2060碳中和
我国新能源风光发电制氢成本动态测算
0 引 言
氢能作为来源广泛、清洁低碳的二次能源,是构建多元化综合能源供应体系的重要载体[1]。尽管以煤制氢和焦炉煤气分别为代表的化石能源制氢具有技术成熟、规模化和低成本等优势[2],但污染物排放和CO2排放问题严重,不符合能源绿色低碳的发展方向。我国可再生能源资源丰富,风能和太阳能仍有至少95%的潜力未被开发[3],风光弃电利用难,而电解水技术能将不稳定的可再生能源转化为氢能,实现大规模、季节性储能[4],同时,利用可再生能源发电技术进行电解水制氢可实现CO2零排放[5],实现绿色制氢[6-7]。“十四五”时期,我国加快光伏与风力发电的大规模发展,新能源发电与电解水制氢的一体化应用具有广泛的适用场景和应用需求,解决氢源供给不足、可再生能源消纳和储电调峰等问题。
当前,碱性(ALK)和质子交换膜(PEM)电解槽制氢技术进入商业化阶段[8],而固体氧化物电解技术还处于试验阶段[9-10]。新能源发电制氢成本研究一般基于具体项目展开,如田甜等[11]基于300 MW海上风力发电制氢项目、张理等[12]基于风力发电ALK制氢项目、刘庆超等[13]基于光伏发电制氢项目、AYODELE等[14]基于南非风电制氢项目。此外,许多学者比较分析了风力与光伏发电制氢的成本问题,如王彦哲等[15]分析了风电与光伏发电制氢的影响因素、PROOST[16]研究了ALK与PEM电解水2种技术下制氢成本达到化石平价水平所需生产规模。MILANI等[17]比较了澳大利亚地区不同电解水技术的制氢成本。此外,国际和国内氢能组织也重视制氢趋势评估。如国际可再生能源署(IRENA)发布了ALK与PEM制氢成本构成及相关经济数据[18];中国氢能联盟发表白皮书[19]预测了产业链制氢成本;国际氢能委员会(Hydrogen Council)预测了2030年可再生能源制氢技术的降本空间[20],为相关研究提供重要参考。整体上,新能源发电制氢成本估算方法目前缺少一般性标准[21],采用的研究方法包括全生命周期方法[22-23]、平准化度电成本(LCOE)[24-26]、学习曲线法[27-28]和预测方法[29]等。由于风、光资源条件分布以及不同项目的技术工艺、企业运营与管理成本都存在显著差异,项目数据估算的发电或制氢成本难以体现整体产业或国家层面的成本水平,采用具有行业代表性的上市企业年度成本数据综合估算发电成本更具参考价值[30],该研究思路可实现基于年度视角动态分析行业整体成本,而非针对某具体项目现金流量的成本分析。鉴于当前制氢评估方法研究现状,制氢成本估算需从项目特定分析延伸至整个产业视角,以消除个体差异,同时,面向发电-制氢的一体化应用,电解水制氢成本也趋于直接使用风、光产业的发电成本。
笔者针对不同新能源与电解槽技术组合方案,拟从风、光发电-制氢一体化视角,利用上市企业数据整体估算产业发电成本,结合学习曲线动态拟合电解槽技术投资,建立我国风、光发电制氢成本年度估算模型,并开展组合方案的成本测算应用与敏感性分析。
1 研究方法与数据来源
1.1 年度行业发电成本估算方法
根据某上市公司公布的年度发电成本和发电量数据可近似估算企业发电成本,体现该企业发电年度生产成本,不同于项目平准化度电成本[8],这里仅包括年度折旧,不考虑总体建设投资或视为沉默成本。行业年度发电平均成本可参考行业内主要上市企业的发电成本或利用加权、平均方法的进展综合测算[30],鉴于上市企业间发电成本的差异性,采用加权平均思想估算行业年度加权发电成本
(1)
式中,Dij为第i年第j个企业的度电成本;fij为企业发电量在行业内占比;Cij为企业发电总成本;Wij为企业的风电或光伏发电量。
1.2 基于成本分解法的电解水制氢成本测算方法
电解水单位制氢成本(C)主要包括单位初始投资成本(C1)和单位运营成本(C2)2部分,具体成本构成如图1所示。单位初始投资成本包括土地、厂房等土建工程单位成本(C3)和电解装置总系统单位成本(C4),分解为电源与安装成本以及储氢设备成本(C5),含高压储氢模块、中压缓冲储氢罐和压缩机。一般土建工程单位成本取电解制氢装备总系统单位成本的13%[31]。
图1 电解水制氢成本构成
