新型電力系統背景下氫能綜合利用站發展的商業模式分析

馬若冉，趙曉麗，張榮達

（中國石油大學（北京）經濟管理學院，北京 102249）

0 引言

氫氣被認為是不同形式能量和物質之間的樞紐，能夠有效應對高比例可再生能源發電系統的不確定性，進行大范圍、長時間的能量儲存，不僅可以使可再生能源穩定使用，還可以減少碳排放［1］。在技術、成本、政策等推動下，大力發展氫能是今后能源電力系統的一大發展方向。在新能源成為新型電力系統電力供應主體的形勢下，利用氫能電站電解水制氫可以促進氫能的發展，實現電網安全、高效和穩定運行，使源網荷儲深度融合。在對氫能系統的研究中，Calderón 等［2］、Bhuyan 等［3］、Ceylan 等［4］、Hassanzadehfard 等［5］、Peppas 等［6］、Okundamiya等［7］的研究已經從成本的角度出發證明了光伏、風能、電解槽、儲氫系統及燃料電池混合系統的可行性。Tatsuya 等［8］認為相較于離網系統，在電網中部署分布式氫儲能系統更具經濟性。Chen 等［9］為提高可再生能源發電制氫系統的經濟性，構建了風光互補氫儲能系統的運行優化模型。Le 等［10］考慮到安全因素，對氫儲能系統進行了定量的風險評估。

針對氫能利用經濟性的研究也取得了一些進展，但研究結論不盡相同。一些研究認為將氫能主要用于直接售賣最具經濟性：國家可再生能源實驗室發表的1 份技術報告中表明，售氫比儲氫以供日后發電更有價值［11］。Sabrina 等［12］以巴西可再生能源制氫系統為例探究了可再生能源氫氣轉化為電力和直接售賣二者的經濟性，發現售氫更加有利可圖。Weidner 等［13］以德國、比利時、冰島為例對制氫在交通、工業和儲能上的應用進行探究，認為氫儲能在當前框架內是無利可圖的，但氫儲能+氫能工業用途的組合可以帶來更大的經濟價值。一些研究則認為將氫氣儲存用于發電上網獲得的價值更高：Wu等［14］的研究結果表明電解槽產生的氫氣捆綁電網服務的價值流占總收益的76%，對于氫能項目在財務上可行至關重要。在提高氫能系統的運營收益方面，Glenk 等［15］利用實物期權模型討論了氫氣價格的合理性和競爭力。Pan 等［16］利用雙層混合整數規劃模型研究發現電氫系統可以通過調整從電網和可再生能源方購電的比例，合理利用可再生能源達到設備優化和降低氫氣供應價格的雙重目標。

本文的創新之處在于：（1）現有研究主要探究如何實現制氫系統的裝備最優配置，以及如何將儲能系統視為一個整體對氫氣利用的最優方式進行探究；而對于氫能電站不同購電方式、服務內容與盈利模式下的商業模式的研究相對不足，尤其是缺乏對以實際氫能電站運行及參數為背景的氫氣利用不同商業模式的整體性研究。本文以安徽六安氫能電站為例，結合氫能電站運行中的實際數據參數，分析了不同情景下更有利于氫能電站發展的商業模式，為未來氫能電站發展商業模式的選擇提供了決策依據。（2）既有研究很少關注電力市場運行機制對氫能電站發展的影響，本文充分考慮到未來電力上限價格提高及氫價下降的情況，探究了電力市場改革等相關因素對未來氫能電站商業模式發展的影響。

1 新型電力系統背景下氫能綜合利用發展現狀分析

隨著氫能發展進程的逐漸加快，其國家戰略地位逐步提高，在電力、交通、工業及供熱等各個領域都有一定的用途。在電力領域，氫能對于新型電力系統構建具有重要意義，氫儲能可用作可再生能源產生的電力過剩的大規模存儲解決方案。在交通領域，氫能作為燃料可以促進交通部門的低碳轉型并早日實現綠色發展。在工業領域，氫氣可以直接供給不同場景的用氫設備使用，包括煉油廠、合成氨、合成甲醇等，制氫方式由化石能源轉換為電解純水有著巨大的潛力［17］。供熱領域，氫氣的利用主要體現在天然氣管道摻氫，提供一種經濟有效的低碳供熱以減少天然氣的使用。

