣一方面可以通過摻氫燃機或燃料電池發電，提高電網整體的調節能力；另一方面，氫氣作為新能源戰略的重點發展產業，可以將核電制備氫氣外送用于分布式燃料電池發電、石油化工、綠色金屬冶煉等行業，起到良好的示范作用，對我國的節能減排和碳中和目標實現具有重要意義。

1 核電站運行及調峰特性分析

根據中國核能協會公布的信息，2019年全國在運核電機組數量為47臺核電機組，累計發電量348.131 TWh，累計上網電量326.324 TWh，平均利用小時數為7 346.22 h，以帶基荷運行為主，一般不參與調峰。

1.1 核電調峰能力分析

目前我國在運的核電機組主要有M310、CPR1000、EPR、AP1000四類。上述四種堆型對應的調峰模式及調峰能力如表1所示。其中，M310和CRP1000型機組，反應堆在80%運行壽命內的功率變化為“12-3-6-3”模式，即負荷高峰時段滿負荷出力12 h，隨后3 h降低負荷，在低功率平臺運行6 h后，再用3 h增加到滿出力水平，其運行模式如圖1所示。

圖1 “12-3-6-3”調節模式示意圖Fig.1 Schematic diagram of“12-3-6-3”adjustment mode

表1 核電堆設計調峰模式及調峰能力Tab.1 Peak shaving mode and capability of nuclear power reactor

相比之下，EPR及AP1000堆型的日負荷曲線跟蹤能力比較強大，在90%壽命長度內可以進行“10-2-10-2”模式的日負荷循環，即在10 h滿功率運行后，在2 h內將輸出功率降低到50%，運行10 h后，通過2 h將功率線性提高到滿功率水平。這兩種反應堆型在機組出力25%以上即可長期低功率模式運行，不受運行周期和運行水平約束。

1.2 改善核電調峰能力的必要性

出于安全及經濟性考慮，一般情況下我國的核電機組盡可能保持額定功率運行，在春節、國慶或臺風等極端天氣特殊時段可以在保障機組安全運行的前提下降低出力（通常為額定出力的70%～80%）適當調峰。

負荷因子是一座核電站實際發電量與額定發電量的比值，通過以下公式計算：

根據公式可知，隨著核電參與調峰深度的增加，核電機組的實際年利用小時數會降低，導致核電廠負荷因子降低。由于核燃料的更換周期較為固定（一般為12個月或18個月），參與調峰會明顯降低核燃料的使用效率。因此在現有制度下，核電參與深度調峰會降低經濟性與市場競爭力。

國際上核電機組同樣以基荷運行為主，對于核電裝機比例較大的國家，如法國（核電裝機比例超過50%），其電力系統中缺乏調節資源，因此需要核電機組頻繁參與調峰工作。而對于韓國、日本、美國等調峰電源相對較多的國家，核電機組則以基荷運行為主，由抽水蓄能、氣電等承擔調峰任務，提高核電利用率。核電機組通過負荷調節參與調峰會增加機組控制難度，提高人為操作失誤概率，導致設備可靠性降低，造成法國核電機組的年均非計劃停堆小時數要明顯高于韓國、日本、美國。

基于歷史運行情況，若電力系統需要進行調峰，應首先考慮火電、氣電、水電（包括抽水蓄能）等，相比之下，核電應作為短時階段調峰的補充資源而非常規手段。

在我國提出“30年碳達峰，60年碳中和”的目標下，以風電、光伏、核電為代表的低碳、可再生清潔能源迎來快速發展。風電、光伏已經迎來平價上網時代，且仍將保持快速增長態勢。我國的電力系統以煤電為主，而煤電作為高能耗、高排放發電技術，其在電力系統占比逐步降低已經成為必然趨勢。2020年，我國煤炭裝機占比49%，首次降至50%以下。風電、光伏裝機比例共計24%，發電量占比首次超過10%。隨著“碳中和”目標被提上日程，火電、氣電等化石能源發電占比將被進一步壓縮，而抽水蓄能建設又受到選址限制，系統對于調節資源需求將會提高。通過對富余核電合理利用（如制備氫氣），能夠提高核燃料利用效率、保證核電機組利用小時數、提高整體經濟性，還可以作為調節資源穩定電網，保證電網的安全穩定運行［8-9］。

