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直击长沙|国网山东经研院孙东磊:电制氢促进山东新能源消纳的技术经济分析

作者:中国储能网新闻中心 来源:中国储能网 发布时间:2022-12-01 浏览:

中国储能网讯:11月24-26日,由湖南省工业和信息化厅、湖南省商务厅、长沙市人民政府、中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合主办,100余家机构共同支持的湖南(长沙)电池博览会暨第二届中国国际新型储能技术及工程应用大会在长沙圣爵菲斯大酒店召开。此次大会主题是“新能源、新机遇、新高度”。

会议期间,组委会邀请了国网山东经研院规划评审中心博士孙东磊分享主题报告《电制氢促进山东新能源消纳的技术经济分析》。以下是发言主要内容:

孙东磊:大家上午好!我是国网山东经研院的孙东磊,下面我来汇报由我们团队完成的电制氢促进山东新能源消纳的技术经济分析相关成果。

汇报主要分为以下四个部分。

首先汇报电制氢的发展背景。截至今年7月底,山东风光总装机容量已达5700万千瓦以上,预计到2025年山东风光总装机将达9300万千瓦,随着山东新能源装机迅猛增长,消纳形势越来越严峻,2021年全年弃电量8.8亿千瓦时,2022年截至7月底,弃电量已超过21年全年的数据。因此为进一步促进山东新能源消纳的能力,需要探索多种新能源消纳的手段,氢能是一种零碳高效的能源形式,目前在氢能政策研究方面,氢能源的利用尚处在培育期,未来氢能燃料电池汽车市场有望成为氢能源的主要消费端,政府逐年加大了政策引导支持力度,并且政府在最新的政策中也提出,要鼓励有条件的地区利用可再生能源来制氢,山东省也陆续出台各项政策,全力支持氢能发展。

总体来看,山东省氢能产业政策框架初步形成,具备了较为完善的产业政策体系,特别是在制氢站相关政策方面,山东已逐步放宽了对制氢站的审批。从安全情况来看,目前氢能按危化品来管控,其在生产、运输、储藏、加注、使用等各个环节的要求均比较苛刻。实际上氢气虽是易燃易爆气体,但是爆炸条件并不容易形成,并且目前山东省也放宽了对制氢加氢站的场地和资金的限制,这为就地就近利用网电发展制加氢业务奠定了基础。

综合上述前提,氢能是实现能源转型的重要载体,氢能产业化发展也具备一定的政策基础和技术基础。电制氢技术是促进氢能源消纳的重要途径。

第二部分,氢能技术及经济性的研究。

从产业角度来看,氢能产业链条长、涉及能源、化工、交通等多个行业,从应用角度,氢能产业链包括制、储、运、加氢与氢的综合应用。综合电网企业的实际特点,本研究主要聚焦于氢能的供给侧,即制、储氢环节的技术经济研究和消费侧需求的研判。

氢能供给侧的相关情况,在氢能的生产方面,中国是世界第一产氢大国,氢气产能约为每年4000万吨,目前氢的制储产业主要有三种较为成熟的技术路线:一是化石能源原料制氢,二是工业副产物制氢,三是电解水制氢。其中电制氢技术根据电解质不同,主要可分为碱性、质子交换膜、固体氧化物电解三大类,PEM电解水制氢技术可快速启动,无污染与双碳背景下新能源发展形势更为契合,而碱水制氢则存在环境污染和启动速度较慢的问题。

在电制氢设备方面,我国碱水电解制氢的发展时间较早,目前已经充分国产化。近年来国内PEM电解槽材料企业开始陆续进场,开启国产化之路。在氢的储存方面,目前高压气态储氢的技术比较成熟,液态储氢应用范围较小,固态和有机液态储氢目前尚处于实验室研究阶段,在氢的运输方面,氢的运输方式包括道路、车辆、铁路、轮船、管道运输四种,现阶段我国普遍采用20兆帕气态高压储氢与集束管车的运输方式,运输距离超过200公里后经济性大幅降低。

长远来看,发展多点供应的氢能制加一体和建设完善的管网体系,是解决区位氢源供需错配的根本途径。

加氢站是实现氢能分配不可或缺的部分,目前我国的加氢站以外供氢为主,站内采用高压气氢储存技术。从技术水平来看,我国加氢站相关技术正逐步国产化,35兆帕加氢站技术已趋于成熟,从加氢站建设参与主体来看,多元化趋势明显,截至今年上半年已累计建成加氢站超270座,居世界首位。根据我们调研结果,目前山东省的制氢能力约为每年438万吨,大部分为工业副产氢,运输方式主要采用20兆帕,高压长管拖车方式,全省的加氢站已建成25座,日加氢能力2万公斤。根据规划到2025年,山东全省的车用燃料氢共总共氢能力达到5万吨每吨,建成低压纯氢管网150公里以上,累计建成加氢站100座。

