摘要 可再生能源电解水制备所得的氢气，可助力部分难以实现电气化替代的部门深度脱碳，并推动不同部门和能源网络之间形成协同效应。系统配置与生产运行方案的优化是降低绿氢制取成本、提升其经济竞争力的关键。本文提出了一种可再生能源电解水制氢系统规划优化与生产模拟模型，深入分析风电/光伏、电化学储能等关键设备以及电解槽的容量配比、电价水平等关键因素对氢气平准化成本的影响机理，并结合西北、东南2个代表性地区开展典型案例研究。研究结果表明，用电成本是影响绿氢经济性的主要因素，绿氢项目向新能源富集地区聚集，在少数优质资源地的绿氢制取成本已降至20元/kg左右。若未来电价水平与当前基本持平，绿氢项目运行模式将逐步由并网向将电网作为备用的模式转变。研究结论可为绿氢项目的规划建设提供理论指导与重要参考。
1 可再生能源电解水制氢系统典型结构
目前，国内外已建成一批电解水制氢项目，根据电力来源的不同，大致上可分为离网型电解水制氢与并网型电解水制氢项目。
1.1 离网型制氢项目
离网型制氢是指电制氢设备不与大电网相连，制氢所用电力均由自建的风电、光伏等发电机组供给，部分项目将配套一定容量的电化学储能设备，以保障新能源与制氢设备较高的利用率。
离网型制氢项目的优势在于选址灵活且可保证制氢所用电力均为绿电，即所产氢气为绿氢。其劣势为若不配备储能，则难以同时保证新能源与电解槽较高的利用率；若配备储能，则将在一定程度上提高氢气平准化成本。
1.2 并网型制氢项目
并网型制氢是指电制氢设备与大电网相连，制氢所用电力由自建风电、光伏电站与大电网联合供给。
并网型制氢项目的优势在于可以保障新能源与制氢设备较高的利用率，且使用谷电将不会明显抬高氢气的平准化成本。其劣势在于选址受限，建厂须靠近变电站以方便取电。此外，网电构成复杂，难以保证所用电力均为绿电，因此所产氢气不能称为绿氢。
2 可再生能源电解水制氢系统规划优化与生产模拟模型
2.1 目标函数
可再生能源电解水制氢系统规划优化与生产模拟旨在通过优化光伏、风电、电解槽、储能以及电网供电的容量及各时刻点出力，使得项目的经济效益最好，即净现值（net present value，NPV）最高。目标函数可表示为
式中：Xi为第i种设备的投资成本，元/kW，包括电解槽、风电站、光伏电站、电化学储能等；Ci为第i种设备的容量，kW；MH为电解槽的年产氢量，kg；PH为氢气售价，元/kg；Oi为第i种设备的运维成本，元/(kW·年)；EC为电能的容量价格，元/kW；PC为电网提供的最大功率，kW；r为折现率，%；N为项目运行年份；TE为电网购电成本，元。
式中：r(ti)为i时刻的电价，元/(kW·h)；pG(ti)为i时刻大电网提供的功率，kW。由于在电力市场中，电价随时间不断变化，因此计算TE时应将每小时的购电费用进行加总。
2.2 约束条件
模型的约束条件包括电力产销平衡、风电光伏出力约束、电解槽的电-氢转换约束等。其中电力产销平衡可表示为
式中：pP和pW分别为光伏和风电站的出力，kW；pS为电化学储能机组的净放电功率，kW；pL为电解槽的耗电功率。
电解槽的电-氢转换约束为
式中：FL为电解槽的效率，约为70%；mH为氢气产量，kg/h；θ为热值转换系数，kg/(kW·h)，可通过将电能热值（3600 kJ/(kW·h)）与氢气热值（142500 kJ/kg）相除得出。
光伏和风电的出力约束为
式中：RP和RW分别为光伏和风电的出力标幺值，代表当地太阳能和风能资源禀赋。
2.3 参数取值
模型中关键参数的取值如表1所示。
3 关键因素影响机理分析