1.3 富余核電利用方式

儲能是一系列電能儲存和利用手段的總稱，能夠在高比例可再生能源電力系統中作為優質的調節資源提高系統靈活性，促進可再生能源消納，保障電網安全穩定運行。為了盡可能避免核電直接參與調峰，使核電機組滿發運行，可以考慮為核電配置儲能系統，提高整體調節能力。目前有望用于核電調峰的儲能技術路線主要包括抽水蓄能、電化學儲能等，其技術特點對比如表2所示。飛輪、超級電容儲能等功率型儲能，由于能量密度較低，不適合用于調峰場景，不在本文討論。

表2 幾種儲能技術路線比較Tab.2 Comparison of three kinds of main energy storage routes

在適用于大規模核電調峰的儲能技術路線中，抽水蓄能的技術儲備最為成熟且已經完全實現商業化，具有響應迅速、容量高等優勢，從技術特點看是最適宜用于核電調峰的技術路線。但抽水蓄能電站的建設受地理條件的嚴格限制，建設周期長，且運營方式為電網直調，屬于電網資產，在現有機制下實現“核蓄聯營”的難度較大。

電化學儲能是近年來發展最快、應用領域范圍最廣的儲能技術，具有毫秒級快速響應能力，建設周期短、配置靈活性高，非常適合用于系統靈活性的升級改造。隨著電力系統改革的深入，電化學儲能近幾年在調頻、調峰、促進可再生能源并網、用戶側高質量供電等領域得到廣泛應用。但由于目前最普及的電化學儲能技術路線鋰離子電池是有機體系，具有起火和爆炸風險，大規模電化學儲能電站面臨較高的安全隱患問題。因此目前以鋰離子電池為代表的電化學儲能單項目裝機容量通常低于100 MWh等級，只有少量大型獨立儲能電站項目規模超過100 MWh。而以臺山核電為例，兩臺1 750 MW機組裝機容量共計3.5 GW，若按照6%額定功率進行調峰則需要210 MW的儲能功率配置，持續工作時間10 h配置需要電化學儲能系統裝機容量為2.1 GWh，遠超目前任何投產、在建及規劃中的電化學儲能項目裝機容量。因此，為核電機組配置電化學儲能不僅建造成本極高，安全性也難以得到保證。

相比于上述幾種儲能方式，氫儲能具有能量密度高、工作時間長、具備大規模應用潛力的特點。利用富余核電制備氫氣，一方面可以保障核電機組能夠長期處于滿負荷運行狀態，提高系統調峰能力；另一方面，制備的氫氣不僅可以通過氫燃機、燃料電池等方式就地發電利用，還可以通過氫氣的儲存、運輸應用于交通、化工、綠色冶煉、分布式能源建設等領域。通過氫氣的制備、儲存、送出和利用，真正意義上做到了電能從時間和空間雙重角度的“解耦”。

2 基于氫儲能的核電調峰技術路線分析

基于核電-氫儲能的調峰性能改善的基本技術思路為：利用核電富余電力開展大規模電解水制備氫氣，采用適當方式將氫氣進行儲存、運輸，將氫氣作為燃機、燃料電池的燃料或用于其他行業實現氫能的利用。

2.1 核電制氫技術路線選擇

電解水制氫是通過電化學方式將電能轉化為化學能，使氫氣和氧氣分別在陰極和陽極析出。目前電解水制備工藝主要可以分為三類：堿性電解水制氫（ALK）［10］、質子交換膜電解水制氫（PEM）［11］和固體氧化物電解水制氫（SOEC）［12］，表3給出三種主要電解水制氫技術路線的對比。此外，固體聚合物陰離子交換膜（AEM）電解水制氫同樣是具有潛力的技術路線，不過該技術尚處于研發階段，本文中不做詳細論述。

表3 電解水制氫技術路線對比Tab.3 Comparison of technicalroutes for hydrogen production by electrolysis of water