综上,从氢能供给侧的研究结果来看,采用PEM电解水制氢是未来电制氢基础的方向,

氢能消费侧研究总体上来看,氢能应用场景丰富,可广泛应用于化工、交通运输、能源、工业等领域。从调研结果来看,化工工业领域的运行纯度较低,对价格比较敏感,现阶段市场已经基本饱和。对于采用氢能作为电网储能的路线,电氢电的效率低于30%,与电化学储能竞争不具备优势。从全国氢气需求来看,目前氢气主要还是作为工业原材料使用,预计未来随着交通领域的氢能汽车的发展,交通领域将成为氢能的主要消费市场。

就山东而言,在交通领域目前已累计推广应用燃料电池汽车超过1000余辆,预计到2025年达到1万辆,2030年达到5万辆,建成加氢站200座。目前青岛、潍坊等市在交通领域存在用氢的需求,且数量较高,目前政府对于氢燃料汽车的支持力度较大。临沂市将建设氢能城市配送车辆应用示范项目,需配套建设小型化的制氢加氢站,其他领域方面,化工领域用氢需求不高,用量大,对价格敏感。目前全省化工领域氢气价格在每千克20元以下,电子领域对氢品质要求高,但用量小。

根据我们对于氢能消费侧的研究情况,我们认为交通领域是用氢的潜在空间,并且青岛潍坊存在较大规模的用氢需求,也存在小型化的示范需求。电子氢经济性研究氢能供应链由氢制储、氢储运氢加注三个环节构成。

首先汇报电制氢环节的成本,2021年12月山东开启了电力现货结算试运行,我们统计了去年12月至今年7月现货市场5832个小时的电价情况,一次从这8个月421个小时的弃电段来看,平均交易电价为每度电两分钱,折合到用户侧约为每度电3.3毛。二是我们利用5832小时的数据作为样本应用统计分析,预测了2022年全年的电价分布情况,从预测结果来看,电价较低的1000到4000小时,平均电价约为每千瓦时2毛6到4毛9,随着利用小时的增加,电价也逐步上升。

因此在山东电力现货市场电价出氢价格与年利用小时数分析的基础上,我们结合两种电制氢设备投资情况,进行了电制氢生产成本的测算。经测算得出,对于碱性水电解质性来说,每年利用小时数2000小时,此时电解制氢成本最优,对于PEM电解纯水制氢来说,每年利用小时数4000小时,实施电解制氢成本最优。

在运氢成本方面,当运输距离为100公里是20兆帕,长管拖车运输氢气的成本为9.6元每千克。随着运输距离的增加,20兆帕和50兆帕运输条件下的成本逐渐分化,50兆帕下的成本优势也越来越明显。

在加氢成本方面加氢站成本较高,单位氢气成本约16元每千克,一方面由于氢气性质导致加氢站比传统加油站工艺更加复杂,加氢站成本是等规模下传统站投资成本的三倍。另一方面由于每日加氢量有限,造成折旧成本较高。

综合以上分析,我们测算了电制氢的生产运输加注全产业链的氢气成本,在加氢站外供氢供应模式下,电解氢综合成本远高于化石能源制氢及工业副产物氢,若能实现电解水制氢的就地应用。碱水制氢综合成本可降至48.6千克,与运输距离为200公里的化石能源制氢相当,与运输距离为300公里的工业副产氢相当,纯水制氢综合成本可降至64元每千克,但仍高于运输距离500公里以内的化石能源制氢及工业副产氢。

现阶段山东电制氢经济性最高的应用场景为制加氢一体带,避免中间运输成本主要用于解决目前交通领域供需错配矛盾,实现电制氢就地就近供应氢燃料汽车。

第三部分,山东电网促进新能源消纳电制氢示范应用方案的研究。

综合前述分析,从技术经济和未来发展方向等方面综合考虑,现阶段山东电制氢比较可行的应用路径为,选择环境电网友好型的PEM纯水制氢技术,利用新能源低价电或电网低价电实现制加氢一体,避免中间运输成本,主要用于解决目前交通领域供需错配矛盾,实现电制氢就地就近供应氢燃料汽车。我们选取了规模化制氢与分布式制充换一体两种应用场景,并且按照市场分析基本方案、敏感性分析技术路线,对两个场景进行了经济性的分析,先分析地区的市场空间,然后确立基本的边界条件,并开展投资收益的估算。最后在此基础上开展相关的敏感性的分析。

