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風電制氫經濟性分析

2015年03月06日

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0     引言
近年來我國風電市場發展迅速,連續五年每年新增市場規模在1500萬千瓦左右,2014年底累計裝機量達到9500萬千瓦,風電在發電量中的占比在2013年達到2.6%,已成為第三大電源。但由于既往風電開發區域較為集中、電網建設和電力體制機制約束等原因,風電出現了較高比例的棄風限電現象,尤其是2012年達到高峰,全國總體限電比例達到17%,不但極大地影響了已建和投運項目的收益水平,而且大大限制了限電比例較高地區的風電發展空間。2013—2014年,隨著一些高壓、超高壓和特高壓線路的建成和投運,以及國家政策推動、電網企業消納和輸送風電等可再生能源執行力度增強,限電現象有所緩解,2013年全國限電比例降至10.7%,2014年1˜11月限電比例為7.7%,但在“三北”風電主要開發省區,限電比例仍在10%以上,存在較大規模的棄風限電現象。有關政府部門為此采取了多項措施,除了推動加快電網線路建設、促進電網優化調度以保障風電優先上網外,還在2011年后啟動了北方地區風電供熱試點等。
解決風電限電是一個系統工程,需要多種途徑的探索,增加當地電力負荷、促進當地消納是有效途徑之一。本文提出北方地區棄風電量用于制氫的四種模式方案,并對各方案的經濟性進行簡要分析和估算。
1     風電制氫概述和方案
氫氣是無色無味的氣體,能燃燒,能與許多非金屬和金屬直接化合。在常溫下不活潑,但在高溫時或催化劑作用下十分活潑。氫既可作為清潔的燃料和能源,也是重要的化工合成原料,主要用于制造合成氨、鹽酸、硬化油、合成甲醇等。
作為能源,氫不是一次能源,需要利用其他能源轉化生產。主要方法有兩類,一是由化石能源如天然氣、原油或煤炭等原料,與水蒸氣在高溫下經蒸汽轉化法、部分氧化法、煤氣化法等工藝生成;二是利用電解水生產,后者成本相對較高,但好處是利用的是二次能源電力,且可以利用低谷電或水電等價格相對較低的電力,也可以利用風電等存在一定間歇性的電力(制造氫的過程可以間斷,但系統重啟需要耗費相當大的能源,氫在生產過程中可以做一定范圍的調節,因此氫生產廠可認為是可調度的電力用戶)。此外,電解水制成的氫產品品質更高,在有市場需求的情況下,其售價較高。
在經濟性方面,電解水制氫的投資和運維成本是基本固定的,變動的是所耗電力的價格。但對其經濟性影響最大的是氫產品的市場和售價,一是氫產品的市場需求決定了制氫設備的年運行時間和運行方式,二是售價的影響更為顯著,且市場需求和售價往往關聯度非常緊密,三是氫氣的運輸成本也必須著重考慮,如華北地區一制氫廠,電解水制成的高純氫,批量售價為8元/立方米左右(含運費,即利用槽車送貨上門),批量自提貨價格為3-3.5元/立方米,瓶裝的高純氫售價(含運費)則高達150元/瓶,折合30元/立方米。
考慮上述情況,本文重點就以下四種風電制氫方案的經濟性進行分析:
(1)在風電場附近制氫,風電與氫生產廠采用自備電廠模式,氫氣在當地有一定市場,直接用于工業;
(2)在風電場附近制氫,風電與氫生產廠采用自備電廠模式,氫氣通過管道或者專用車輛運輸到一定區域內市場,直接用于工業;
(3)在氫市場需求端制氫,采用風電直供模式,氫氣直接用于工業;
(4)在風電場附近制氫,風電與氫生產廠采用自備電廠模式,氫產品接入當地天然氣管網。
2     風電制氫方案經濟性測算
2.1方案1:自備電廠且氫氣就地利用
方案1是在風電場附近制氫,風電與氫生產廠采用自備電廠模式,利用棄風電量進行電解水氫氣生產。氫氣在當地(如在20千米左右的范圍內)有一定市場,可以直接用于工業。
 
  
 
 
 