從性能參數上看，質子交換膜電解水制氫和固體氧化物電解水制氫具有更高的效率和更低的能耗，在長遠角度可能跟具優勢。但相比之下，堿性電解水制氫的技術成熟度要遠高于質子交換膜電解水制氫和固體氧化物電解水制氫，是目前可以選擇大規模開展電解水制氫的少數路線之一。因此，本文選用堿性電解水制氫技術路線并加以分析。

堿性電解水技術的優勢和劣勢均非常明顯，優點在于技術發展較為成熟，設備運行壽命可長達20年，并已經具有一定的實際應用經驗。但堿性電解水制氫的缺點在于堿性電解液（通常為KOH）極易與空氣中CO2等發生反應，并進一步反應生成不溶性沉淀，堵塞多孔催化層，降低電解槽性能；同時，堿性電解水制氫是三條技術路線中效率最低、能耗最高的；不僅如此，由于堿性電解水工藝必須時刻保持陰陽極兩側壓力平衡，防止氫氣或氧氣穿越多孔膜混合引起爆炸，因此難以實現快速啟停，這導致堿性電解水制氫難以適應電力系統調節快速響應的要求。不過在本研究中討論的核電輸出功率高度穩定，配合合理的控制策略，能夠滿足堿性電解水制氫的要求，具有推廣價值。

2.2 氫氣儲存和運輸

氫氣的儲存方式主要有高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫、有機態儲氫和固態儲氫四大類；運輸方式主要有氫拖車、液氫槽車以及管道運輸。在我國，高壓氣態儲運技術已經相對成熟，目前普遍采用20 MPa氣態高壓托運車運輸方式，儲運成本范圍在10～20元/kg之間（運輸距離200～800 km）。但在長距離儲運技術上仍有待進一步加強。相比于高壓氣態儲氫，低溫液態儲氫具有非常突出的優勢。液氫密度是氣態氫的800倍以上，占用容器體積更低，運輸效率更高。目前國內液氫技術及產能較為落后，民用領域幾乎處于空白，液化氫氣設備主要依賴國外進口。因此，國產液氫技術及設備開發具有重大意義。本研究中主要考慮的是采用高壓氣態儲氫技術及其成本。

2.3 氫能的利用方式

氫能的應用涉及航天、工業、交通、電力等多項領域。氫能具有化工原料和能源燃料雙重屬性，一直以來，由于氫氣爆炸極限范圍寬（4.0%～75.6%）、大規模儲運困難等問題，氫能的燃料屬性一直沒有得到充分利用。隨著技術的進步，氫能的燃料屬性正在被重新認識并逐漸得到開發利用。

2.3.1 氫能發電技術及選擇

氫氣具有化工原料和能源雙重屬性。但一直以來氫氣大多是作為原材料用于合成氨、石油冶煉等行業。其燃料屬性一直沒有得到充分利用。隨著技術的進步，氫能發電技術逐漸得到實際應用。目前，氫氣發電技術主要包含燃料電池和氫燃機兩條路線。

圖2為氫氣發電的技術路線示意圖。

圖2 氫氣發電的主要技術路線Fig.2 Main technical route of hydrogen power generation

燃料電池能夠將燃料的化學能直接轉化為電能而不考慮卡諾定理的限制，理論效率可接近100%，即使考慮到實際應用中轉換效率、熱量損失等，燃料電池發電效率依然可以達到50%以上。

適用于發電領域應用的有質子交換膜燃料電池（PEMFC）、熔融碳酸鹽燃料電池（MCFC）、固體氧化物燃料電池（SOFC）和磷酸燃料電池（PAFC）等［13-16］。

燃料電池的優勢在于可以直接將化學能轉化為電能，有效避免中間轉化的損失，因此發電效率較高。目前燃料電池的應用主要集中在燃料電池汽車領域，同時開展固定式發電領域的應用示范。就現有應用及示范新項目經驗，燃料電池目前的單體項目裝機規模通常在MW級以內應用，裝機容量極少超過10 MW。而本研究旨在為核電調峰配置氫能發電，核電站機組通常裝機規模較大（廣東省在運核電機組單機容量規模普遍高于900 MW），調峰電量需求較高。利用富余核電制備氫氣產量相當可觀，所需的燃料電池裝機容高。當前技術條件下燃料電池發電規模難以承擔核電調峰任務。不過燃料電池近年來發展迅速，在電動汽車，家庭、園區分布式能源建設領域正逐漸嶄露頭角。這一發展勢必會增加對于氫能的需求量。因此，燃料電池雖然暫時無法直接用于核電調峰，但為富余核電制備的氫氣外售提供了市場需求。

