海上風電制氫經濟評價模型及關鍵影響參數

張 岑 魏 華 莊 妍 歐陽琰

中國海油集團能源經濟研究院

0 引言

當前，全球綠色低碳轉型加速，各國聚焦可再生能源制氫技術，大力培育綠氫產業[1-2]。根據國際能源署（IEA）的統計，現階段全球氫氣年產量約為0.88×108t[3]。對比不同制氫技術，電解水制氫的產量比重不足1%，但預計將在2025年和2030年分別提升至18%和38%。據統計，截至2021年一季度，全球電解水制氫項目儲備規模（包含已建、在建及規劃項目）已累計達到32 GW，其中海上風電制氫項目規模比重達到53%，遠高于陸上可再生能源制氫項目[4]。這主要源于海上風電制氫技術具有以下方面優勢：①項目規模大，產能優勢明顯；②毗鄰水源地，制氫原料充足；③貼近氫能需求中心，儲運成本低且消納有保障[5]。

國際上已有關于海上風電制氫方案及經濟性方面的研究。Hou等[6]結合丹麥海域海上風電項目和電力市場情況，分兩種模式對海上風電制氫項目進行了研究：①海上風電配氫儲能售電；②海上風電離網制氫售氫。結果顯示，在峰谷電價差值較大的情況下，利用氫儲能售電套利模式可以增加海上風電項目的經濟性。而離網制氫售氫模式則高度依賴氫氣售價，當售氫價格以歐元計價達到5 歐元/kg（1歐元≈7.35人民幣，下同）時，該模式的經濟性才會優于氫儲能售電套利模式。Mcdonagh等[7]將“棄風”情況作為重要因素分析了不同海上風電項目開發模式的經濟性情況。結果顯示，并網售電模式的經濟性最佳，而離網制氫售氫方案僅在海上風電“棄風”比例超過8.5%且售氫價格達到4.5 歐元/kg時，經濟性優勢才會顯現。

海上風電制氫技術方案可按照電解槽的地理位置分為岸上制氫和海上制氫兩種類型。對比來看，岸上制氫需要首先將海上風電場的電力通過海底電纜輸送至岸上的電解槽，再利用城市工業用水進行氫氣生產。海上制氫則是在海上風電場附近的制氫平臺上進行氫氣生產，也有將電解槽內置于海上風機機艙或塔筒內部的一體化設計方案，使得單臺風力發電機既可以發電，也具備電解水制氫的功能[8]。目前，絕大多數項目采取海水間接制氫路線，即先將海水進行淡化處理，再進行電解制氫。海水淡化技術特別是反滲透膜技術發展比較成熟，海水淡化成本已降至3～5元/t[9]。同時，海水淡化所需的能量消耗僅占電解水過程的0.7%，在電解水制氫總成本中的比重幾乎可以忽略不計[10]。此外，海水直接電解制氫技術也正在成為關注熱點，該技術省去了海水淡化環節，直接使用海水原位電解制氫。由于海水富含大量無機鹽、帶電粒子、微生物等雜質，直接電解會導致離子通道和催化活性位點堵塞，造成催化劑中毒、礦物質沉淀、設備腐蝕等一系列問題，對電極和膜材料的壽命影響嚴重[10]。整體上看，海水直接電解制氫技術尚處于實驗室研發階段，研制出低成本、高效率的高選擇性析氧陽極催化劑材料、抗腐蝕性電極和膜材料等是當前的技術難點。由于海水淡化對于電解水制氫成本影響極小，即使海水直接電解制氫技術取得突破，其對于制氫降本的貢獻程度也將十分有限[11]。

海上制氫還存在離岸輸氫的問題，主流方案采用船舶輸氫和海底管道輸氫兩種方式，而輸送的物質可以分為氫氣、液氫、液氨及液態有機氫載體等多種類型[4-5,12-16]。Babarit等[15]對船舶運輸方案進行了研究，發現高壓氣態或液態輸氫在單位輸氫成本上的差別不大。短期看，船舶輸氫的成本介于6.6～8.8歐元/kg，而未來或降至最低3.3 歐元/kg。Franco等[16]對比了船舶輸氫與管道輸氫之間的經濟性差異，結果顯示，當項目離岸距離小于250 km時，船舶輸氫方案的經濟性總體不及管道輸氫。在管道輸氫各項技術方案中，海上制氫配合高壓氣態純氫管輸模式的平準化制氫成本最低，約為5.35 歐元/kg，而液氨和液態有機氫載體管輸方案的成本分別較前者高26%和29%。