风电/光伏、电解槽、电化学储能等设备的相对容量配比对氢气平准化成本的影响机理复杂，首先针对风电/光伏+电解槽（电化学储能容量为0）的典型结构，分析氢气平准化成本随风电/光伏与电解槽容量配比的变化趋势；之后，设置风电/光伏、电解槽容量为定值，改变电化学储能容量，分析其对氢气平准化成本的影响。
3.1 发电机组与电解槽的容量比
将电解槽的装机容量设为10 MW，改变光伏装机容量（5~100 MW）。在不同光伏利用小时数下，基于所提出的模型优化设备出力，并计算氢气的全生命周期平准化成本，结果如图1所示。
以光伏利用小时数为1200 h为例进行分析。随着光伏-电解槽容量比从0.5上升至10，氢气的平准化成本先从29.3元/kg降低至16.3元/kg左右，而后上升至34.8元/kg。随着光伏-电解槽容量比的上升，氢气的平准化成本呈现出先下降后上升的趋势。这是因为当光伏-电解槽容量比较低时，电解槽利用率较低，进而限制了氢气产量，抬高了氢气平准化成本。因此，在一定程度上提升光伏容量，可有效提升电解槽利用率，氢气产量也将随之提高，有效降低氢气平准化成本。但随着光伏容量的进一步增加，总投资也随之增加，导致平准化成本随之增加。
通过对比不同光伏利用小时数下的计算结果发现，氢气的平准化成本随着光伏利用小时数的上升而下降。当光伏-电解槽容量比为1时，随着利用小时数从800 h上升至2000 h，氢气的平准化成本从从30.0元/kg降低至12.8元/kg左右。这是由于在相同的固定投资下，高利用小时数将提高氢气产量，有效降低氢气平准化成本。
此外，随着新能源利用小时数的提高，与最低氢气平准化成本对应的发电机组-电解槽容量比减小。当利用小时数分别为800、1200、1600和2000 h时，与最低氢气平准化成本对应的发电机组-电解槽容量比分别为3.2、2.3、1.7和1.3，逐步趋近于1。可以发现，新能源资源禀赋越丰富，在电解槽容量一定的情况下，所需的发电机组容量越小，即可保证氢气平准化成本最低。
3.2 电化学储能与电解槽的容量比
保持电解槽容量为10 MW、光伏装机容量为20 MW、光伏资源利用小时数为1600 h不变，改变电化学储能的容量，使其在10 kW至10 MW之间变化。经过优化计算，氢气的全生命周期平准化成本随电化学储能装机容量的变化曲线如图2所示。
当电化学储能与电解槽的容量比从0.01上升至1时，氢气平准化成本从14.1元/kg上升至39.2元/kg。可以看出，随着电化学储能容量的上升，氢气成本单调递增。一方面，配备电化学储能可有效提升电解槽设备的利用率，在光伏出力较大时充电，在光伏出力不足时放电，较高的设备利用率可在一定程度上降低氢气的平准化成本。但另一方面，电化学储能将带来总投资成本的抬升。在两方面因素共同作用下，氢气成本随电化学储能容量单调递增，说明第二方面因素的影响力更大。因此，可以判断电化学储能的高昂成本会限制其在绿氢项目中的广泛应用。
3.3 电网购电电价
保持电解槽容量为10 MW、光伏装机容量为20 MW、光伏资源利用小时数为1600 h、电化学储能的容量为0不变，购电价格在0.01~1.00元/(kW·h)之间变化。为明确电价对氢气平准化成本的影响，将其简化处理为恒定值，暂不考虑分时电价曲线。基于所构建的模型对电解槽用电方案进行优化，计算得出的氢气全生命周期平准化成本随电价的变化曲线如图3所示。