富氫燃機發電是在天然氣中混入一定比例氫氣作為燃料進行電力生產［17-18］。對于摻氫燃機，主要面臨如下問題：（1）氫氣相對分子質量低于天然氣，擴散速度更快，會造成氣體分布不均的問題；（2）氫氣的密度更低，達到相同熱負荷，燃氣系統需要更大的流量；（3）隨著氫氣比例提高，火焰離燃燒器更近，會增加回火風險。因此需要對現有燃機進行升級改造甚至重新設計才能保證富氫燃機的安全有效運行。表4為某公司部分富氫燃機的類型及性能參數。該公司富氫氣輪摻氫比例已經具備不低于30%的技術水平，部分新型氣輪摻氫比例超過50%，甚至計劃交付可以100%使用氫氣的燃機。可以看出，富氫燃機已經完全具備實際商用投產能力，能夠用于氫儲能改善核電調峰能力的實際應用中。

表4 某公司部分富氫燃機類型及性能參數Tab.4 Models and performance parameters of some hydrogen-rich gas turbine of a company

2.3.2 氫能的其他應用

通過利用富余核電制氫，儲存運輸并外售至其他行業，可以獲得額外的經濟效益。除了用于集中和分布式發電，氫氣還是石化、合成氨等行業的重要原材料。此外，氫氣還可以用于鋼鐵等金屬冶煉工業的綠色升級，從而助力碳達峰、碳中和事業。

3 案例分析

以某ERR型1 750 MW核電機組為例，按照5%調峰深度考慮，并考慮適當預留富余制氫功率，按照100 MW配置制氫單元。按照前文表3中每標準立方米氫氣需要耗電4.5～5.5 kWh，則每小時富余電量制備的氫氣產量為18 182～22 222 Nm3。EPR機組核燃料換料周期為18個月，停堆維修平均值約為47.5天，折合至每年約為31.67天（760 h）。若不參與調峰或降負荷運行，則機組全年發電小時數可以超過8 000 h。而目前核電站實際運行小時數不超過7 000 h，即至少有超過1 000 h發電可以用于制備氫氣，則約有100 GWh電量用于制氫，可制備氫氣量為1 818～222 2萬Nm3。

3.1 設備投資

按照國內成熟的20 MPa高壓氣態儲運方式，儲運過程的損耗比例約為15%，可利用氫氣凈值為1 545～1 889萬Nm3。

選擇國內某品牌1 500 Nm3/h型制氫裝置進行制氫，單套造價850萬元，14套造價1.19億元。按照其他制氫輔助設備占整套系統造價的55%考慮，制氫系統總造價約為2.16億元。

為了提高氫氣利用效率，選擇某廠家摻氫比例50%的富氫燃機，根據廠家報價，考慮到相關配套設備，產氫發電廠總投資約為7.11億元。上述價格估算結果如表5所示。

表5 項目成本估算Tab.5 Project cost estimation

3.2 運營成本估算

通過電解水方式制備氫氣的各項費用中電費占比最高，約為80%。本項年用于制氫電量約為100 GWh。若采用核電廠內富余電量制氫，則可以節省巨額制氫電費。運行成本僅需考慮資產折舊、運維費用約400萬元。

據《中國氫能產業發展報告2020》，用20 MPa高壓氣態儲運方式成本為10元/kg。按年儲運氫氣1 800 t計算，每年氫氣儲運成本1 800萬元/年。

若采用富氫燃機發電利用制備的氫氣，則需要購買天然氣配合發電，每年天然氣消耗0.18億m3，需花費3 780萬元（按照天然氣價格2.1元/m3計算）。除了燃料費用，按照該型號機組以往運行經驗運維經驗，本研究中兩臺機組的年運維成本約為267.3萬元。

