为实现“碳达峰、碳中和”目标，我国的风电、光伏等清洁能源的装机规模将进一步提升。而风电、光伏等波动性电源的大规模接入，将会对电网的安全稳定运行造成影响。利用风电、光伏等清洁能源进行电解水制氢，可将风光资源产生的电能转化成可长周期储存的化学能，促进清洁能源大规模消纳。由清洁能源电解水制备的“绿氢”可替代化石能源用于交通、化工等领域，减少能源应用领域的碳排放 [1]。
截 至 2021 年 9 月， 我 国 光 伏 发 电 装 机规模 278 GW，且基本已实现平价上网。利用光伏发电制氢，可有效降低光伏弃光率，提升太阳能资源的利用率，减小电力外送消纳压力 [1]。近年来，国内多个光伏制氢示范工程项目已建成或投产。其中，河北沽源风电制 氢 综 合 利 用 示 范 项 目 已 投 产 运 营， 项 目总投资 20.3 亿， 制 氢 量 1 752 万 Nm3/ 年 ；全球首套千吨级太阳燃料合成示范项目在甘肃兰州新区绿色化工园区试车成功 ；宁夏投建国内最大的光伏制氢项目，包括 200 GW 光伏发电装置、产能 20 000 Nm3/h 氢气的电解水制氢装置，为已知全球单厂规模最大的电解水制氢项目。
随着光伏制氢工程项目的建成投产，光伏制氢工程项目的经济性问题也随之显现。现阶段一些光伏制氢项目的成本核算模型较粗放，在工程设计阶段没有充分考虑影响项目经济性的关键因素，造成项目投运后的实际制氢成本远超预期，导致项目难以为继。针对光伏制氢工程项目的经济性评价，国内已经开展了一些研究。刘庆超 [2] 等分析并测算了不同光伏电价下的制氢成本，以及在满足 8% 内部收益率时，不同光伏造价下的光伏电价。邵志芳 [3] 等提出了一种考虑动态电价的影响，以单位制氢成本最小为目标的容量配置方法。但接入电网和配置储能方案对新能源制氢项目经济性影响的研究比较少，尚不能支撑制氢项目工程方案优化设计需要。
本文依托西北地区某光伏制氢项目，通过构建光伏制氢项目经济性分析模型，对比研究采用接入电网与储能两种方式平抑光伏出力波动的经济性，研究接入电网、下网电费计价模式对制氢项目经济性的影响，并开展影响因素敏感分析，为光伏制氢项目工程方案设计提供依据。
01. 基于光伏出力特性研究的光伏制氢工程方案构架设计
光伏场站发电功率与太阳辐射强度息息相关，其出力随太阳辐射强度的增大而增加，表现出强正相关性 [4]。我国西北部某地区不同装机规模光伏的典型日出力曲线示意图如图 1 所示。以西北某光伏场站为例，其首年年利用小时数为 1 884 h，末年年利用小时数为 1 593 h，年均利用小时数约为 1 750 h，平均每天的利用小时数约为 4.8 h。场站每天发电出力时间集中在 6:00-19:00，其中正午时刻太阳辐射强度强，光伏处于高功率运行状态，其余时间段处于较低运行功率状态。光伏场站出力呈现早晚弱、中午强的特点，且整体呈现昼夜间歇性，直接导致光伏场站本身的利用小时数较低。
对光伏出力分布特性进行研究，有助于在进行光伏制氢项目工程设计方案时，为确定光伏电站建设规模提供依据。由图 1 可知，假设采用分布式离网光伏制氢方案，制氢规模为2 400 Nm3/h，如不能余电上网，若光伏装机容量过大 ( 超过制氢设备额定功率 )，则将造成弃光。若这部分弃光通过储能电池储存起来再用于制氢，则还要考虑储能电池的容量、充放电效率以及附加的电池成本等对项目经济性造成的影响。如果光伏装机配置容量小于或等于制氢设备额定功率，则会造成制氢装备低负荷运行时间长、有效利用小时数低等问题。为提升新能源制氢项目的经济性，在工程方案设计时往往考虑接入部分市电，尤其是接入电价较低的谷电，以提高制氢设备的利用率、提高氢气产量。理想的模式是通过 100% 绿电交易电量制氢，但目前尚无相关的支持政策。
此外光伏场站发电功率会受温度变化、天气变化等因素影响，具有明显的随机性和波动性特征，不同天气条件下的光伏阵列出力如图 2所示 [5]。根据统计资料，光伏发电波动主要集中在 5 min 的时间尺度上，波动幅值主要分布在光伏装机容量的 40% 范围内 [5]。
