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风电制氢经济性分析

0      引言
近年来我国风电市场发展迅速,连续五年每年新增市场规模在1500万千瓦左右,2014年底累计装机量达到9500万千瓦,风电在发电量中的占比在2013年达到2.6%,已成为第三大电源。但由于既往风电开发区域较为集中、电网建设和电力体制机制约束等原因,风电出现了较高比例的弃风限电现象,尤其是2012年达到高峰,全国总体限电比例达到17%,不但极大地影响了已建和投运项目的收益水平,而且大大限制了限电比例较高地区的风电发展空间。2013—2014年,随着一些高压、超高压和特高压线路的建成和投运,以及国家政策推动、电网企业消纳和输送风电等可再生能源执行力度增强,限电现象有所缓解,2013年全国限电比例降至10.7%,2014年1˜11月限电比例为7.7%,但在“三北”风电主要开发省区,限电比例仍在10%以上,存在较大规模的弃风限电现象。有关政府部门为此采取了多项措施,除了推动加快电网线路建设、促进电网优化调度以保障风电优先上网外,还在2011年后启动了北方地区风电供热试点等。
解决风电限电是一个系统工程,需要多种途径的探索,增加当地电力负荷、促进当地消纳是有效途径之一。本文提出北方地区弃风电量用于制氢的四种模式方案,并对各方案的经济性进行简要分析和估算。
1      风电制氢概述和方案
氢气是无色无味的气体,能燃烧,能与许多非金属和金属直接化合。在常温下不活泼,但在高温时或催化剂作用下十分活泼。氢既可作为清洁的燃料和能源,也是重要的化工合成原料,主要用于制造合成氨、盐酸、硬化油、合成甲醇等。
作为能源,氢不是一次能源,需要利用其他能源转化生产。主要方法有两类,一是由化石能源如天然气、原油或煤炭等原料,与水蒸气在高温下经蒸汽转化法、部分氧化法、煤气化法等工艺生成;二是利用电解水生产,后者成本相对较高,但好处是利用的是二次能源电力,且可以利用低谷电或水电等价格相对较低的电力,也可以利用风电等存在一定间歇性的电力(制造氢的过程可以间断,但系统重启需要耗费相当大的能源,氢在生产过程中可以做一定范围的调节,因此氢生产厂可认为是可调度的电力用户)。此外,电解水制成的氢产品品质更高,在有市场需求的情况下,其售价较高。
在经济性方面,电解水制氢的投资和运维成本是基本固定的,变动的是所耗电力的价格。但对其经济性影响最大的是氢产品的市场和售价,一是氢产品的市场需求决定了制氢设备的年运行时间和运行方式,二是售价的影响更为显著,且市场需求和售价往往关联度非常紧密,三是氢气的运输成本也必须着重考虑,如华北地区一制氢厂,电解水制成的高纯氢,批量售价为8元/立方米左右(含运费,即利用槽车送货上门),批量自提货价格为3-3.5元/立方米,瓶装的高纯氢售价(含运费)则高达150元/瓶,折合30元/立方米。
考虑上述情况,本文重点就以下四种风电制氢方案的经济性进行分析:
(1)在风电场附近制氢,风电与氢生产厂采用自备电厂模式,氢气在当地有一定市场,直接用于工业;
(2)在风电场附近制氢,风电与氢生产厂采用自备电厂模式,氢气通过管道或者专用车辆运输到一定区域内市场,直接用于工业;
(3)在氢市场需求端制氢,采用风电直供模式,氢气直接用于工业;
(4)在风电场附近制氢,风电与氢生产厂采用自备电厂模式,氢产品接入当地天然气管网。
2      风电制氢方案经济性测算
2.1 方案1:自备电厂且氢气就地利用
方案1是在风电场附近制氢,风电与氢生产厂采用自备电厂模式,利用弃风电量进行电解水氢气生产。氢气在当地(如在20千米左右的范围内)有一定市场,可以直接用于工业。
 
 
 
 
 
 