Fig.1 Cost composition of water electrolysis for hydrogen production
电解制氢的单位运营成本(元/kg)包括每千克H2耗水成本(C6)、每千克H2人工及管理成本(C7)、每千克氢电解装置运维成本(C8);单位制氢的电池组更换成本。具体计算公式为
C=C1 C2,
(2)
C1=C3 C4 C5,
(3)
C2=C6 C7 C8 C9 C10 C11,
(4)
C3=C4×13%,
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
C10=D1W1,
(10)
C11=D2W2,
(11)
式中,C9为单位制氢的电池组更换成本,元/kg;C10为单位制氢的耗电成本,元/kg;C11为单位储氢的耗电成本,元/kg;T1为电解装置总系统成本,元/kW;W1为制取H2电耗,kWh/kg;P为储氢设备单价,元;h′为储氢设备使用周期,即设备折旧年限×年运行时间,h;V为压缩机压缩排量,m3/h;∂为H2摩尔体积,m3/kg;T2为电解装置运维成本,元/kW;h为电池组使用寿命,h;T3为电池组更换成本,元/kW;D1为制氢环节所需光伏或风电的电价,元/kWh;D2为压缩H2所需普通市电的价格,元/kWh;W2为压缩每千克H2电耗,kWh/kg。
1.3 基于学习曲线的技术参数估算
假设在规模经济与技术发展作用下,电解装置的技术参数以一定学习率r下降或增长,根据学习曲线方程[27-28],在第x年电解装置的技术参数取值(y(x))为
y(x)=kxb,
(12)
r=1-2b,
(13)
式中,k为第1年的技术参数值;b为学习系数,可采用直接测定法计算其值[32]。
1.4 数据来源与技术参数估算
1.4.1 行业发电成本估算参数
研究对象选取以风力发电和光伏发电为主营业务的上市公司,使用上市企业发布的具有连续性且无异常的数据,共包括19家风电和17家光伏发电业务的上市公司,数据来源于Wind数据库。
1.4.2 电解水制氢投资估算参数
针对制氢、储氢、辅助3个环节设置投资估算参数,具体见表1。
表1 电解水制氢各环节投资估算参数
Table 1 Estimated parameters of investment in hydrogen production from water electrolysis
1.4.3 基于学习曲线的电解水制氢装备转换技术评估参数
相关电解水技术参数参考IRENA发布的数据[18],根据其2017年历史数据和2025年预测数据,假设ALK和PEM电解装置技术参数按照一定学习率变化,计算ALK电解装置的电耗、电池组使用寿命、电解装置总系统成本、电解装置运维成本、电池组更换成本的学习率,其学习率分别为1.25%、-3.79%、13.13%、13.13%、13.46%,PEM电解装置5个技术参数的学习率分别为3.39%、-7.29%、15.64%、15.64%、19.64%。PEM电解装置技术参数的学习率高于ALK,且电池组更换成本、电解装置总系统成本以及电解装备运维成本的下降趋势最为显著。最后,通过学习曲线估算2018—2020年ALK和PEM电解装置的技术参数,具体见表2。
表2 20 MW电解装置技术参数估算
Table 2 20 MW electrolytic device technical parameter estimation
注:2018—2020年为估算数据。
2 结果与讨论
2.1 风电和光伏发电的成本估算
根据风电企业与光伏发电企业数据,基于上市公司的年度行业发电成本估算方法估算了2017—2020年我国风电和光伏发电产业成本,如图2所示(虚线表示不同年份所有企业发电成本的平均值)。研究期内发电成本持续下降,风电平均成本由0.205元/kWh降至0.194元/kWh,光伏发电成本由0.322元/kWh降至0.268元/kWh。从发电成本看,风、光发电产业规模、集中度及企业间的技术、资源、企业运营条件等差异显著,以2020年为例,光伏产业发电规模不足风电30%,风电量前5家企业发电总量为480.31亿kWh,其占19家风电企业总发电量的59.43%,光伏发电量前5家企业发电总量为182.03亿kWh,其占17家光伏企业总发电量的80.12%。整体看,研究期内风力发电行业的企业间发电成本差别较小,差异性优于光伏发电行业,其测算结果区间差额在0.12元左右,而光伏发电行业则在0.28元以上。