圖1 方案1——自備電廠且氫氣就地利用模式示意圖
基本方案利用5萬千瓦風電場棄風電量制氫,考慮風電棄風且可用于制氫的比例為14.8%,且全部集中于采暖季,則可用于制氫的電量為1628萬千瓦時。按照4.5千瓦時/立方米的制氫電耗,年可生產氫氣量360萬立方米,則適合配備3個電解制氫設備單元(產氫能力1800立方米/時,年滿運行2000小時)。
初始投資:每個單元電解槽投資為700萬元左右,再考慮儲存、壓縮以及建筑等其他投資,1800立方米/時的氫氣生產廠投資約3000萬元。
運行成本:不含電費的運行成本主要是水費、日常運維,人員工資等。電解水制氫需要純水,耗水量約1千克/立方米,不含電費的年總運行成本約130萬元。
大修費:電解槽壽命一般15年,在中期需要大修一次,大修費用按照10%˜20%考慮。
電費:電費主要取決于風電供電方式和電價,方案1采用的是風電場和制氫企業地域靠近、自供電模式,電價可以協議確定。
根據上述條件和參數進行測算,可以看出:(1)若自供電的協議價格為0.35元/千瓦時,氫產品的價格需要達到3.65元/立方米,才能保證氫氣生產項目有8%的投資回報率,其中,購電費1.58元/立方米,含大修在內的運維費0.42元/立方米,投資和財務費用0.83元/立方米,稅收和利潤為0.82元/立方米。(2)若風電協議電價為0.2元/千瓦時,則氫產品的價格可以在3.65元/立方米的基礎上下降約0.7元/立方米,即在3元/立方米就可有較好的經濟效益。
方案1的關鍵點是,在風電場附近建設制氫設備,當地有氫氣的需求。方案1中,一個5萬千瓦風電場,配備的氫氣生產設備年可生產氫氣360萬立方米,這樣的氫氣規模,一方面離化工生產用氫氣的規模相距甚遠(年氫氣利用量可達上億立方米的規模);另一方面又超出一般情況下灌裝氫氣的需求量。因此,是否在當地有合適的市場是關鍵。
方案中采用的是600立方米/時的單元模塊化電解制氫設備,其優勢是該設備既可以作為固定安裝設備,也可以作為集裝箱式安裝設備,具有可移動的特點。根據過去幾年各地風電運行的實際情況,風電棄風的程度在不同時段和不同地區都有一定的差異,主要是一個地區上百甚至上千萬千瓦的風電場,是陸續投運的,一般會需要持續一段時間,而一條能夠輸送數百萬千瓦風電的超高壓、特高壓外送輸電線路的投運是一個時間點,一旦投運,即可緩解或解決這些地區風電場的限電問題。因此,集裝箱式的電解制氫設備便于移動,可靈活選擇限電地區的風電場進行配置,從而提高整個壽命期的效益。
2.2方案2:自備電廠且氫氣外輸利用
方案2是在風電場附近制氫,風電與氫生產廠采用自備電廠模式,利用棄風電量進行電解水氫氣生產。氫氣在當地沒有市場,需要通過管道或者槽車等專用車輛運輸到氫市場需求端(在300千米范圍內),直接用于工業。
 
  
 
 
 
 
圖2 方案2——自備電廠且氫氣外輸利用模式示意圖
方案2中的設備、初始投資、運行成本等條件同方案1,主要差別是增加了車輛運輸到氫需求地區的成本。初步估算,方案2 中的運輸成本或售價需要增加2元/立方米。如果購電價格為0.35元/千瓦時,則氫產品的價格需要達到5.65元/立方米,其中電費為1.58元/立方米,含大修費在內的運維費為0.42元/立方米,初投資和財務費用合計0.83元/千瓦時,氫氣運費2元/立方米,稅收和利潤0.82元/立方米。按照目前的市場情況,這種模式競爭力弱。
2.3方案3:直供且氫氣就地利用
方案3是在氫市場需求端制氫,采用風電直供模式,氫氣直接用于工業。
 
 
 
 
 
圖3 方案3——直供且氫氣就地利用模式示意圖
方案3中的設備、初始投資、運行成本等條件同方案1 ,主要差別是采用了風電直供模式,因此制氫的電價水平會有較大的變化。
按照國家關于直供電的有關規定,直供電價格由發電企業與用戶協商確定,并執行國家規定的輸配電價,輸配電價則按對應電壓等級的大工業用戶電價扣除平均購電價格的原則測算,并繳納隨電價收取的政府性基金與附加費。
根據目前的電價水平,“三北”地區的輸配電價格在0.15-0.2元/千瓦時,各類政府性基金和附加費用在0.05元/千瓦時左右。因此,相比方案1,相當于電費增加了0.2-0.25元/千瓦時,即成本增加1元/立方米。如果風電供電價格為0.35元/千瓦時,則氫氣售價需要達到4.65元/立方米(其中電費成本2.58元/立方米),競爭力弱。但相比方案2的外輸氫氣方案,使用直供電更合算一些。
事實上,在直供電的模式下,風電價格幾乎不可能達到0.35元/千瓦時這樣高的價格。原因是,如果制氫完全采用電網購電,則在年制氫設備開工小時數為2000的情況下,完全可以采用電網低谷電制氫。如果基本電價每年為264萬元(1萬千伏安,22元/千伏安·月),低谷電價為0.3元/千瓦時,每天利用6小時低谷電力,全年生產2190小時,則購電費為796萬元,折合2.02元/立方米,考慮合理利潤后的氫氣售價需達到4.07元/千瓦時。
因此,直供電模式下,氫制造廠所付出的電價不能超過0.45元/千瓦時,即風電的電價不能超過0.23元/千瓦時。但即便如此,氫氣的售價仍較高(為4.07元/立方米)。只有當風電直供電價低至0.02元/千瓦時的情況下,氫氣的售價可以達到3元/立方米的低價。
2.4方案4:自備電廠且氫氣接入天然氣管網
方案4是在風電場附近制氫,風電與氫生產廠采用自備電廠模式,氫產品通過管道接入當地天然氣管網。
 