國內也有學者研究了海上風電制氫技術經濟性情況。田甜等[14]結合我國海上風電現狀，以江蘇大豐某300 MW海上風電場為例，采用等年值法，分析了岸上制氫、海上制氫配合管道輸氫、海上制氫配合船舶運氫3種方案。從等年值費用看，海上制氫配合船舶運氫最低，而岸上制氫的費用最高。由于等年值模型僅考慮了設備總投資成本和維護成本，缺乏對項目投資收益率、制氫成本等關鍵數據的分析，因此難以與國際上的同類研究進行量化比對。

整體上看，國外關于海上風電制氫技術方案和經濟性的研究比較深入，但多局限于歐洲區域，結論具有局限性。我國在此方面的研究還比較缺乏，針對不同海上風電項目開發方案的收益率、制氫成本和敏感性因素分析不足。為此，本文結合我國海上風電、電力市場及氫能行業情況，重點研究海上風電項目并網發電與制氫方案之間的技術與經濟性差異，系統分析風場規模、離岸距離、輸氫方式和制氫技術等多個敏感性因素對于海上風電制氫技術方案經濟性的影響。

1 技術開發方案

以我國廣東省東部海域離岸70 km某300 MW海上風電項目為研究對象，分為“交流輸電，100%售電（方案A1）”“直流輸電，100%售電（方案A2）”“交流輸電，90%售電＋10%售氫（方案B）”“岸上制氫，100%售氫（方案C1）”和“海上制氫＋高壓管道氣態輸氫＋100%售氫（方案C2）”5種方案（圖1）。其中，方案A1中海上風電場所生產的交流電力通過35 kV集電海底電纜接入海上升壓站，經升壓后通過220 kV高壓交流海底電纜輸送至岸上集控中心，隨后被電網全額消納。方案A2采用高壓直流輸電技術，在海上風電場附近和岸上分別建設1座海上換流站和1座岸上換流站，電力通過±200 kV柔性直流海底電纜輸送至岸上，隨后被電網全額消納。方案B考慮“棄風”情況，海上設施與方案A1相同，電力上岸后，有90%的電力被電網消納，剩余10%的電力用于岸上電解水制氫，因此該方案的最終產品為電和氫。方案C采用海上風電離網制氫模式。其中，方案C1是將海上風電場產生的電力通過高壓交流海底電纜輸送上岸，隨后利用岸上電解槽進行氫氣生產。方案C2是將海上風電場產生的交流電力通過集電線路海底電纜匯集輸送至海上制氫站，交流電力在轉化為直流電后接入海上電解槽進行氫氣生產。在用水方面，方案C2需要利用海水淡化裝置產生的淡水進行電解水制氫，這將額外消耗一部分海上風電場的電力。在輸氫技術方面，本研究結合文獻調研結論，僅考慮具有經濟性優勢的高壓管道氣態輸氫方式。

圖1 海上風電制氫技術方案拓撲圖

2 經濟評價模型

根據基準場景，方案A～C因涉及電力和氫氣兩種不同產品，選取項目內部收益率作為評價方案經濟性的指標。為進一步分析制氫方案之間的差異，還選取平準化制氫成本進行量化比對。

2.1 內部收益率計算模型

內部收益率是反映投資項目盈利能力的重要評價指標，指投資項目在整個項目計算期內，各年凈現金流量現值累計等于零的折現率。按照《建設項目經濟評價方法與參數》（第三版）、《海上風電場工程可行性研究報告編制規程》（NB/T 31032—2012）、《風電場項目經濟評價規范》（NB/T 31085—2016）以及國家現行財稅制度和現行價格的相關規定，項目融資前的內部收益率如式（1）所示。

