可再生能源电解制氢成本分析研究

文章来源：储能科学与技术发布时间：2020-05-18

分享到

通过电解制氢将可再生能源转化成氢气，可储可转，其应用模式可以抽象为Power to X，实现电能到电能、电能到燃气、电能到燃料、电能到化学品的多种转换，能大大促进能源供应端融合，提升能源使用效率。

目前风能和太阳能等可再生能源发电的难点在于发电的波动性，使发电高峰和用电高峰产生错配，造成并网困难。通过电解制氢将可再生能源转化成氢气，可储可转，其应用模式可以抽象为Power to X（如图1所示），实现电能到电能、电能到燃气、电能到燃料、电能到化学品的多种转换，能大大促进能源供应端融合，提升能源使用效率。为了促进绿色氢能的大规模应用，亟待开发低成本的可再生能源电解制氢技术。

图1：可再生能源Power to X 模式

综合氢气储运的经济性、安全性和可靠性，根据市场可接受价格及美国能源部目标，氢的零售价约为4.5 $/kg。基于对商业化电解水制氢装置的调研，以加氢站可接受的氢气零售价格为目标，我们对可再生能源电解制氢成本进行了系统分析。

创新点及解决的问题

1. 制氢成本分析

通过比较三种不同的电解制氢技术，随着规模由1 MW增加至40 MW，不同电解制氢技术的平准化成本如图2所示。

图2：1MW与40MW规模下不同电解技术制氢成本比较

2. 压缩与液化成本分析

考虑到氢气在常温、常压下能量密度低，要使氢气成为一种能量载体，氢的体积能量密度需要大幅度提高，从氢全产业链来看压缩与液化可增加整体经济效益。
电解制氢并压缩到700atm的总成本随着电解系统输出压力的增加而下降，在固定成本投入无明显增加的情况下高压电解制氢可明显降低其LCOH成本。在规模1MW的三个电解系统中，碱性30 atm电解制氢并压缩至700atm的LCOH成本最低（5.1$/kg），成为最经济的选择。随着装置规模的扩大，高压电解制氢的优势将更加明显。

1MW电解槽规模下，液化装置的固定成本支出占总生产成本的31%，液化过程几乎使氢气的平准化成本LCOH翻了一番，从4.8 $/kg增至8.7 $/kg。当电解制氢系统规模扩大40倍至40MW时，电解制氢并液化的氢气平准化成本从4.0 $/kg增至5.3 $/kg，仍高于设定目标4.5$/kg。随着规模的进一步增大，液化优势将越来越显著。

3. 可再生能源波动性对成本的影响分析

前面对稳定电源输入下的碱性与PEM电解制氢的成本进行了详细的分析，由于可再生能源存在较大的波动性，该波动性源于诸如风、光的间断式供应、不稳定性以及季节性，风电机组的输出功率和风速有关，光伏发电和气温、有无云遮挡太阳等基础因素有关。风光的随机性、间歇性使得它不像传统的火力发电等常规发电机组的能量来源那样根据需要来对发电进行灵活的控制，难以接入电网，引入储能等调峰手段又会大大增加其成本，很多企业期望可再生能源直接电解制氢，以氢能形式存储起来。如果风光波动性可再生能源直接为电解装置提供电力供给，碱性与PEM电解装置哪个更具经济性？为了弄清这个问题，我们对40MW波动性太阳能用于电解制氢，采用出口压力30atm碱性电解与30atm PEM电解装置，对其制氢成本进行了对比，两种电解装置的性能参数及分析所用数据如表1所示。

图3：可再生能源波动性对LCOH的影响

低于碱性电解装置要求的最小负载20%的电量，无法使其启动，而这部分能量在PEM电解中可以利用起来；PEM电解允许的最大负载为150%，而碱性电解装置允许的最大负载为120%，40MW太阳能发电需要配套34.3MW碱性电解装置，如配套PEM电解装置则仅需26.8MW。

高压（30atm） 34.3MW AEL与26.8MW PEM电解制氢平准化成本LCOH随可再生能源波动性的敏感性变化如图3所示。考虑到对碱性电解装置<20%额定功率部分的能量无法启动装置，而该部分能量在PEM中可以得到利用，因此在分析可再生能源利用率的同时将功率波动性分为了>20%额定功率部分波动与<20%额定功率波动性两部分，分析了>20%额定功率部分占比对LCOH成本的影响。

结论

增加制氢装置规模、提高电解制氢出口压力可降低氢气的平准化成本；在波动性功率输入时，适应低负载及过载的电解技术优势更加明显。随着碱性与PEM电解技术的不断进步，二者的制氢成本优劣需针对实际应用情况进行全面分析，以获得最具经济性的可再生能源制氢方案。