本篇文章发表于2016年4月的《中国能源》
基于能源互联网思维的
（清华大学电机工程与应用电子技术系，清华大学能源互联网创新研究院，电力系统及发电设备控制与仿真国家重点实验室） 本文依托能源互联网思维，提出建立待弃水电的制氢交易平台，可更为灵活高效地大规模消纳待弃水电，使水电企业、电网公司和制氢用户三方共赢获利。以四川省的待弃水电总量为例，本文计算了弃水制氢的规模，提出了近中期在交通行业中使用混氢天然气，时机成熟后转向纯氢燃料电池的氢气消纳路线，分析了该消纳路线的经济性并证明了其投资可行性。该路线有助于实现中西部水电大省产能端的“清洁替代”和用能端的“电能替代”，同时引领产业链的优化升级。 待弃水电；弃水制氢；弃水交易；混氢天然气；燃料电池 【主要作者介绍】 林今：2007年7月于清华大学电机系本科毕业；2012年1月博士毕业。IEEE Member, 清华大学电机系讲师，中国电机工程学会会员，中国电机工程学会电力系统自动化专业委员会新能源接入委员，中国电源学会青年工作委员会委员，北京电力公司现代配电网实验室学术委员会委员。主持或参与多项重大科技项目，有多篇论文发表。从事新能源接入与控制、分布式能源接入与控制、电力系统优化与控制领域的研究工作。 张亦弛：2008年7月于清华大学材料系本科毕业;2013年7月博士毕业。在清华大学能源互联网创新研究院助理研究员。从事能源互联网政策战略与技术发展的研究。 近年来，我国控制温室气体排放总量的呼声日益高涨，能源结构调整转型力度不断加大。在这个过程中，传统的清洁能源—水电，应发挥重要作用。截至2015年底，全国水电装机容量达3.2亿kW，装机容量超过全国发电装机容量的20%。 随着国家经济进入新常态，单位GDP能耗降低，“弃水”等可再生能源电力消纳不力的问题日益凸显。2014年，四川省调峰弃水电量达96.8亿kWh，相当于四川省丰水期发电量的14.93%，占全省全年发电量的3.09%；同年，水电设备平均利用小时数为4262h，较2013 年同期减少179h；2015年，四川省水电设备平均利用小时数进一步下滑了200h以上。类似的情况也发生在云南。2014、2015年云南省弃水电量均在百亿千瓦时水平，甚至出现了调节水库在系统峰荷期间弃水的现象。据估计，“十三五”期间西南地区的弃水现象仍将存在甚至加重。 已有研究者从不同角度考虑可再生能源有效消纳的问题，通过储能技术进行能量管理是主流的解决途径。储能技术根据能量存储方式的不同，可分为物理储能、化学储能、电化学储能、储热等；根据满足需求特点的不同，可分为能量型储能、功率型储能等。待弃水电进行消纳有大规模（亿kWh）、长周期（月度、季度乃至年度）的核心需求，必须采取能量型存储的技术路线。其中，抽水蓄能、压缩空气储能受地理条件限制严重，且不易长期储存能量；各类以电池为代表的电化学储能方式容量有限，且同样无法长期储存能量；只有以制备燃料的方式将电能转化为化学能，具有符合大规模长周期储能约束条件的潜力。 在可用于化学储能的燃料中，氢气以其出色的综合性能和广阔的应用前景为业界关注。限制其应用的最主要瓶颈为较高的生产和储运成本。本文提出了依托互联网思维，可大幅降低清洁制氢成本的待弃水电制氢交易平台与竞价交易方式；分析了弃水制氢的规模及有效消纳途径；计算了近中期混氢天然气、远期纯氢燃料电池两种消纳方式的经济性；探讨了弃水制氢对氢产业链发展的引领作用。 氢气是清洁高效的燃料，其热值高达143MJ/kg，是未来实现二氧化碳零排放的重要能量载体，也是实现产能端清洁替代、用能端电能替代的重要媒介，故被认为是未来重要的二次能源之一。氢气至今仍未发展为全球范围内较成熟的二次能源，是因为现有技术无法大范围实现氢气的低成本生产、储存和运输。 当前的制氢技术众多，包括燃料制氢（煤气化制氢、焦炉煤气制氢、天然气重整制氢、甲醇制氢），氨裂解制氢，电解水制氢等。具体而言，燃料制氢全过程碳排放高；氨裂解制氢属于氢气的再释放；电解水制氢工艺灵活本身基本无污染，但受限于网电的高成本，且化石能源为主体的电力结构也导致了网电制氢较高的碳排放。氢气的储存方式包括物理存储（高压储气、液氢存储和物理吸附存储）和化学存储（金属氢化物存储、液态有机物存储和氨类化合物存储）等类型；运输途径包括气氢运输、远洋液氢运输等。目前尚无高效、廉价的氢气储运技术。 以氢气为载体的储能方式，其年化寿命期成本超过300 欧元/kW · a（ 其中包含130 欧元/kW · a 的氢气储存费用和约110 欧元/kW · a 的电费），高于除锂电外的各种储能电池成本，更是地上空气储能的2 倍以上，详见图1。