目前，中國已實現在安徽六安建成并投運全國首座兆瓦級氫能綜合利用示范站，站內具備利用可再生能源電解水制氫、高壓儲氫及氫燃料電池發電的氫能利用全鏈條技術。但目前電解水制氫技術的成本較高，在一定程度上阻礙了氫能電站的發展。主要原因有二：一是由于技術進步和生產規模限制，電解水制氫設備的運行效率較低、單位容量的投資成本較高，目前氫能電站“電-氫-電”能力轉換的效率約為35%；二是電價成本比較高，約50%的制氫成本來源于電價［18］，且一方面受政策限制，氫氣易燃易爆，被視為危險化學品，非化工企業依法不可售賣氫氣；另一方面由于氫氣不同政策制定年份針對不同行業設定的標準有差異和沖突，電解水制氫過程中每個模塊可能涉及不同的氫氣標準。因此，氫能電站通過電解設備制備的氫氣目前無法在工業、交通及供熱領域進行多途徑消納，這也在一定程度上限制了氫能電站的盈利，阻礙其大規模發展。

2 氫能電站運行優化模型構建

2.1 氫能電站的商業模式運行優化模型構建

綜合對氫能電站服務內容和盈利模式的分析，本文提出氫能電站發展的5 種商業模式。商業模式一為氫儲能套利模式。在該模式下，氫能電站在電價較低時利用電解槽進行電解水制氫并通過儲氫罐儲存，在電價較高時利用氫儲罐中的氫氣進行燃料電池發電，只利用電網電力通過氫儲能買賣電量套利盈利；商業模式二為可再生能源制氫與氫儲能套利模式。在該模式下，氫能電站可利用自建可再生能源發電及電網電力。可再生能源電力可直接售賣或給電解槽充電制氫。其中，可再生能源是選擇直接上網獲取收益還是轉化為氫氣為氫燃料電池充電，取決于二者可獲取的相對收益大小；商業模式三為可再生能源制氫-氫儲能套利與售氫模式。相較于商業模式二，考慮到售氫政策放開的情況，此模式在氫能電站售電的基礎上增加了售氫業務。氫儲罐儲存的氫氣可以在電價較高時為氫燃料電池充電，也可以進行氫氣的直接售賣，取決于兩者的相對收益情況大小。商業模式四為“氫儲能+調頻”模式。在商業模式一的基礎上，考慮氫能電站為電網提供調頻服務，分別探究未來不同政策制定情景下氫能電站同時參與套利與調頻輔助服務的收益情況。將政策制定設定為以下3 種情景：（1）只允許電解槽參與調頻；（2）只允許燃料電池發電參與調頻；（3）二者同時參與調頻輔助服務。商業模式五為“氫儲能+調頻+售氫”模式。考慮未來氫能電站調頻以及售氫政策放開的情況下，氫能電站可以同時參與調頻輔助服務并售氫。

根據氫能電站內各設備模塊的實際運行情況構建運行約束條件及目標函數，用MATLAB 軟件對非線性規劃問題求解。將氫能電站各模塊運行約束構建如下。本文所用部分符號及含義如表1 所示。

表1 符號及含義

（1）光伏系統。

光伏系統的運行約束有二，一是其實際出力小于等于對應光照強度下的最大出力，二是在氫能電站運行的每個時刻為電解槽充電（）或上網的（）比例小于等于1。

（2）風電系統。

風電系統的實際出力小于等于對應風速條件下的最大出力，且在氫能電站運行的每個時刻為電解槽充電（）或上網（）的比例小于等于1。

（3）電解槽。

質子交換膜電解槽對于可再生能源大規模并網具有高度適配性［19］。在穩定運行的情況下，電解槽產生氫氣的速率與電解槽的功率呈現近似線性關系。

另外，電解槽在時刻t的可用容量比例需要維持在最小開機比例與1 之間，上下坡功率在最大下坡或爬坡功率之間且工作功率在允許的最大輸入功率，即額定容量和0 之間。

（4）氫氣壓縮機。

通過電解槽進行電解水制取的氫氣在儲氫罐中儲存之前需要進入氫氣壓縮機中進行升壓處理，將其轉變為高壓氫氣［20］。氫氣壓縮機在時刻t 的可利用容量比例應在［0,1］之間。