图2 风电和光伏发电产业发电成本估算结果
Fig.2 Power generation cost estimation results of wind power and solar power industry
2.2 电解水技术的制氢成本构成
为体现整体风力和光伏产业发电-制氢一体化的真实制氢成本,选取图2测算的风力和光伏发电产业发电成本为制氢环节的投入物成本,计算2017—2020年我国ALK和PEM两种电解水技术的制氢生产成本,如图3所示。从成本变化趋势看,由于电解槽技术与制造工艺的进步以及新能源发电成本逐步降低,成本不断下降。其中,ALK风电制氢成本由2017年20.80元/kg降至2020年的17.90元/kg,研究期内成本降低了13.94%;PEM风电制氢的成本下降趋势更显著,由2017年39.99元/kg降至2020年的28.27元/kg,降低了29.31%。2017—2020年,ALK光伏和PEM光伏制氢成本分别降低19.55%和31.03%,但由于光伏发电成本高于风电发电成本,导致同等制氢技术下光伏制氢成本高于风电制氢成本,以2020年为例,光伏制氢成本比风电制氢成本高约4元/kg。
图3 2017—2020年ALK和PEM制氢成本构成
Fig.3 Cost structure of ALK and PEM hydrogen production in 2017—2020
从成本构成看,对于ALK风电制氢方案,耗电成本为最大支出,2020年其占到总成本的54.04%,其次是电解装置的投资成本(约占14.36%)、储氢环节成本(约占12.53%)、电池组更换的大修费(6.76%)和电解装置运行成本(6.00%);2017年,PEM风电制氢技术中电解装置投资成本最高,而从2018年起,耗电成本占比最大,以2020年为例,耗电成本占37.25%,电解装置的投资成本占27.95%,然后是电解装置运行成本(11.18%)、电池组更换成本(8.88%)、储氢成本(7.94%)。类似的,ALK光伏制氢技术中电费成本占比高达61.80%,电解装置的投资成本仅占11.93%,而PEM光伏制氢的耗电成本在2017—2020年高于电解装置的投资成本,2020年耗电成本占比为44.97%,电解装置的投资成本占比24.51%,不同于PEM风电制氢技术。总体上,ALK制氢方案的电耗成本为最主要成本,PEM制氢成本由耗电成本和电解装置投资2种成本共同构成。
2.3 多情景制氢工艺成本比较
电解水制氢4种方案均采用发电成本电价,即制氢项目具有自备电源的条件,属于发电-制氢一体化视角下的直接成本估算情形,但可再生能源出现难以消纳、发电供应不足或不具有自备电源的场景,发电成本价格可能采用上网电价。目前,我国所处地区及时段的上网电价差异巨大,为比较分析,通过加权平均方法计算波峰、波谷、平段3个阶段的全国平均电价及其对应的制氢成本,上网电价采用全国各省市一般工商业峰谷电价(10 kV电压等级下),2020年不同时段电价情形的制氢成本见表3。
表3 2020年不同时段上网电价(电解水制氢耗电成本)
Table 3 Different time-frame feed-in tariffs(electricity consumption cost of hydrogen production from water electrolysis) in 2020
注:数据代表平均值(范围)。
结果表明,利用ALK谷电制氢具有一定价格优势,云南、青海、新疆等部分地区成本可以达到18元/kg,略低于ALK风电制氢成本;ALK谷电制氢平均成本为24.04元/kg,略高于ALK光伏制氢成本;其他时段的电价及PEM技术的制氢成本不具备经济性。