可见，发掘低成本的制氢方式并压缩储运环节是拓展氢气储能应用的关键。 在丰水期上网水电价格低廉，弃水大量存在，水电生产、电力省内输送边际成本极低同时网电价格相对较高的前提下，建设弃水制氢交易平台进行竞价交易，有利于同时解决丰水期水电消纳难题和清洁制氢高成本难题。 弃水制氢交易机构可以由电网企业、水电企业、制氢企业等市场主体参股，并建立各方共同组成的市场管理委员会。交易机构主要负责弃水制氢市场交易平台的建设、运营和管理；负责市场交易组织与促成，提供结算依据和相关服务，汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同；负责市场主体注册和相应管理，披露和发布日前和实时的弃水信息；负责与调度机构协调等。 弃水制氢电量以日前、实时交易为主：水电企业发送公开的待弃电量等信息和不公开的售电价给交易平台；电网企业发送不公开的过网费信息给交易平台；制氢企业收到弃水信息后发送不公开的购电价和需求电量给交易平台进行竞价。鉴于待弃水电通常情况下供大于求，只要卖方电价与过网费之和小于买方出价，系统就可以以卖方电价和过网费之和为结算价促成交易，以尽可能促进水电消纳并降低制氢成本。随后，水电企业将待弃水电通过电网供给制氢企业并获取电价收益；电网公司获取过网费；制氢企业消纳待弃水电进行氢气生产。若不满足交易条件，则三方均有修改报价的权利，以最大限度促成交易，详见图2所示。 利用互联网思维，以大量待弃水电资源作为基础，进行弃水制氢交易平台的建设，遵循市场经济基本规律和电力运行客观规律，有利于优先保障水电等清洁能源的发电上网，促进清洁能源多发满发。通过待弃水电制氢交易平台的运行，水电企业获得了额外的电价收入，电网获得了额外的过网费，制氢企业获得了廉价的清洁电力并可生产具有价格竞争力的氢气，利于后续应用。 以四川为例，经历了2013年的弃水电量短暂下降后，2014年起，大规模弃水或成为常态。如以每50kWh电力制取1kg氢气计算，2011年以来四川的弃水电量对应制氢规模均在万吨以上，如表1所示。未来有极大可能保持在20万t 以上。 氢气大规模利用的途径及优缺点如表2所示。当前大规模应用氢气的途径主要为工业应用(合成氨、合成甲醇、石油制品)，但低迷的工业品价格(如2016年初，液氨生产者价格仅为2100余元/t，对应的氢气售价至多为10元/kg)导致通过工业应用消纳水电氢气不经济。将氢气以一定比例（如20%）加入天然气制得的混氢天然气具有高效低耗的特征，天然气交通工具经简单技术升级即可使用，故用于交通运输业，可大量消纳丰水期待弃水电，是近中期适宜的氢气利用方式。纯氢燃料电池乘用车被认为是有望取代传统内燃机乘用车的技术，其远期大规模应用的前景为待弃水电制氢消纳乃至可再生能源制氢参与能量管理都指明了方向。下面将分析加氢天然气交通应用与纯氢燃料电池私人乘用车应用的经济性。 我国天然气消费量及其在一次能源中占比逐年攀升。以四川为例，“十三五”期间天然气在一次能源消费中的占比预计将从11%上升至18%，天然气的交通应用市场前景广阔。但天然气着火范围较窄，火焰传播速度较慢。 氢气着火范围宽，燃烧速度快；将一定比例的氢气(如按体积比例10%~20%)加入天然气可以获得清洁高效的“浅氢燃料”混氢天然气(HCNG)，适于交通应用。 本文以分别使用混氢天然气和普通天然气的车辆为比较对象，参考四川的压缩天然气售价3元/m3，天然气- 氢气体积替代比以1∶2 计，氢气体积占比20%，分析以氢气燃料销售为基本盈利手段，进行电解水制氢工厂和配套加氢站投资的经济性。投资回报率的计算公式为：投资回报率=（氢气每千克售价- 生产每千克氢气电费- 其他可变成本）× 年生产小时数/ 初始总投资 氢气售价和电价是决定投资回报率的主要可变因素。考虑到混氢天然气所需氢气为低压氢气，加注费用较低，且使用混氢天然气和普通天然气的费用应大体相当，故设定氢价的变化范围为20元/kg（人们愿意为清洁出行支付更高价格）到13元/kg（人们对价格敏感，坚持旧有消费习惯）；电价的变化范围为0.05元/kWh（接近待弃水电的边际生产、输配成本之和）到0.25元/kWh。包括低压加注费用在内的其他可变成本设为5元/kg ；年生产小时数设为每年5个月丰水期的平、谷段，共2448h ；初始总投资包括每小时制氢量162kg 的氢气生产厂及配套设施和3 座具备长时间储氢能力的加氢站，共计8000 万元。 归纳上述情景，获得电费、氢气售价、资产回报率图，见图3。 投资回报率随电费下降、氢气售价增长而增加。