（5）儲氫罐。

儲氫罐模型中，容器存儲氫氣量可以利用儲氫罐內部氣壓表示。

與其他模塊不同，氫儲罐除可利用容量這一狀態變量外，還應對其存量變量進行關注。將儲氫罐的凈輸氫量比例設置為，氫氣存量比例為。儲氫罐的運行需滿足在t時刻，凈輸出氫量小于等于儲氫罐內氫氣存量、輸入量小于等于氫儲罐最大容量減去罐內已有氫氣量、氫氣存量等于t-1 時刻存量減去t-1 時刻凈輸出量（假定同一時間內儲氫罐氫氣輸入和輸出不能同時發生），約束條件如式（13）～（15）：

（6）氫燃料電池。

氫燃料電池將電解水制得的氫氣轉化為電，在時刻t的可利用容量比例在［0,1］之間。

（7）電網模塊。

氫能電站根據峰谷分時電價或實時電價從外部電網買電向內部輸送電能。電網模塊的容量表示單位時間內電網模塊所能傳輸的最大電量，在時間t的可利用容量比例在［0,1］之間。

（8）電力輔助服務模塊。

電力輔助服務主要是氫能電站根據電網需求在時刻t為電網提供的調頻輔助服務。電力輔助服務模塊的容量表示單位時間內所能傳輸的最大電量，在時間t 的可利用容量比例在［0,1］之間。

（9）氫能利用模塊。

在氫能利用模塊中，氫能電站產生的氫氣服務于下游的目標客戶，如交通領域的加氫站以及工業領域的化工廠等。氫氣利用模塊在時間t的可利用容量比例在［0,1］之間。

2.2 氫能電站系統平衡約束

在氫能電站的運行中，平衡約束是最重要的約束，其表示了在氫能電站運行每個時刻的物質與能量平衡關系。主要包括電節點與氫節點平衡兩類：

電節點平衡是指在某一時刻氫能電站中各設備的發電量與用電量的實時平衡，約束條件如式（22）所示：

2.3 氫能電站運行模擬經濟性評價方法

在不同商業模式下對氫能電站進行運行模擬。根據新能源出力情況、能源價格、設備參數與容量3類邊界條件，模擬氫能電站的運行情況。根據不同邊界條件，氫能電站作出不同的調度安排，運行模擬的輸出結果主要包含兩部分：各設備的最優運行曲線及經濟性分析結果。本文所提出的優化模型求解的核心是求解典型月內優化運行問題。由于山西省為第一批發展電力現貨的省份，其電力現貨市場運行較為成熟且有借鑒意義，因此選取山西省2022年6 月份為典型月來代表全年12 個月的典型情況。選擇此月份為代表月是因為月內無特殊節假日，具有一般代表性。其中，在計算年收益時，只考慮不同商業模式下氫能電站的購電成本、賣電收入、可再生能源上網收入、為電網提供輔助服務的收入以及售氫收入。氫能電站生命周期內的總收益綜合全面地考慮年收益、固定投資成本以及運維成本，其表達式如下：

3 不同商業模式下氫能電站的成本收益分析

本文以安徽省電解槽及氫燃料電池容量為1MW的氫能電站為例進行研究。氫能電站使用目前國內最先進的質子交換膜制氫技術［21］。不同商業模式下氫能電站的運行模擬使用MATLAB 軟件聯合Gurobi求解器編程求解，優化得到氫能電站在典型月下的最優控制策略和成本收益狀況，進而得到不同商業模式下的經濟性評價結果。氫能電站的成本參數構成情況見表2，表3 給出電網的工業分時電價。商業模式三、五中，售氫價格按照目前市場價格取40元/kg；由于包含安徽省在內的華東地區為規范輔助服務市場行為而制定了較為完整明確的調頻補償標準，因此商業模式四、五中，氫能電站參與AGC 調頻輔助服務的補償方式參照2022 年9 月華東能源監管局頒布的《華東區域電力輔助服務管理實施細則》，基本補償按照每月360 元/MW 進行補償，調用補貼根據調頻里程進行補償，標準為3 元/MW。