式中CI表示現金流入量，元；CO表示現金流出量，元；IRR表示內部收益率；N表示計算期，年。本文中N取值27年，包含2年建設期和25年運行期。

2.2 平準化制氫成本計算模型

采用平準化能源成本分析法計算平準化制氫成本，如式（2）所示[17]。

式中LCOH表示平準化制氫成本，元/kg；CT表示初始投資（包括海上風電場與電解槽等資本投入），元；VR表示固定資產殘值，元；Am和Pm分別表示第m年的運營成本和利息成本，元；M表示項目運營時間，年；i表示折現率（一般取值5%～8%[7,12,17]）；Hm表示第m年的制氫量，t，Hm受電解槽裝機容量、年平均利用小時數和電解水制氫效率的影響，可表示為：

式中Ph表示電解槽裝機容量，MW；Mh表示電解槽年平均利用小時數，h；θ表示電解水制氫效率，kWh/kgH2。在本文中，M取值25年；Pm取值0元，即不考慮項目融資成本；i取值5%；Ph與Mh分別認為與海上風電項目裝機量和年平均發電小時數相同；θ按照70%的設備能效并參考氫氣低位熱值計算為48 kWh/kgH2[16,18-19]。

2.3 基準參數和假設條件

方案A～C均以1座容量為300 MW的海上風電場作為電力生產單元。項目位于廣東省東部海域，離岸70 km；風電場所在區域100 m輪轂高度處的年平均風速大于9 m/s，年平均發電小時數可達4 000 h；水下地勢平緩，水深介于25～50 m，適合采用固定式基礎。相比于方案A1，方案A2采用高壓直流輸電技術，需要額外建設海上和岸上換流站各1座，并采用高壓直流海底電纜對外輸電。該項技術在海上風電項目的應用案例較少，我國僅有江蘇如東1 100 MW海上風電柔性直流輸電工程投產，國外項目主要集中在德國，典型工程包括DolWin3和BorWin3，兩者規模均為900 MW，且采用±320 kV高壓直流輸電技術[14]。關于海上換流站的造價，參考本文文獻[14,16,20]及市場調研數據，按照150×104元/MW取值；岸上換流站則按海上換流站單位造價45%取值。高壓直流輸電電纜的價格一般低于高壓交流電纜，這主要源于其結構相對簡單，只需正負兩極導線，且在相同電壓等級下，絕緣材料和線心材料的用料更少，綜合成本因此更低。筆者參考本文文獻[5]，對高壓直流電纜的價格按高壓交流電纜價格的75%進行取值。

考慮到質子交換膜（Proton Exchange Membrane，縮寫為PEM）電解水制氫技術與可再生能源適配性高且動態響應能力強等優勢[7,15,17-18,21-22]，在基準情況下采用PEM電解槽，并將在敏感性分析部分對比堿性電解水技術。固體氧化物電解制氫技術由于其造價過高且尚處技術驗證階段，暫不予討論。關于電解槽的壽命，目前PEM電解槽壽命約為2×104～6×104h[7,23]，按照每年4 000 h的設備運行時間計算，電解槽壽命可達10年。遠期看，PEM和堿性電解槽的壽命均有望突破10×104h[19]，壽命可超過15年。基于以上判斷，本文假定項目建成投產時的電解槽壽命為10年；在經歷第一次更換后（2035年），設備壽命超過15年，同時考慮技術降本因素，具體數據如圖2所示[24]。在項目運營期間制氫效率保持不變。

圖2 堿性電解槽和質子交換膜電解槽投資成本預測曲線圖[24]

設備的退役成本被添加至項目的最后一年，并計入運營費用中。本文假定全部方案的開工年份為2025年，考慮2年建設周期，海上風電項目設計運行年限為25年。海底管道輸氫相關參數參考國內濟源—洛陽、巴陵—長嶺輸氫管道的公開信息及國外文獻數據[5,12]，并結合我國海底天然氣管線實際投資及運營情況，在方案C2中選用管徑457 mm、工作壓力4 MPa的海底輸氫管道。在基準方案中，不考慮氫氣的存儲成本，即假定氫氣上岸后直接送入氣網或在現場直接銷售；但敏感性分析考慮了氫氣的岸上存儲對項目經濟性的影響，其中，岸上儲氫系統設備單位投資為1.15萬元/ kgH2，儲氫規模按1天的制氫產量計算。關于所有方案的主要基準參數如表1所示。