电费0.25元/kWh，氢气售价13元/kg 时，投资回报率最低为-2.23%；电费0.05元/kWh，氢气售价20 元/kg 时，投资回报率最高为6.20%；电费0.15 元/kWh，氢气售价16.5元/kg 时(此时氢气等价替代天然气)，投资回报率为2.00%。 氢气用于混氢天然气交通工具的投资回报率较低。但是考虑到天然气在交通运输业的巨大增量市场，混氢天然气的环境、社会效益以及降低我国天然气资源对外依存度的意义，其积极作用不可忽视。 燃料电池是将存在于燃料和氧化剂中的化学能直接转化为电能的设备。氢气的高能量密度、高功率密度、高加注速度、零排放等特性决定它尤其适合与清洁高效的燃料电池相结合，作为乘用车的主要甚至唯一动力来源。 氢燃料电池私人乘用车处在批量生产的前夜被认为是未来的“终极交通工具”。以丰田“Mirai”氢燃料电池车为例，其续航距离超过500km，氢耗为7g/km，燃料加注速度仅为3min，在性能上已经可与燃油私人乘用车相比。 本文以性能、价格均相近的丰田Mirai 和东风雪铁龙C5 作为比较对象，分析以氢气燃料销售为基本盈利手段，进行电解水制氢工厂和配套加氢站投资的经济性。投资回报率的计算公式为：投资回报率=（氢气每千克售价- 生产每千克氢气电费- 其他可变成本）× 年生产小时数/ 初始总投资 氢气售价和电价是决定投资回报率的主要可变因素。为了保证续航能力，燃料电池私人乘用车的气瓶标准为35MPa乃至70MPa， 氢气高压加注费用占据了相当一部分成本。考虑到两种车辆的燃料费用应大体相当，而雪铁龙C5 的油耗约合人民币0.52元/km，故设定氢价的变化范围为85元/kg(人们愿意为清洁出行支付更高价格)到35元/kg(人们对价格敏感，坚持旧有消费习惯)；电价的变化范围为0.1 元/kWh(消纳大量弃水，价格非常低)到0.6元/kWh。以高压加注费用、长时间储氢费用为主的其他可变成本设为25元/kg；年生产小时数设为每年5个月丰水期的平、谷段，共2448h；初始总投资包括每小时制氢量162kg 的氢气生产厂及配套设施，以及3座具备长时间储氢能力的加氢站，共计8000万元。 归纳上述情景，获得电费、氢气售价、资产回报率图4。 投资回报率随电费下降随氢气售价增长而增加。当电费为0.6元/kWh，氢气售价35元/kg时，投资回报率最低为-9.9%；当电费为0.1元/kWh，氢气售价85元/kg时，投资回报率最高为27.3%。可见，相比于混氢天然气，氢气用于燃料电池私人乘用车的投资回报率更高。 当投资回报率达到8.0%时，有不同的参考情景。 当电价低廉为0.1元/kWh，氢气售价46元时，丰田Mirai的燃料费用仅为0.32元/km，约为雪铁龙C5的燃料费用的63%。 当电价稍高至0.2元/kWh，氢气售价51元时，丰田Mirai的燃料费用是0.357元/km，约为雪铁龙C5的燃料费用的70%。 当电价增高至0.4 元/kWh，氢气售价61元时，丰田Mirai的燃料费用是0.427元/km，仍低于雪铁龙C5的燃料费用。 当电价高企达0.6 元/kWh，氢气售价71元时，丰田Mirai的燃料费用与雪铁龙C5的燃料费用相当。 可见，在固定投资回报率的情况下，电价与氢气售价正相关。电价较低时，氢气可以廉价出售以获取更大的市场份额。此外，技术水平较高的燃料电池车型(本文中体现为百公里氢耗较低)会在竞争中更具优势。 当然，若全年的谷段水电都可以通过弃水交易平台以合适的价格进行交易，那么制氢设备的利用小时数会有进一步的提升，待弃水电制氢的项目投资回报率也会增加。如果氢气的长时间大规模储存技术取得突破性进展，则燃料电池用氢的成本能够得到进一步降低，燃料电池私人乘用车的发展速度将进一步加快。 待弃水电制氢的消纳利用模式有利于推动氢产业链建设。 首先，待弃水电制氢有助于氢产业链的技术进步。我国乃至世界的氢能利用技术尚未成熟，氢气的输送与储存成本仍然较高；燃料电池的工作寿命有待延长，综合成本有待降低；相关领域，尤其是基础材料领域的技术水平仍显不足。以待弃水电制取清洁廉价氢气，可极大降低氢气使用成本，刺激用氢端的产业技术发展与市场规模扩张。 其次，待弃水电制氢有助于推动构建利于氢产业链发展的政策体系。在当前电力体制改革的形势下，弃水制氢交易平台的组建、运行与完善，有可能成为电力体制改革的一个成功范例，从政策角度利好后续氢产业链发展。 可见，基于能源互联网思维的待弃水电制氢消纳模式，可能成为破解我国可再生能源消纳难题，且引领产业优化升级的新途径。
来源：清华能源互联网研究院
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