表2 氫能電站成本參數

表3 安徽省電網工業電價

（1）更加開放的電力市場環境有助于氫儲能套利商業模式的發展。

峰谷分時電價及實時電價下氫能電站的成本收益情況如表4 所示。表4 顯示，當氫能電站只從電網進行套利時，無論是通過峰谷分時電價還是電力現貨市場套利，在目前的電價水平和電價波動范圍下整體收益都非常小。根據氫能電站各設備模塊典型月的調度方式（見圖1、圖2）及現貨價格趨勢（見圖3），可以得到氫能電站只從電網進行套利獲利較小的主要原因有兩方面：一是氫儲能需要滿足特定的電價差才會進行充放電，因此導致充放電的次數少，整套裝置利用率低；二是往返轉化效率低，因此單次充放電循環的收益十分有限。而在實時電價下，氫能電站的收益情況相較于分時電價下的年收益將由35.99 萬元提高至59.14 萬元。以上結果表明推進現貨電力市場建設有利于氫能電站的發展。

圖1 典型月氫能電站充放電情況

圖2 氫儲罐存儲狀態

圖3 典型月電力現貨價格

表4 分時電價和實時電價下商業模式及成本收益情況

（2）積極推進氫能電站中電解槽與氫燃料電池參與電力輔助服務市場，提供調頻服務的商業模式有利于氫能電站的發展。

對比表5 中商業模式四下3 種情景的收益情況可以發現，相較于只利用氫燃料電池與只利用電解槽參與調頻的情況，二者同時參與調頻輔助服務市場下氫能電站收益更高。此時，氫能電站進行調頻的次數顯著增加，氫能電站選擇調頻而不是通過電價差進行盈利。且與商業模式一在實時電力交易市場中氫能電站只通過電價差套利盈利下59.14 萬元的收益相比，氫能電站提供調頻輔助服務的收益更高。因此，氫能電站同時參與套利與調頻輔助服務的收益高于只通過電價差盈利的收益，收益可相應提高12.88%。

表5 不同商業模式下氫能電站收益情況對比

（3）在現有技術水平及電力市場背景下，包含售氫業務的商業模式最具發展潛力。

對比商業模式一至五可以看出，目前5 種模式的經濟效益由高到低排序為：商業模式五＞商業模式三＞商業模式四＞商業模式一＞商業模式二。商業模式五及商業模式三下氫能電站通過增加售氫業務可以獲得較為可觀的收益，氫能電站從售氫中獲得的收益較高，主營業務為售氫。表5 顯示，商業模式三下氫能電站最佳的利用方式是從電網買電，同時可再生能源發電大部分時間用來發電制氫。由于主營業務變為售氫，所以相較于商業模式二，氫能電站會多向電網買電制氫，買電成本提高；可再生能源會在大多數情況下選擇為電解槽充電制氫，可再生能源上網收入也相應減少；電解槽制取的氫氣會大部分用于售賣，而不是通過燃料電池發電上網，因此賣電成本會降低，如此可以使得氫能電站與可再生能源發電運行整體獲得最大收益。商業模式五相較于商業模式四，氫能電站向電網賣電及提供調頻輔助收益的次數減少，將在更多的時點選擇售賣氫氣以獲取收益而不是將氫氣儲存起來在電價高時售賣并為電網提供調頻輔助服務。這也可以說明氫能電站積極拓展售氫業務、多方面發展業務范圍可以極大地提高收益，從而促進氫能電站的發展。由此，現有政策的制定應傾向于對氫能電站售氫業務的補貼，以促進其更好地發展。