2020年不同场景和不同工艺制氢的主要投入物成本(化石能源投入物、CCS或用电成本投入)和制氢总体成本如图4所示(不同化石能源制氢成本范围综合了中国汽车工程学会[34]、中国氢能联盟[35]、中国汽车技术研究中心[36]、全国氢能标准化技术委员会[37]数据区间,其中CCS成本数据来自文献[38],k为斜率),其中气泡重心分别表示生产投入物成本与平均制氢成本(采用行业年度加权发电成本),气泡直径代表制氢成本取值(依据行业发电成本测算)。
图4 2020年不同技术或场景的制氢成本对比分析
Fig.4 Comparison of hydrogen production costs in different technologies or scenarios in 2020
不同技术场景的单位制氢成本由低到高大致分为3个区间。第1区间在25元/kg以下,煤制氢单位成本为9.04元/kg,其中原料成本占75.00%左右(煤炭价格取600元/t)[39],工艺成熟且最具经济性。工业副产氢与天然气制氢工艺也同样比较成熟,工业副产氢(以焦炉煤气制氢为例)单位成本为12.39元/kg,其中原料成本占80%左右(焦炉煤气价格取0.5元/m3)[39],天然气制氢单位成本为13.48元/kg,其中原料成本占80%左右(天然气价格取2.5元/m3)[40]。其次为煤制氢CCS与ALK风电,2种方案成本接近,煤制氢CCS技术单位制氢成本较煤制氢单位成本提高5～8元/kg[38]。甲醇制氢单位成本为22.39元/kg,其中原料成本为17.74元/kg(甲醇价格取2.2元/kg)[31],与ALK光伏、ALK谷电技术的单位制氢成本相当。第2区间是单位制氢成本在25～50元/kg,排序分别为PEM风电、PEM光伏、PEM谷电和ALK平电。第3区间单位制氢成本均大于50元/kg,平电和峰电情形下的ALK和PEM制氢都不具备经济性。
根据图4气泡半径,发现煤制氢、ALK与PEM直接利用风电制氢方案的制氢成本变化区间最小,其次是煤制氢、工业副产氢、天然气制氢、煤制氢CCS,其单位制氢成本波动低于10元,甲醇制氢单位制氢成本的波动与ALK光伏、ALK谷电、PEM光伏、PEM谷电方案同处于20元以内,而平电与峰电情形的电解水制氢方案的单位波动基本超过20元。造成波动的原因主要为技术的成熟程度与制备过程中主要投入成本,选择斜率k=1.33(黄线)和1.85(蓝线)2条直线,分别过最具成本优势的化石能源煤制氢与ALK风电电解水制氢方案的气泡重心,可辨识不同制氢方案技术与投入物在制氢成本结构中的比重。
化石能源制氢的气泡重心基本处于黄线以下,说明煤制氢投入物煤炭的价格经济性优势,而天然气也同样具备一定低成本优势。风电与光伏发电一体化制氢4个组合方案的气泡重心多处于黄线上或远离黄线上方,说明发电技术和制氢技术均为导致制氢成本高的重要因素。同时,风电、光伏和谷电的PEM制氢的组合方案在蓝线上方,主要由PEM装备投入高造成,体现了低成本发电情形下PEM技术不成熟;蓝线下方包括ALK光伏、ALK谷电、化石能源制氢方案和平电与峰电电解水制氢方案,其中,ALK光伏、ALK谷电及平电与峰电电解水制氢方案的制氢成本主要受发电成本高的影响,化石能源制氢方案相对新能源制氢技术其成本关键在于投入物成本或CCS技术。
梳理相关文献中制氢技术的单位制氢成本,测算方法主要采用成本分解法[15,35,41],具体见表4。在投入物要素基本一致的场景下,不同研究中单位制氢成本存在差异,本文对电解水制氢的单位成本估算结果略低,说明本文研究方法更体现规模化下产业整体成本。对比表4文献研究结果可以看出,本文4类制氢方案平均制氢成本误差为5.79%～43.59%,平均误差为25.37%。整体上,相关投入物单价差异大,且以具体项目开展的测算相关文献研究体现了项目个体差异性特征,但难以体现产业整体制氢成本水平。
表4 相关文献制氢技术单位制氢成本对比
Table 4 Comparison of hydrogen production cost per unit of different commercial hydrogen production technologies
注:在相同制氢技术场景下,选取2020年单位制氢成本进行对比。