3 結果討論

3.1 基準方案經濟性

根據表1的參數，各基準方案的IRR如圖3所示。整體上看，除方案A2以外，其他方案的IRR均超過5%，其中方案A1的經濟性最佳，IRR為5.91%。造成方案A2的IRR低于其他方案的主要原因在于高壓直流輸電的初始投資額大，換流站造價高昂，表明高壓直流輸電技術不適合規模小、離岸距離近的海上風電項目。方案B的IRR僅次于方案A1，表明在基準情況下，售電比售氫的經濟性更好。造成方案C的經濟性整體較差的主要原因在于制氫設施（主要是PEM電解槽）的投資成本高且售氫價格偏低。其中，方案C1的IRR（5.14%）低于方案C2（5.40%），主要源于方案C1的電力送出設施（高壓交流海底電纜）投資成本高于輸氫管道。盡管方案C2需要消耗部分電力進行海水淡化、氫氣壓縮等操作，使得氫氣產量略低于方案C1，但其影響程度幾乎可以忽略不計。

圖3 海上風電項目基準方案內部收益率對比圖

表1 海上風電項目方案主要基準參數表

圖4為項目離岸距離對不同方案IRR的影響。在模型計算中，離岸距離的變化主要影響的是海底電纜和輸氫專用管線的投資成本，風力發電機組、風機基礎、海上升壓站、海上換流站、海上制氫站等建設成本以及年平均發電小時數均保持不變。整體上看，各方案IRR隨離岸距離增加均有不同程度的降低。由于海底電纜的投資成本占方案A和方案B的總投資比重較高，導致兩個方案的IRR受離岸距離的影響明顯高于方案C（斜率絕對值較高）。具體看，隨著離岸距離增加，方案A2與方案A1、方案B的IRR差距收窄，主要源于高壓直流電纜的單位造價低于高壓交流電纜。其中，方案A1與方案A2的平衡點出現在離岸距離約250 km處。由于本文未考慮因傳輸距離增加而導致的電纜最大傳輸功率下降情況，這使得IRR平衡點出現的位置要遠于真實情況。實際上，高壓交流輸電的最大傳輸功率相比于高壓直流技術而言，更易受離岸距離的影響。對于220 kV高壓交流電纜，其在200 km處的最大傳輸功率約為在100 km處的75%，并且會隨著離岸距離增加而加速降低[5]。這意味著高壓交流長距離輸電必須配置高抗進行無功補償、擴大電纜截面積或增加電纜回路數，其投資成本將加速上升，而高壓直流輸電技術受此影響較小[20]。因此，從工程實踐上看，高壓交流與高壓直流輸電的平衡點一般出現在離岸距離100 km左右。

圖4 海上風電項目基準方案內部收益率隨離岸距離的變化圖

制氫方案方面，方案C1因同時包含海底電纜和制氫設備投資費用，導致海底電纜占總體投資成本的比重明顯減少，因此離岸距離的變化對IRR的影響較前兩種方案更小。方案C2的IRR受離岸距離的影響最小，主要原因在于，輸氫專用管道的單位投資成本低于海底電纜，占總投資比重低。

離岸距離對于海上風電項目開發方案的選擇具有很強的指導意義。具體來看，方案C2在離岸距離超過100 km之后，其經濟性優勢逐步顯現。方案C1緊隨其后，在離岸距離達到150 km時，其IRR僅次于方案C2。以上結果表明，隨著海上風電項目逐步向遠海區域發展，電力送出的成本將逐步升高，這對IRR的影響將顯著增大。如果海上風電項目開發方式由并網發電轉向離網制氫，則可一定程度上緩解項目因離岸距離增加而導致的經濟性快速下滑問題。