4 電力價格和氫價改變對氫能電站商業模式發展的影響

此部分基于以上對目前5 種商業模式的成本收益分析結果，在未來制氫技術進步及電力市場大力發展的情況下，通過探究氫價不斷下降、電力現貨上限價格不斷提高情景下對氫能電站商業模式發展及選擇的影響，并結合電力市場運行及政策背景得到未來技術水平進步下促進氫能電站發展具有前景的商業模式及結論。

4.1 電力現貨市場上限價格提高對氫能電站商業模式發展的影響

新能源的大力發展、能源危機或極端惡劣天氣都將加劇電網的波動性，因此儲能為電網提供輔助服務的價值將增大，在某一時點上由供需反映的電力實時價格就越高。未來將產生更加符合電力需求的電力價格信號和電價結算機制，有助于引導用戶側調整電價，傳導上游壓力，使交易電價創下新高。

由于在目前氫價為40 元/kg 的情況下，包含售氫業務的商業模式具有較大的發展潛力且商業模式三中氫能電站的電力來源同時包含可再生能源發電和電網電力，因此可以對比得到電價上限提高對氫能電站可再生能源發電使用及售氫情況的綜合影響。參照國內外電力市場的歷史電力交易現貨價格，探究電力現貨價格上限提高時商業模式三成本收益的變化情況（見表6）。

表6 不同電價上限情況下氫能電站的收益情況

通過分析可以發現，當電價上限提升至3 元/kW·h 并繼續提高時，有利于“可再生能源制氫+氫儲能+售氫”商業模式的發展并且可以促進可再生能源制氫并用于儲能的利用。提高電價上限會使得氫能電站的運行收益呈現先降后升的趨勢，這是因為當逐漸提高電價上限時，氫能電站的主營業務會由以售氫為主轉變為以售電為主。當電價上限提高至3 元/kW·h 時，氫能電站以售氫為主，此時氫能電站進行買賣電的次數增加，買電成本會相應提高，通過電價差套利盈利的收入也會隨著電價上限的提高而增加；但賣氫收入將有所降低，氫能電站通過套利盈利收入的提高未能彌補減少售氫的收入，因此總收益將降低。當電價上限繼續提升時，隨著電價上限增長氫能電站買賣電量的次數增加，收益越來越高，賣氫收入越來越低。此時，氫能電站的主營業務變為售電，主要收益逐漸由賣氫轉化為利用電價差套利。可再生能源出力時，往往會由于供電增加（如中午）導致電力現貨價格較低。因此氫能電站為了在高電價電位進行賣電，大部分可再生能源將用來制氫，可再生能源上網收益降低。提高電力現貨價格上限可以促進可再生能源在氫能電站的利用并促進氫能電站為可再生能源發電大規模增長提供備用、調峰等輔助服務的發展。

4.2 氫氣價格下降對氫能電站商業模式發展的影響

由于目前灰氫的成本大概在10 元/kg～20 元/kg，藍氫的成本約為20 元/kg～30 元/kg，考慮到2040 至2050 年電解水制氫的價格下降至與藍氫平價，2060 年氫氣價格下降至與灰氫成本相同時氫能電站的收益情況［22］，本文在涵蓋售氫業務的商業模式三、五的基礎上進一步改變氫氣售價。當氫價不斷下降時，氫能電站在不同商業模式下的收益情況如圖5 所示。

圖4 顯示，至2040—2050 年，當氫氣價格為20元/kg 時，“套利+調頻”商業模式的收益相比“可再生能源+套利+售氫”初具發展前景；2060 年左右氫氣價格下降為10 元/kg 時，氫能電站提供售電服務下的“套利+調頻”及“氫儲能套利”商業模式將比“可再生能源+套利+售氫”商業模式更有發展潛力，而“套利+調頻+售氫”一直是氫能電站發展的方向，是最優的商業模式。因此，未來在氫氣價格逐漸降低的情況下，應重視氫能電站提供售電服務的商業模式所帶來的價值，政策的制定應傾向對氫能電站提供調峰、調頻輔助服務的補償及補貼，以促進氫能電站更好地發展。