随着电价由0.01元/(kW·h)上升至0.30元/(kW·h)时，氢气平准化成本由8.0元/kg上升至17.6元/kg左右，氢气的产能由1662.2 t/年下降至746.8 t/年；而当电价进一步由0.3元/(kW·h)上升至1.0元/(kW·h)时，氢气平准化成本则保持17.9元/kg不变，不再随之上升，氢气产能基本保持在531.8 t/年不变。原因是当电价较低时，电解槽的供电方式为光伏+大电网联合供电，这将导致供电成本与氢气产量的上升，低电价使得供电成本的上升幅度小于氢气产量的上升幅度，因此氢气全生命周期平准化成本降低，电解槽利用率提升；而当电价较高时，供电成本的上升幅度将大于氢气产量的上升幅度，因此氢气全生命周期平准化成本不降反升，采用光伏+大电网联合供电模式的经济性不如仅采用光伏供电，因此电解槽将采用离网方式运行，氢气平准化成本将不受电价上升的影响。
4 实证研究
4.1 典型案例1
中国西北部地区新能源资源禀赋优异，以西北部某地区为代表，其典型周的风电、光伏出力曲线如图4所示。
从图4中可以看出，该地区的光伏电站每天在09:00—23:00之间发电，在14:00—16:00达到出力最大值。若将典型周的出力折算至全年，可得光伏资源的利用小时数约为1730 h。风电基本在夜间达到出力峰值，白天出力相对较低，折算后可得风资源的利用小时数约为2010 h。
该地区电价的容量价格为每月33元/kW，低谷时期为02:00—08:00、14:00—16:00，电价为0.227元/(kW·h)；用电的高峰时段为08:00—11:00和19:00—24:00，该时段的购电价格为0.565元/(kW·h)；其余时间为平段，电价为0.396元/(kW·h)。
将风电、光伏出力以及分时电价作为模型的输入参数，对年产量20000 t的绿氢制备系统进行规划优化，计算得出的建设方案为电解槽184.26 MW、配套光伏电站227.95 MW、风电站68.16 MW、电网提供的最大功率为120.01 MW。氢气的平准化成本为17.97元/kg。电解槽的利用率约为65.4%。
西北部某地区绿氢项目在典型周内的设备出力如图5所示。可以看出，白天电解槽主要由光伏、风电供电，特别是在14:00—16:00之间，几乎完全由光伏电站供电。在晚间，电解槽主要由风电和电网联合供电，这主要是由于夜间谷电的价格较低。电化学储能的容量很小，基本可以忽略不计。额外的光伏、风电以及电化学储能的投资都将进一步降低项目的经济效益。
随着电解槽、光伏、风电设备成本的变化，系统规划方案与运行特性也将发生变化。当使用设备2030年的成本预测值时，系统规划方案将变为电解槽237.62 MW、配套光伏电站293.38 MW、电网提供的最大功率为47.16 MW。氢气的平准化成本为11.70元/kg，电解槽的利用率约为50.8%。
相较于采用当前设备成本计算所得出的规划运行方案，氢气的平准化成本降低约35%，且相较于灰氢、蓝氢，将逐步具备经济竞争力。典型周内设备的时序出力情况如图6所示。可以看出，电解槽基本仅在白天开启，由光伏和风电站供电。在夜间由电网供电，维持最低允许出力以避免日内启停对设备寿命造成不良影响，电化学储能的影响可以忽略不计。
综上所述，随着设备成本的降低，相较于采用大电网供电、更多的储能投资等方案以实现更高的电解槽利用率，降低电解槽利用率反而可以提升项目的经济效益。因此，如果电价水平与现在大致相同，未来越来越多的绿氢项目逐步转向离网模式运行，仅在夜间利用低谷电价，保障电解槽设备以最低允许功率保持开机状态。
4.2 典型案例2
中国东南部沿海地区风能资源丰富，但太阳能资源相对匮乏。某代表性地区在典型周内的光伏和风电时序出力如图7所示。