图1 方案1——自备电厂且氢气就地利用模式示意图
基本方案利用5万千瓦风电场弃风电量制氢,考虑风电弃风且可用于制氢的比例为14.8%,且全部集中于采暖季,则可用于制氢的电量为1628万千瓦时。按照4.5千瓦时/立方米的制氢电耗,年可生产氢气量360万立方米,则适合配备3个电解制氢设备单元(产氢能力1800立方米/时,年满运行2000小时)。
初始投资:每个单元电解槽投资为700万元左右,再考虑储存、压缩以及建筑等其他投资,1800立方米/时的氢气生产厂投资约3000万元。
运行成本:不含电费的运行成本主要是水费、日常运维,人员工资等。电解水制氢需要纯水,耗水量约1千克/立方米,不含电费的年总运行成本约130万元。
大修费:电解槽寿命一般15年,在中期需要大修一次,大修费用按照10%˜20%考虑。
电费:电费主要取决于风电供电方式和电价,方案1采用的是风电场和制氢企业地域靠近、自供电模式,电价可以协议确定。
根据上述条件和参数进行测算,可以看出:(1)若自供电的协议价格为0.35元/千瓦时,氢产品的价格需要达到3.65元/立方米,才能保证氢气生产项目有8%的投资回报率,其中,购电费1.58元/立方米,含大修在内的运维费0.42元/立方米,投资和财务费用0.83元/立方米,税收和利润为0.82元/立方米。(2)若风电协议电价为0.2元/千瓦时,则氢产品的价格可以在3.65元/立方米的基础上下降约0.7元/立方米,即在3元/立方米就可有较好的经济效益。
方案1的关键点是,在风电场附近建设制氢设备,当地有氢气的需求。方案1中,一个5万千瓦风电场,配备的氢气生产设备年可生产氢气360万立方米,这样的氢气规模,一方面离化工生产用氢气的规模相距甚远(年氢气利用量可达上亿立方米的规模);另一方面又超出一般情况下灌装氢气的需求量。因此,是否在当地有合适的市场是关键。
方案中采用的是600立方米/时的单元模块化电解制氢设备,其优势是该设备既可以作为固定安装设备,也可以作为集装箱式安装设备,具有可移动的特点。根据过去几年各地风电运行的实际情况,风电弃风的程度在不同时段和不同地区都有一定的差异,主要是一个地区上百甚至上千万千瓦的风电场,是陆续投运的,一般会需要持续一段时间,而一条能够输送数百万千瓦风电的超高压、特高压外送输电线路的投运是一个时间点,一旦投运,即可缓解或解决这些地区风电场的限电问题。因此,集装箱式的电解制氢设备便于移动,可灵活选择限电地区的风电场进行配置,从而提高整个寿命期的效益。
2.2 方案2:自备电厂且氢气外输利用
方案2是在风电场附近制氢,风电与氢生产厂采用自备电厂模式,利用弃风电量进行电解水氢气生产。氢气在当地没有市场,需要通过管道或者槽车等专用车辆运输到氢市场需求端(在300千米范围内),直接用于工业。
 
 
 
 
 
 
 

图2 方案2——自备电厂且氢气外输利用模式示意图
方案2中的设备、初始投资、运行成本等条件同方案1,主要差别是增加了车辆运输到氢需求地区的成本。初步估算,方案2 中的运输成本或售价需要增加2元/立方米。如果购电价格为0.35元/千瓦时,则氢产品的价格需要达到5.65元/立方米,其中电费为1.58元/立方米,含大修费在内的运维费为0.42元/立方米,初投资和财务费用合计0.83元/千瓦时,氢气运费2元/立方米,税收和利润0.82元/立方米。按照目前的市场情况,这种模式竞争力弱。
2.3 方案3:直供且氢气就地利用
方案3是在氢市场需求端制氢,采用风电直供模式,氢气直接用于工业。
 
 
 
 
 

图3 方案3——直供且氢气就地利用模式示意图
方案3中的设备、初始投资、运行成本等条件同方案1 ,主要差别是采用了风电直供模式,因此制氢的电价水平会有较大的变化。
按照国家关于直供电的有关规定,直供电价格由发电企业与用户协商确定,并执行国家规定的输配电价,输配电价则按对应电压等级的大工业用户电价扣除平均购电价格的原则测算,并缴纳随电价收取的政府性基金与附加费。
根据目前的电价水平,“三北”地区的输配电价格在0.15-0.2元/千瓦时,各类政府性基金和附加费用在0.05元/千瓦时左右。因此,相比方案1,相当于电费增加了0.2-0.25元/千瓦时,即成本增加1元/立方米。如果风电供电价格为0.35元/千瓦时,则氢气售价需要达到4.65元/立方米(其中电费成本2.58元/立方米),竞争力弱。但相比方案2的外输氢气方案,使用直供电更合算一些。
事实上,在直供电的模式下,风电价格几乎不可能达到0.35元/千瓦时这样高的价格。原因是,如果制氢完全采用电网购电,则在年制氢设备开工小时数为2000的情况下,完全可以采用电网低谷电制氢。如果基本电价每年为264万元(1万千伏安,22元/千伏安·月),低谷电价为0.3元/千瓦时,每天利用6小时低谷电力,全年生产2190小时,则购电费为796万元,折合2.02元/立方米,考虑合理利润后的氢气售价需达到4.07元/千瓦时。
因此,直供电模式下,氢制造厂所付出的电价不能超过0.45元/千瓦时,即风电的电价不能超过0.23元/千瓦时。但即便如此,氢气的售价仍较高(为4.07元/立方米)。只有当风电直供电价低至0.02元/千瓦时的情况下,氢气的售价可以达到3元/立方米的低价。
2.4 方案4:自备电厂且氢气接入天然气管网
方案4是在风电场附近制氢,风电与氢生产厂采用自备电厂模式,氢产品通过管道接入当地天然气管网。
 