圖4 不同氫價下各商業模式年收益情況對比

5 結論及政策建議

本文在新型電力系統的背景下，以如何促進氫儲能發展、增加電力系統靈活性為出發點對氫能電站發展的不同商業模式進行了分析。通過構建氫能電站運行優化模型，對“氫儲能套利”“可再生能源制氫+套利”“可再生能源制氫+套利+售氫”“套利+調頻”“套利+調頻+售氫”5 種商業模式下氫能電站的運行及成本收益情況進行了仿真模擬計算，得到以下結論。

（1）在目前的氫氣市場及電力市場背景下，不同氫能利用商業模式的經濟性排序由高到低為：“氫儲能套利+調頻+售氫”“可再生能源制氫+套利+售氫”“氫儲能套利+調頻”“氫儲能套利”“可再生能源制氫+套利”。由此可見，在目前的技術水平及電力市場條件下，包含售氫業務的商業模式能為氫能電站帶來更加可觀的收益，從而推動并促進氫能的發展。

（2）未來隨著氫價的降低，促進氫能發展具有前景的商業模式將由包含售氫的模式過渡至以售電為主、為電網提供輔助服務的模式，且“氫儲能套利+調頻+售氫”將一直是氫能電站的未來發展方向。在當今氫氣市場價格為40 元/kg，“氫儲能套利+調頻+售氫”的商業模式最具有發展前景；“可再生能源制氫+氫儲能套利+售氫”模式次之；而氫能電站只通過氫儲能套利盈利的收益較低。在未來氫價下降至10 元/kg～20 元/kg 的情況下，“套利+調頻”及“氫儲能套利”商業模式的發展潛力將凸顯，比包含售氫業務的商業模式三更具發展優勢、更能促進氫能電站的發展。

（3）更加開放的電力市場環境更有助于“氫儲能套利”商業模式的發展。研究結果顯示，氫能電站通過實時電價下電價差套利盈利的收益高于分時電價下套利盈利的收益。且當電力現貨上限水平達到3 元/kW·h 時，可以促進“可再生能源制氫+氫儲能套利+售氫”模式下可再生能源為氫能電站充電行為的發生，從而促進可再生能源在氫能電站的利用和發展，使可再生能源可在氫能電站系統中發揮更大作用，同時氫儲能發揮調峰性質具備盈利性。

根據以上所得結論，本文提出以下政策建議：

（1）允許氫能電站作為獨立主體參與向下游用氫企業售氫是目前推動氫能發展的有效手段。一方面，需要相關政府部門積極制定政策以明確氫能的屬性及可利用領域；另一方面，應當將氫能電站納入可參與向下游用氫企業售氫的范圍，增加氫能電站的業務流及現金流。與此同時，政策的制定及頒布應傾向于對氫能電站售氫業務的補貼，以促進氫能在氫能電站實現更好的發展。

（2）積極鼓勵氫能電站作為獨立主體納入可參與電力輔助服務市場。氫能電站若想獲得足夠的收益，需要深度參與電力輔助服務市場，一方面需要建立健全輔助服務市場，對參與輔助服務市場交易主體范圍和有償調頻等基準進行修訂完善，同時注重輔助服務市場與現貨市場的結合，促進輔助服務市場和主能量市場的協同互動，使其融合發展；另一方面在電力市場發展較為成熟的后期，需要加大對氫能電站售氫業務的補貼力度，使售電及售氫共同發展。

（3）推進電力市場建設，完善電力市場交易機制，利用價格手段和放寬市場準入推動氫儲能套利商業模式的發展。為了促進氫儲能套利商業模式的發展，未來可以通過加大峰谷電價差，使電價能夠更好地反映靈活性電源，如提高氫燃料電池在電力尖峰或高峰時點的發電價值，以促進可再生能源在氫能電站的利用并提升氫儲能的收益。此時，氫能電站交由電網企業進行運營管理更具實際意義。這有助于電網企業根據實際需求情況利用氫氣通過氫燃料電池進行并網發電，及時對電網穩定性進行調節，優先對電力進行實時調度。