从图7可以看出，中国东南部地区光伏电站在06:00—19:00之间发电，13:00—14:00达到最大值。与西北部地区相比，光伏出力较小，且阴雨天气较为频繁，阴雨天时全天光伏出力标幺值小于0.2。将典型周的出力标幺值折算至全年，可得出该地区光伏利用小时数约为926 h。风电出力较不规律，但一般在夜间达到最大值，利用小时数约为2107 h，稍高于西北部某代表性地区。
与西北部地区相比，东南部地区的电价通常较高。本算例中该地区的容量价格为每月40元/kW，低谷时期为11:00—13:00和22:00—08:00，电价为0.357元/(kW·h)；高峰时期为09:00—11:00和15:00—17:00，电价为1.207元/(kW·h)；其余时间为平段，电价为0.9元/(kW·h)。
基于所构建的模型进行规划优化，对于年产量为20000 t的绿氢项目，电解槽容量为210.81 MW，配套光伏电站的容量为194.65 MW，风电场容量为253.99 MW，电网最大供电功率为93.98 MW。氢气平准化成本为19.39元/kg，电解槽利用率约为57.2%。
该地区绿氢项目在典型周内设备时序出力情况如图8所示。电解槽主要由光伏、风电站和大电网联合供电，电化学储能的容量较小，其作用几乎可以忽略不计，这主要是由于采用电化学储能的供电成本相对较高。相较于西北部地区，该地区绿氢项目所生产的氢气平准化成本较高，电解槽利用率较低，但新能源利用率较高，约为98.9%。
当使用设备2030年的成本预测值时，系统规划方案将发生变化，电解槽容量为223.91 MW，配套光伏电站容量为307.36 MW，明显高于当前的规划方案。这是由于光伏发电设备成本的迅速降低，在一定程度上弥补了光伏资源相对匮乏的缺陷；配套风电场为313.27 MW，相较于当前更高；电网供电功率为44.78 MW，仅确保夜间以最低允许功率运行，以避免每日启停对设备寿命的负面影响，其余时间段则以离网模式运行。
相较于采用当前设备成本计算得出的规划运行方案，2030年氢气平准化成本降至13.14元/kg；电解槽利用率基本保持不变，约为53.9%。典型周内设备时序出力情况如图9所示，电解槽在白天由光伏、风电联合供电，电网仅作为备用，在夜间及新能源出力不足时为电解槽供电，保证其以最小允许功率运行。
4.3 建议
结合量化测算结果，针对绿氢项目规划，提出以下建议。1）中国西北部地区新能源资源丰富，电价相对较低，当前宜采用风电+光伏+大电网联合供电模式，经济性更高。2）中国东南部地区风力资源较为丰富、太阳能资源较为匮乏，电价较高，宜采用风电+光伏供电模式更为经济，大电网仅在夜间及新能源出力不足时为电解槽供电。3）整体来看，将项目建于西北部地区的经济效益更好，可以最大程度地利用西北部优异的资源禀赋条件，并降低氢气制备成本。
5 结论
1）随着风电/光伏与电解槽比值的增加，氢气平准化成本先降低后增加；随着利用小时数的增加，与最小氢气平准化成本对应的风电/光伏与电解槽比值逐步趋近于1。
2）当电化学储能与电解槽容量比从0.01上升至10时，氢气的全生命周期平准化成本将从14.1元/kg上升至39.2元/kg；随着购电价格由0.01元/(kW·h)上升至1元/(kW·h)时，氢气平准化成本由8.0元/kg上升至17.9元/kg左右。
3）用电成本是影响绿氢经济性的主要因素，绿氢项目将逐步向新能源富集地区聚集。若未来电价水平与当前基本持平，绿氢项目运行模式将逐步转为白天由光伏、风电联合供电，电网仅作为备用，在夜间及新能源出力不足时为电解槽供电，保证其以最小允许功率运行，以避免每日启停对设备寿命的负面影响。
未来，研究团队将进一步考虑运营维护成本以及资金的时间价值，为绿氢项目投资、规划、建设等提供更为准确的参考与指导。
注：本文内容呈现略有调整，如需要请查看原文。