 
 
 
 
 

图4 方案4——自备电厂且氢气接入天然气管网利用模式示意图
方案4中的设备、初始投资、运行成本等条件同方案1,主要差别是是氢气的应用,通过新建管网将氢气接入当地的天然气管网。
氢气的热值为34050千卡/千克,即3060千卡/立方米,由于密度太小,按照等体积考虑热值时,热值低,仅为天然气的1/3。根据国家发展和改革委员会2013年6月颁布的天然气价格政策,增量气含税价格为2.29-3.32元/立方米,如按照3元/立方米考虑,则在相同热值的条件下,氢气的价格仅为1元/立方米。方案中的年售氢气收入为360万元,而年还贷和运行费用(不含电费)就达到400万元左右。
如果考虑与天然气行业和管理部门协调,争取优惠政策,如:天然气管网加氢比例较低,不调整用户端以单位体积出售天然气的价格,则氢气的价格至多可以争取到与天然气增量气门站价格,即3元/立方米,并且天然气供气和管网运行企业采用平进平出的价格,没有考虑输气管网的成本。在此条件下测算,当制氢企业购电价格不高于0.244元/千瓦时时,才能达到8%左右的投资回报率;如果再考虑输配电费用和各类附加共计0.22元/千瓦时左右,则此时风电电价需要低至0.024元/千瓦时,才能使制氢项目有合理收益。
3      结论
根据上述分析和计算,可以得到以下结论。
(1)利用弃风风电制氢的最关键因素是氢市场。如在风电场附近地区有氢气的工业需求,则在目前的氢气市场价格条件下,可以进行合适的风电制氢方案的详细可行性研究。
(2)如果风电场和工业应用的氢市场有一定的距离(几十到几百千米),则采用在氢市场端制氢、风电直供方式的经济性,优于在风电场端制氢再用管道或者专用车辆运输方式的经济性。风电直供方式下,风电提供给制氢企业的电价需要有很大的优惠(几分钱/千瓦时)。
(3)在没有合适的氢市场需求的情况下,将风电制氢接入天然气管网,需要多方面的优惠政策同时实施,才能使项目有经济性。一是用户端的价格不因氢气热值低而降低气价,二是天然气供应和管网企业购买氢气价格平进平出,三是过网费要有较大的优惠政策,或是风电供制氢的电价降低到2分/千瓦时左右的水平。总体上看,项目经济性差。
(4)本文中各方案对比侧重在经济分析方面,在制氢设备的年运行方式上没有过多的考虑,只按年满运行2000小时进行设计计算,没有考虑运行方式对经济性造成的影响。事实上,尽管电制氢设备在技术上是完全可以做到随时开停的,但过度的开停对设备损耗等各方面会造成一定的影响,对经济性必然存在影响。在实际的电制氢生产中也很少出现运行小时数低到2000的情况。如果考虑较高的运行小时数,则应根据氢气市场需求确定制氢运行方式:优先考虑风电弃风电量,其次是低谷、平峰电价电量,氢气市场很好情况下也可考虑高峰电价电量。但不确定性因素多,经济性分析会更加复杂。
(5)在方案三的直供电且氢气就近利用模式上,只考虑了弃风电量参与直供电。但按当前的大用户直供电模式,如果风电参与直供电模式,则应该是全部风电电量参与制氢企业电量,这样将可能失去风电弃风电量制氢的优势,则需要有更高的氢市场价格,项目才具有一定的经济性。
综上,建议优先选择弃风限电相对高且有一定氢市场需求的地区开展风电制氢示范试点。首先要做好细致的调研工作,包括市场需求、技术可行性、经济可行性、政策支持可行性等,再做好详细的方案设计。
 
参考文献
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资料来源:《中国能源杂志,2015年2期