|
氢能在全球能源结构转型过程中有着重要意义。截至2022年底，全球已有20多个国家制定氢能发展战略，其中大部分以绿氢为主要发展方向。全球范围内，氢能产业链已初步实现商业化。中国是全球最大的氢气生产国，也是最大的氢气消费国，氢能成为新型能源体系的重要组成部分，风光制氢是用能端实现绿色低碳转型的重要载体。2022年3月23日，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，进一步完善了氢能产业发展的顶层设计。 风光制氢“贵”在电价 绿氢全面发展，关键在于降低成本。风光制氢为可再生能源就地消纳、长时储能和多元化利用提供了更广阔的空间，特别是在风光发电装机增速较快、消纳困难的地区，绿氢的发展尤为重要。电解水制氢是目前风光发电制氢的唯一途径，当前中国绿电制氢技术主要以碱性电解槽为主，成本约为1.9—3万元/吨，是灰氢成本的1.3—3.8倍。较高的成本，不利于绿氢替代化工、冶金、发电、交通等领域的传统能源，市场需求不旺，制约了绿氢的全面发展。 风光制氢“贵”在电价。风光发电采用碱性电解槽电解制氢，在绿氢成本构成中，电耗成本最高，约占总成本的60%—80%。电耗成本是电价和电量的乘积。目前碱性电解槽每制取1立方米氢气，系统耗电量为5.5—6千瓦时。因此，在耗电量没有大幅下降的情况下，较高的电价是电耗成本占绿氢制取成本超六成的关键因素。 在此背景下，如何降低绿氢的用电电价，从而降低绿氢成本，使其能够与灰氢有相当的市场竞争力，成为相关科研院所、企业关注的焦点。有研究结果显示，当电价降至0.1—0.15元/千瓦时，绿氢的成本将接近甚至低于灰氢成本。但近五年内这一电价能否真正实现商业化运营？答案显然是否定的。在风光发电和制氢耦合技术没有较大突破之前很难实现，除非政策给予一定支持和鼓励。 成本偏高导致投资和需求不足 风光发电具有波动性、随机性和不稳定性，而绿电制氢系统需要稳定、持续的电源以保证其安全高效运行，两者如何匹配和耦合，国内外还没有大规模工程实践经验可参考。目前，我国开展的风光制氢项目产能大多超万吨，同等规模下，为保障制氢系统安全稳定高效运行，离网型制氢需增加更多风光装机和储能，初始投资较高，经济性较差，即使储能设备低至1元/瓦时以下，配储的离网型制氢成本仍高于并网型制氢成本。因此，现有风光制氢项目均为并网型，须有网电的支撑和备用，即绿氢的制取除了用风光自身发出的电量外，还需有部分电网电量支持，特别是在风光负荷较低或极端无风光发电情景下，更需要网电提供相应的电力和电量。 只要风光制氢需要网电，电价成本就很难降低至0.15元/千瓦时以下。这是因为，虽然不管是绿电还是网电的电量，其取值均为电表的计量值；但电价却不同，自发绿电的电价并不简单地等同于发电度电成本，购电价格也不是单一的从电网购电的价格。制氢的综合电价的计算简式如下： 综合电价=（绿电电量×绿电电价+网电电量×电价）/（绿电电量+网电电量） (1) 其中：绿电电价=发电度电成本+政府基金及附加费+备用系统费用 (2) 网电电价=购电电价+容（需）量电价 (3) 因风电利用小时数一般高于光伏，除海上风电外，风电的度电成本低于光伏，因此风电制氢成本也比光伏低。一般来说，风光资源较好的区域，大型风电场的度电成本在0.12—0.16元/千瓦时之间，光伏的度电成本在0.15—0.2元/千瓦时之间。以大型风电制氢为例，假定每年要电解水制氢气2万吨，需要电量13亿千瓦时，制氢所需的主变压器容量为2×150兆伏安。其中，风光发电提供的电量是10.4亿千瓦时，网电电量是2.6亿千瓦时。 如果风电度电成本按最低值0.12元/千瓦时计算，政府基金及附加费+备用系统费用两者之和也按最低值0.06元/千瓦时计算，则式(2)中绿电的电价为0.18元/千瓦时。 各地区容（需）电价一般为19—28元/(千伏安·月)。