对于碱性电解水制氢设备，一般需要在20% 额定功率以上条件下运行，且其最大升负荷速率受限，造成了其对光伏场站出力波动性耐受性较差的问题 [7-9]。所以，基于制氢设备运行安全性考虑，应采用一定措施减小光伏场站的低水平出力与波动性。光伏制氢工程方案一般采用配置一定的储能容量来平抑光伏波动性 [10]，在具备接入电网条件时，也可以考虑接入电网平抑光伏出力。本文将重点分析利用储能和接入电网两个方案平抑光伏波动性时，对光伏制氢项目经济性的影响。
02. 光伏制氢项目经济性分析模型构建
本研究自主构建了一套光伏制氢项目经济性评价模型，主要边界条件见表 1 所列。假设一个典型光伏制氢项目制氢规模为 2 400 Nm3/h，光伏装机规模为 12 MW，制氢能耗为 5 kWh/Nm3，依据光伏制氢项目经济性评价模型，可以依据光伏制氢项目经济性评价模型计算单位立方氢气制备成本。同时，自主构建了一套投资评价模型，主要边界条件见表 2 所列。依据投资评价模型，通过输入氢气销售价格等边界，可以计算项目内部资本金收益率和全投资收益率，同时，也可以依据此模型反推出满足项目投资收益率时的氢气售价。
经济性评价模型主要考虑以下费用 ：
1) 建设投资费用 ：主要包含光伏电站、制氢设备、储氢设备以及储能设备的投资建设成本 ；
2) 运维费用：主要包含设备运维费用、水费、电费、土地租金、人工费、管理费、日常运维费用 ；
3) 贷款费用 ：贷款利率按照 5%，年限15a，等额本金，贷款金额为总投资额的 70% ；
4) 税费 ：主要考虑增值税、企业所得税以及附加税等。
03. 接入电网对光伏制氢工程经济性影响分析
3.1 接入电网对光伏制氢工程的积极作用
光伏场站的日有效利用小时数较低，且出力具有波动性。在规划光伏制氢项目工程方案时，可将光伏场站装机容量配置超过制氢设备额定功率，两者之间的功率差距通过储能站去平抑。该方法一方面可增加制氢设备有效利用小时数，一方面储能站兼具平抑光伏波动的功能，但会增加装备投资。如何进行资源优化配置，降低单位制氢成本，还需要进一步论证。对于光伏制氢工程项目，从减少固定资产投资这一角度来说，引入电网电力进行电力补充和平抑光伏波动，也可以增加制氢设备的有效利用小时数，并为制氢设备运行提供稳定的运行环境 [11-12]。本文将重点分析接入电网和储能两种不同方式进行电力补充和平抑光伏波动时，对制氢工程经济性的影响。
3.2 接入电网与储能对制氢系统经济性影响对比分析
在上述假设制氢案例情景下，重点分析接入电网和储能两种不同方式进行电力补充和平抑光伏波动时，对制氢工程经济性的影响。构建光伏制氢项目经济性分析模型，分析上述典型制氢项目在使用谷电 (8 h) 满功率运行后，通过利用接入网电 ( 平电和峰电 ) 和引入储能 ( 电量来自谷电 ) 两种模式提高制氢量时项目经济性的差异。
在获得相同制氢量条件下，两种模式使用的总下电网量相等，但因从公网下电的时间不同，两者使用分时结算电价也有区别。随着制氢产量的增加，需要使用的下网电量也增加，利用接入电网模式优先利用平时电价时段电量，若不足再考虑峰时电价时段电量 ；利用引入储能模式可以利用谷时电价时段电量进行储电。两种模式下的用电量、单位制氢成本、8% 内部投资收益率下的氢气售价分别如图 3 ～图 5 所示。由图可知，在相同日制氢产量条件下，采用储能设备模式，单位制氢成本和 8% 内部投资收益率下的氢气售价明显高于接入电网模式。
研究表明，在假设的制氢规模及光伏装机情况下，由于采用储能设备模式时初始固定资产投资较高，虽然可以利用谷时电价时段的电量用来制氢，该模式单位制氢成本仍不具备优势。
3.3 下网电费计价模式对制氢项目经济性影响
下网电费主流的计价模式有两种 ：平均交易电价计价、峰谷平电分时段计价。平均交易电价计价模式，电价在一段时间内固定不变。峰谷平电分时段计价模式是基于用户用电负荷规律，通过在负荷高峰时段适当调高电价、负荷低谷时段适当降低电价，引导用户制定合理用电计划，平衡用电负荷、缓解供电压力。不同计价模式最终反应在下网电费上，进而影响制氢成本和制氢经济性。