3.2 敏感性分析

3.2.1 方案A

由于當前高壓直流輸電的工程實際數據較少，本文選取方案A1進行IRR敏感性研究，其結果如圖5所示。在風場單位投資方面，主要研究的是除電力送出工程以外的成本變化對于IRR的影響。從結果上看，風場單位投資每增加或減少10%，分別對應IRR降低或提升0.9%。在離岸距離方面，結合圖4和圖5的數據，在70 km的基準情況下，每增加或者減少40 km，對應IRR降低或提升0.9%。在風場規模方面，裝機規模的變化對于IRR的影響是非線性的，這體現出了規模效應的特點。當風場規模減少2/3至100 MW時，對應IRR降低4.28%；當風場規模增加2/3時，IRR升高1.1%。這主要源于模型中，電力送出的成本、部分運營成本及海域使用費等是固定的，而規模的減少會提高這部分固定投資占總投資的比重，并且降低總發電量，導致項目營收減少，使得IRR大幅下降。

圖5 方案A1內部收益率敏感性因素分析圖

3.2.2 方案B

此方案介于方案A與方案C之間，主要影響因素是售電比例，圖6顯示的是售電比例對于IRR的影響。整體上看，售電比例越高，IRR越高，而當售電比例達到100%，即采用方案A1時，收益率明顯提升。原因是當電力上網比例低于100%時，項目投資包含電解水制氫相關設備的投入，且運營費用也將有所增加，導致IRR降低。而當售電比例達到100%時，電解水制氫相關投資和運營費用將會被剔除，使得IRR顯著上升。

圖6 方案B內部收益率隨售電比例的變化圖

3.2.3 方案C

除計算IRR之外，還引入了LCOH以對比不同制氫方案的經濟性情況。關于離岸距離對IRR的影響已在圖4進行分析，圖7展示的是LCOH情況。在基準情況下，方案C2的LCOH為32.61元/kg，優于方案C1（33.58元/kg）。由于海底輸氫管道的單位投資低于海底電纜，方案C2的LCOH始終低于方案C1，且經濟性優勢隨著離岸距離的增加而越發顯著。對于近岸的海上風電項目，無論選擇方案C1或方案C2，兩者經濟性差別不大；對于遠海項目（離岸超過100 km的情況），則推薦采用方案C2。

圖7 方案C1、C2平準化制氫成本隨離岸距離的變化圖

考慮到兩種技術方案僅在能源送出基礎設施（即海底電纜和專用輸氫管道）方面有區別，其他因素對于項目經濟性的影響基本類似，本文選取方案C1來分析不同因素對LCOH的影響情況（圖8）。整體上看，更換堿性電解槽對于LCOH的影響最大，使得LCOH下降1/3至22.5元/kg。這主要源于PEM電解槽的成本遠高于堿性電解槽，前者的單位投資成本在2025年和2035年分別是后者的7.2和5.8倍。因此，采用堿性電解技術將大幅降低LCOH。裝機規模對于LCOH的影響也十分明顯，當風場容量減少至100 MW時，LCOH將增加約30%，表明提升風場規模是降本的重要手段。此外，儲氫設施、風場單位投資也是影響LCOH的重要因素。圖9顯示的是氫氣售價對于岸上制氫項目IRR的影響。可以看出，IRR與氫氣售價呈近似線性關系，氫氣售價每提升5元，則對應IRR升高約1.6%，當氫氣售價從基準40元/kg上升25%至50元/kg時，IRR可達8.14%，可見氫氣售價對于IRR的顯著影響，這也體現出項目補貼的重要性。

圖8 方案C1平準化制氫成本敏感性因素分析圖

圖9 方案C1內部收益率隨氫氣售價的變化圖

4 結論

1）風場規模的變化對于所有方案IRR的影響是非線性的，風場規模的下降將大幅降低項目IRR，而增加風場規模會一定程度提升IRR，但是變化幅度不如前者。

2）不同方案的IRR對于離岸距離變化的敏感程度不同。其中，并網發電方案的敏感程度高于離網制氫方案。當離岸距離小于100 km時，采用交流輸電技術的并網發電方案IRR最優；當離岸距離超過150 km時，離網制氫方案IRR整體更優。因此，項目離岸距離越遠，越適合采用離網制氫技術方案。

3）在離網制氫方案下，海上制氫無論在IRR還是LCOH方面均優于岸上制氫，兩者的經濟性差距隨著離岸距離的縮小而收窄。氫氣售價、儲氫設備及電解制氫技術對LCOH影響較大。提高氫氣售價、減少或不使用儲氫設施以及采用堿性電解槽可大幅提升項目經濟性，使得LCOH低于22.5元/kg。