根据公开信息,本文对比了商业化投产项目的制氢成本见表5,本研究2020年平均电解水制氢成本的研究误差分别为-6.63、-8.95和12.10元/kg,表明相对较大差别仍由投入物成本造成,除去投资方案差异性,用电成本为影响实际项目制氢成本的主要因素[19,33,43]。综上,投入物成本是具体项目制氢成本的关键因素,也是本文测算方法的关键参数。
表5 投产ALK项目制氢成本
Table 5 Cost of hydrogen production from ALK project
2.4 制氢成本敏感性分析
为进一步讨论技术及投入物对ALK与PEM制氢成本的影响,依据图3制氢成本的构成,选取风电或光伏发电成本(即制氢耗电成本)、电解装置总系统成本、电耗、电池组使用寿命、电解装置运维成本、电池组更换成本、储氢成本为重要影响因素,对2020年2种技术制氢成本开展敏感性分析,如图5所示。可直观判断上述7个因素对于单位制氢成本的敏感性程度,影响因素的斜率绝对值越大,表示该因素对单位制氢成本越敏感。
图5 风能和光伏电解水制氢技术敏感性分析
Fig.5 Sensitivity analysis of wind energy and photovoltaic water electrolysis for hydrogen production
电耗和电池组使用寿命对ALK与PEM制氢成本的影响最敏感,其次是风电或光伏发电成本和电解装置总系统成本,并且电池组使用寿命与单位制氢成本呈负相关,电耗及其他因素与单位制氢成本呈正相关。而电池组使用寿命改进更多取决于新材料、新工艺等颠覆性技术革新,难以实现,电耗技术进步相对于使用寿命的提升更加具有潜力,是未来ALK与PEM制氢成本下降的重要科技攻关方向。
由图5可知,电耗下降30%,4类制氢方案的制氢成本下降比率在24.74%～27.08%;尽管发电成本的敏感度低于电耗的技术影响,但发电成本下降对于降低制氢成本仍具有显著作用,特别是对于相对成熟的ALK制氢技术来说,发电成本下降30%,风电制氢成本可下降16.21%,光伏制氢成本可下降18.54%;电解装置总系统成本主要作用于PEM制氢方案,下降30%,风电和光伏发电制氢成本可下降12.83%和11.25%,而对于ALK两种电源方案,电解装置总系统成本的影响仅分别为6.59%和5.48%。电解装置运维成本、电池组更换成本、储氢成本对4类制氢方案的制氢成本影响仅1.43%～3.76%,敏感性较低。总体看,电解装置在能耗、使用寿命等制造或材料方面的技术进步以及投入物成本(发电成本)降低是未来电解水制氢成本下降的关键因素,但制氢设备生产规模化效应对ALK技术制氢成本作用不显著,下降空间有限。
3 结 论
1)建立年度发电成本动态估算方法,相比采用具体技术工艺或案例项目的度电发电成本测算方法,该方法突出年度特征及产业的代表性和整体性。通过遴选23家新能源发电的上市公司,分别基于2017—2020年上市企业发电成本数据加权测算了风电和光伏发电行业的年度发电成本。研究期内风力发电和光伏发电成本保持不断下降的发展趋势,逐渐具备与传统火电竞争的优势,为电解水制氢发展提供必要条件。
2)以风力发电和光伏发电的成本价格为投入电价,基于成本分解法估算了ALK和PEM两种电解水制氢成本,结果显示ALK较PEM制氢具有明显经济性优势。技术方面,新能源领域发电技术不断成熟,研究期内制氢成本不断下降;此外,ALK电解水制氢技术已趋于基本成熟,电解技术成本下降空间有限,而PEM电解制氢技术在快速成熟期,特别是基于质子交换膜电池市场规模和光伏产业的快速发展,光伏PEM制氢的下降空间潜力巨大。
3)通过与现有文献报告的制氢成本对比,基于发电-制氢一体化视角(直接发电成本)或基于新能源消纳视角(弃风、弃光电力资源进行电解水制氢)已具备一定经济可行性。ALK风电、ALK光伏与甲醇制氢成本相当,但高于煤制氢、工业副产氢、天然气重整制氢等传统化石制氢工艺。此外,根据敏感性分析,随风光发电成本、电解装备制造成本与电解能耗持续下降可进一步降低制氢成本,风能、光伏发电制氢竞争力将进一步增强。
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