首先汇报场景一的相关情况,从市场分析看,潍坊和青岛地区的用氢需求均存在缺口,但是目前潍坊有多项在建或规划的车用氢氢生产项目,项目2023年全部按期投产,近期潍坊地区市场饱和,2025年尚存在需求缺口。青岛市目前内部的车用氢生产项目较少,现阶段至少存在0.5吨以上的需求缺口。考虑到一般车用氢的加氢量为每次三四千克,建议可在两地建设规模化制加氢项目。

下面汇报方案一的技术方案,从前期调研结果来看,青岛和潍坊的氢价水平高,短期需求缺口都在500千克以上,因此我们建议规模化的制加氢一体战,设备配置按照两套250标方制氢设备,加氢站按照500千吨每天的能力来设计,运行方式参照独立电化学储能电站运行模式,优先利用消纳紧张时段的电力运行,只在弃电概率最高时段来运行,每日运行8小时,年运行约3000小时来测算,可消纳新能源675万千瓦时,此时现货预估价格为每度电4毛4,制加氢综合成本为每千克71元,项目总投资4850万元。按照潍坊市60元每千个售氢价格来考虑,项目投资总收益率为百分之负3.07,处于微亏状态。如果按照青岛市每千克75元售氢价格来考虑,项目投资收益率为1.1%。

在几种方案基础上,我们考虑其他因素变化对收益的影响,相关敏感性测算结果如表所示(图),可以看出对项目投资收益率影响较大的因素,有利用小时数售氢价格以及获得额外的收入。

根据敏感性分析结论,考虑储能的租赁收益、需求响应收益,相对容易争取相关的政策。则在叠加上述两种额外收入的情形下,项目投资收益率为负的0.69%,基本处于盈亏平衡的状态。进一步争取政府政策、免电价附加费用,最理想状态下,制加氢综合成本为64.71元每千克,项目投资收益率为1.07%,处于微利状态。

同时考虑到潍坊市近期出台了对输氢管道的支持政策,我们也研究了建设制氢站,不建设加氢站,电解水制氢后已注入输氢管道方式销售的备选方案,按照30元每千克售氢价格来考虑,项目投资收益率为负的8.61%,处于亏损状态。按相同的计算原则,将各敏感性因素与基本方案的投资收益率进行综合对比分析,无论何种情况,投资收益率均为负值。

应用场景二是依托临沂市450辆换电和50辆氢能城市配送车辆应用示范项目,利用换电站场地规划建设氯电制加氢一体站一座,该项目制产氢36千克,可满足示范项目的50辆氢能物流车用氢需求。项目的主要特点是充换电与制加氢一体化设计,利用弃风、弃光电量和低谷电量为电池充电和制氢,同时在其他时段使用电池放电提供制氢电源,提高制氢设备的利用小时数,实现电网新能源发电消纳能力提升和用户换电与用氢成本降低的协同效益。该项目的制氢系统按照日产氢36千克的小型化制氢系统来设计,按照制氢设备日运行20小时,考虑在白天弃电概率最高时段和夜间其他弃电时段,制氢设备运行,直接消纳电网弃风弃光电量,其余时段利用动力电池存储的弃风弃光电量,为制氢设备提供电量,可同时满足日均50辆电车的换电需求和氢能车用氢需求。项目投产后,在配置电池的情况下,每年将促进新能源消纳36万千瓦时,按照60元每千克售氢价格来考虑,项目处于未亏状态,投资收益率为-2.04%,如果配置电池投资收益率为-6.05%。叠加储能租赁收益及具有响应收益的最可能条件下,项目投资收益率为-1.06%,仍处于微亏状态,若可进一步争取政策免电价附加费用,则最理想条件下自加氢综合成本为60.6元,每千克项目投资税率为0.83%,处于微利状态。

最后总结一下,为促进新能源消纳采用PEM电制氢技术建设制加氢一体站,利用新能源消纳紧张时段富于电力制氢,满足当地氢材料汽车供应是经过技术鉴定比较后的最优方案,但是从投入产出来看,受制氢设备的成本,电价等因素影响,电制氢项目尚不具备大规模的推广条件,可从技术和政策研究角度,探索开展小型的示范项目。

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