以20元/(千伏安·月)为例，每年需支付容量费7200万元，当用户侧的主变压器容量确定后，每年的容量费固定不变，此时容量电价与购电量相关，越少用网电分摊的容量电价越高。以容量费用分摊到每度电的容量电价为0.28元/千瓦时计算，当购电网的电量电价为0.32元/千瓦时时，则网电电价为0.60元/千瓦时，网电电价高达绿电电价的3.33倍。 由上述分析，根据式(1)，可得制氢电价为0.264元/千瓦时，此电价下制氢成本约为2.1万元/吨，明显高于0.8—1.5万元/吨的灰氢成本。当前，绿氢短中期内制取成本较高，投资方因制氢经济性较差，多处于跑马圈地和观望状态；需求方因绿氢成本明显高于灰氢成本，难以激发以其替代传统能源的积极性。 建议政策从四方面发力 通过对电价构成的分析可知，即使风电随着技术进步，投资成本进一步下降，度电成本降至0.1元/千瓦时以下，如果不能实现离网制氢，制氢电价就很难降到0.15元/千瓦时以下，因为系统备用费和政府基金及附加费导致电价每千瓦时增加0.04—0.08元，同时，并网后的容量电费也推高了制氢成本。推动氢能产业快速发展，解决可再生能源就地消纳问题，亟待政府相关部门出台支持政策。 首先，建议在全国范围内免征两项费用，即免征系统备用费和政府基金及附加费。2023年11月10日，内蒙古自治区出台的《风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》率先提出暂不征收系统备用费和政府基金及附加费。按前述案例及计算方法，这将降低绿电电价6分/千瓦时，以制氢的绿电电量为10.4亿千瓦时计算，则每年可减少6240万元费用，电价从0.264元/千瓦时降至0.216元/千瓦时，可直接降低制氢成本15%左右。 其次，建议适当减免容量费用。2023年5月9日国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，大部分一般工商业和大工业用户均执行两部制电价，电网输配电价由电量电价和容（需）量电价构成。这意味着，并网型风光制氢一体化项目需根据制氢段主变压器容量大小缴纳容量电费。在此机制下，年产2万吨氢气的企业，每年至少需向电网缴纳5000万—10000万元的容量电费。假定电网可减免一半的费用，仍以上述案例为例，则每年可降低成本3600万元，容量费用分摊到每度电的容量电价可降低0.14元/千瓦时，电价从0.264元/千瓦时降至0.236元/千瓦时，可直接推动制氢成本下降9%左右。 如果同时免征系统备用费和政府基金及附加费、减半征收容量费用，则电价可从0.264元/千瓦时降至0.188元/千瓦时，可直接降低制氢成本24%左右，绿氢制取成本可降至1.6—1.7万元/吨，非常接近目前灰氢的制取成本。 再次，建议各地区给予相应的政府补贴或资金支持。建议各地根据新能源发展规模及就地消纳趋势与下游氢能市场需求，出台氢能支持政策，如电费或电价补贴、以制氢量为基数的补贴等，进一步推动氢能和新能源“电—氢”“电—氢—电热”等氢电耦合的发展与应用。事实上，在这一方面，部分地方已有实践。例如，四川省攀枝花市为支持制氢产业发展，出台了输配电价补贴政策，制氢的增量用电量执行单一制输配电价；四川省成都市对绿电制氢项目给予0.15—0.2元/千瓦时的电费支持；吉林省出台政策，对年产绿氢100吨以上（含）的项目，以首年每公斤15元为基数，逐年退坡，每年最高补贴不超过500万元。 最后，建议允许风光制氢一体化项目向电网提供一定比例的电量。由上面的分析可知，网电电价比绿电电价高出3倍以上。所以，为降低成本，风光制氢只得尽量少用网电。但因风光发电的波动性与制氢系统要求的稳定性极不匹配，为满足制氢系统的稳定性，不得不舍弃掉一部分不满足要求的风光电力而从电网购电，这导致风光弃电率至少达10%以上，进一步推高制氢成本。因此，建议各地区结合实际，给予风光制氢一体化项目适当向电网送电的政策，比如，年上网电量可占总用电量的10%以上。 （作者供职于协合新能源集团有限公司） |