將各環節運行費用進行匯總，以富氫燃機方式消納氫氣，項目運營成本4 447萬元/年；將氫氣直接售出，不額外建設富氫燃機，項目運營成本2 200萬元/年。

3.3 收益評估

以廣東省為例，根據2020年7月廣東省發改委發布的《關于調整廣東省天然氣發電上網電價的通知粵發改價格〔2020〕284號》，6F型及以下級別機組在限定的發電設備利用小時數5 000 h內，計劃電量部分的上網電價按照0.64元/kWh執行。若采用富氫燃機發電在高峰負荷時間以峰電價上網，收益可達0.86億元。

除了通過富氫燃機就地消納，制備的氫氣還可以直接銷售用于燃料電池汽車加氫站應用。按照目前售往加氫站氫氣價格30元/kg考慮，每年可通過銷售氫氣獲利5 400萬元。

在電解水得到氫氣的同時，還可以在正極得到氧氣。按照現有制氫規模計算，每年產氧量約為1.43萬t，單招每噸氧氣單價500元計算，每年銷售副產品氧氣的收入為715萬元。

結合上述計算結果，若將制得的氫氣用于富氫燃機發電，總收益超過9 315萬元；若選擇將氫氣直接售出，總收益仍有6 115萬元。

3.4 經濟效益分析

3.4.1 用于富氫燃機發電的經濟效益

基于前文成本與收益分析，利潤總額為4 868萬元。若采用一次性投資方式，即使IRR取值4.5%（銀行貸款利率為4.9%），項目回收年限依然高達63年。不過鑒于我國的氫能產業處于發展時期，隨著各產業鏈節點的關鍵技術及設備均具有相當大的下調空間。因此對項目回收年限與初始投資進行敏感性分析對今后項目的具體實施具有非常重要的參考價值。

本文分析投資額為10.13億元，折合成平均單位氫氣成本為50.65元/Nm3。取IRR為4.9%進行分析，則當初始投資在6億元以下，氫氣的單位投資成本為30元/Nm3，回收年限可降至19年。

3.4.2 氫氣直接外銷

若將制得的氫氣直接銷往加氫站，初投資僅需考慮制氫系統部分，此時靜態投資總額2.16億元，項目年凈利潤為3 915萬元。若考慮一次性投資，項目內部收益率IRR取8%，回收年限約7.5年，項目經濟性較為優異。

不僅如此，在“碳達峰、碳中和”背景下，氫氣還可以用于分布式能源的建設、綠色金屬冶煉、半導體加工等高附加值行業，有望獲得更高利潤，從而進一步降低回收年限。

4 結 論

隨著我國核電規模化發展，核電參與調峰的必要性也越來越明顯，而降負荷運行會對核電機組的運行經濟性產生一定的影響，因此可通過儲能方式達到消納富余核電的目的，減少機組降負荷運行時間，使機組盡可能基荷運行，保證核電廠的運行安全性和經濟性。

若利用核電富余電量進行電解水制氫，可制得大量氫氣，達到“廢電利用”的目的。制成的氫氣可通過富氫燃機技術進行電力生產獲取售電收益，也可以直接銷往附近地區的加氫站，為氫燃料電池汽車供氫。

對于富氫燃機技術路線，受制于目前產業化初期導致的各項技術設備成本偏高，短期內成本較高，暫無投資效益?？紤]到氫能產業處于起步階段，即將進入快速發展時期，各項技術環節及設備成本均有較大下降空間，當初始投資能夠降至生產每標準m3氫氣成本30元，項目可以初步具備投資價值。除了富氫燃機，直接將氫氣外售是另一條可選技術路線，項目回收期為7.5年，具有較好的經濟性。

本文立足“富余核電制氫及利用”進行技術可行性分析和經濟效益計算，重點開展了氫氣的儲存、運輸、利用等氫能產業環節的調查研究，提前布局氫能產業鏈，為進一步開展波動性可再生能源（如風、光發電）棄電制氫（氫儲能）的發展積累經驗和技術支持。