西北某地区 1-10 kV 等级电力平均交易电价计价和峰谷平分时计价的计价标准，以及两种计价模式下不同电价水平的网电最大使用量，见表 3 所列。
研究表明，在制氢成本方面，采用峰谷平电分时段计价模式的下网电费与单位制氢成本低于采用平均交易电价计价模式。如图 6 ～ 图 8所示。采用峰谷平分时计价模式，随着谷电电量增加，制氢成本与 8% 内部投资收益率下的氢气售价均呈现下降趋势。具体为，制氢成本从 27.81 元 /kg 降低至 19.79 元 /kg，8% 内 部投资收益率下的氢气售价从 42.4 元 /kg 降低至24.9 元 /kg。当谷电用量达到最大时，随着平电用量增加，制氢成本与 8% 内部投资收益率下的氢气售价均呈现先略下降然后上升趋势，最低的制氢成本与 8% 内部投资收益率下的氢气售价分别为 19.48 元 /kg (平电用量为 5 MWh)和 24.82 元 /kg( 平电用量 15 MWh)。当开始使用峰电时，随着峰电用量增加，制氢成本与 8%内部投资收益率下的氢气售价均呈现上升趋势。
在平均交易电价模式下，随着网电用量增加，光伏制氢工程的制氢成本变化较小，8% 内部投资收益率下的氢气售价呈现下降趋势，从42.4 元 /kg 下降至 31.3 元 /kg。
综合对比两种电力交易模式，光伏制氢工程通过接入电网能够显著提升工程经济性，其采用峰谷平分时计价模式进行电力交易的制氢成本与 8% 内部投资收益率下的氢气售价均低于平均交易电价模式。峰谷平分时计价模式下，谷电对光伏制氢工程的制氢成本与售价的降低贡献最大，因此光伏制氢工程应优先采用谷电作为补充电力
3.4 接入电网条件下的光伏制氢工程经济性敏感分析
基于光伏制氢经济性评价模型，对该光伏制氢工程在接入电网模式下的制氢成本与 8%内部投资收益率下的氢气售价进行了敏感性分析，研究光伏场站造价、制氢设备造价、网电价格等因素对制氢成本与氢气售价的影响。
研究表明，在接入电网模式下，光伏制氢工程制氢成本中影响最大的为网电成本，网电价格下降 10%，可将制氢成本从 19.48 元 /kg 降低至18.46 元 /kg。其次是光伏场站造价，光伏场站造价下降 10%，可进一步将制氢成本 18.46 元 /kg从降低至 18.18 元 /kg。然后是制氢设备造价，其下降 10%，可将制氢成本从 18.18 元 /kg 降低至17.93 元 /kg。8% 内部投资收益率下的氢气售价的变化趋势与制氢成本基本相同，如图 9 所示。
04. 结论
本文针对光伏制氢工程项目经济性评估问题，以西北某地区光伏制氢工程为对象，建立了经济性分析模型，研究了接入电网对光伏制氢工程经济性的影响，对比分析了配置储能与接入电网情况下的经济性，以及不同下网电费计价方式下的经济性，并对接入电网模式下的光伏制氢工程开展了经济性敏感分析，主要结论如下 ：
1)光伏出力受太阳辐射角与天气影响，高功率出力时间较短，且存在功率波动问题，造成制氢设备利用小时数较低。光伏制氢工程中接入电网电力，可平抑光伏出力波动性，提高低功率水平电力利用率，增加制氢设备的利用小时数。
2)针对光伏制氢工程的低功率电力消纳与出力波动性问题，可采用接入网电或配置储能方式来解决。通过搭建经济性评估模型进行经济性对比，有利于在工程设计阶段优化方案。在本研究假定规模条件下，利用网电进行平抑光伏波动和维持低负荷运行时，项目经济性明显优于储能方案。
3)下网电费计价模式主要有平均交易电价与峰谷平分时电价两种计价方式。在做工程项目方案设计时，也要充分考虑两种计价方式对项目经济性的影响。在本研究假定规模条件下，采用峰谷平分时电价模式，其制氢成本与 8%内部投资收益率下的氢气售价均低于平均交易电价方式。
4) 通过经济性敏感因素分析，对于接入电网的光伏制氢工程的制氢成本与 8% 内部投资收益率下的氢气售价，影响最大的为下网电价，其次为光伏设备造价与制氢设备造价。在光伏制氢工程规划设计过程中，应积极争取优惠的下网价格。