  
 
 
 
圖4 方案4——自備電廠且氫氣接入天然氣管網利用模式示意圖
方案4中的設備、初始投資、運行成本等條件同方案1,主要差別是是氫氣的應用,通過新建管網將氫氣接入當地的天然氣管網。
氫氣的熱值為34050千卡/千克,即3060千卡/立方米,由于密度太小,按照等體積考慮熱值時,熱值低,僅為天然氣的1/3。根據國家發展和改革委員會2013年6月頒布的天然氣價格政策,增量氣含稅價格為2.29-3.32元/立方米,如按照3元/立方米考慮,則在相同熱值的條件下,氫氣的價格僅為1元/立方米。方案中的年售氫氣收入為360萬元,而年還貸和運行費用(不含電費)就達到400萬元左右。
如果考慮與天然氣行業和管理部門協調,爭取優惠政策,如:天然氣管網加氫比例較低,不調整用戶端以單位體積出售天然氣的價格,則氫氣的價格至多可以爭取到與天然氣增量氣門站價格,即3元/立方米,并且天然氣供氣和管網運行企業采用平進平出的價格,沒有考慮輸氣管網的成本。在此條件下測算,當制氫企業購電價格不高于0.244元/千瓦時時,才能達到8%左右的投資回報率;如果再考慮輸配電費用和各類附加共計0.22元/千瓦時左右,則此時風電電價需要低至0.024元/千瓦時,才能使制氫項目有合理收益。
3     結論
根據上述分析和計算,可以得到以下結論。
(1)利用棄風風電制氫的最關鍵因素是氫市場。如在風電場附近地區有氫氣的工業需求,則在目前的氫氣市場價格條件下,可以進行合適的風電制氫方案的詳細可行性研究。
(2)如果風電場和工業應用的氫市場有一定的距離(幾十到幾百千米),則采用在氫市場端制氫、風電直供方式的經濟性,優于在風電場端制氫再用管道或者專用車輛運輸方式的經濟性。風電直供方式下,風電提供給制氫企業的電價需要有很大的優惠(幾分錢/千瓦時)。
(3)在沒有合適的氫市場需求的情況下,將風電制氫接入天然氣管網,需要多方面的優惠政策同時實施,才能使項目有經濟性。一是用戶端的價格不因氫氣熱值低而降低氣價,二是天然氣供應和管網企業購買氫氣價格平進平出,三是過網費要有較大的優惠政策,或是風電供制氫的電價降低到2分/千瓦時左右的水平。總體上看,項目經濟性差。
(4)本文中各方案對比側重在經濟分析方面,在制氫設備的年運行方式上沒有過多的考慮,只按年滿運行2000小時進行設計計算,沒有考慮運行方式對經濟性造成的影響。事實上,盡管電制氫設備在技術上是完全可以做到隨時開停的,但過度的開停對設備損耗等各方面會造成一定的影響,對經濟性必然存在影響。在實際的電制氫生產中也很少出現運行小時數低到2000的情況。如果考慮較高的運行小時數,則應根據氫氣市場需求確定制氫運行方式:優先考慮風電棄風電量,其次是低谷、平峰電價電量,氫氣市場很好情況下也可考慮高峰電價電量。但不確定性因素多,經濟性分析會更加復雜。
(5)在方案三的直供電且氫氣就近利用模式上,只考慮了棄風電量參與直供電。但按當前的大用戶直供電模式,如果風電參與直供電模式,則應該是全部風電電量參與制氫企業電量,這樣將可能失去風電棄風電量制氫的優勢,則需要有更高的氫市場價格,項目才具有一定的經濟性。
綜上,建議優先選擇棄風限電相對高且有一定氫市場需求的地區開展風電制氫示范試點。首先要做好細致的調研工作,包括市場需求、技術可行性、經濟可行性、政策支持可行性等,再做好詳細的方案設計。
 
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資料來源:《中國能源雜志,2015年2期 江苏11选五遗漏号码