东北风电制氢经济性分析

氢能突然热了。

氢能的优势有哪些？

风电制氢产业链是什么？

采用风电制氢方式在东北地区的经济性如何？

结合现有市场信息，管中窥豹。

风 电 制 氢 的 绿 色 伦 理

因为利用后排放物是无污染的水，氢能享有“二十一世纪的终极能源”的美誉。但作为二次能源，氢能仍需采用一次能源进行制取。以化石能源的方式制氢，会增加碳排放，不符合发展氢能产业的初衷。只有大规模、足够便宜地使用可再生能源制氢，才能推动我国走上可持续用氢之路。

利用绿色能源——风电，与自然资源——水来制氢，可以使氢能的绿色属性覆盖至生产与材料端，从而令每一个H2分子源于自然，归于自然。这成就了氢能成为极少数能源生产与能源应用都清洁环保的能源形式。

氢能也是唯一可同时应用在交通、电力、工业等领域的清洁能源。对于风电而言，可将自身绿色属性通过氢能在交通运输、工业和建筑等终端应用行业实现延伸。

同时，将弃风所产生的损失，以转化为氢能的方式进行存储、运输、应用，能有效提高社会与自然资源利用率，进一步实现“风电-氢能-应用行业”全产业链深度脱碳。

风 电 制 氢 的 发 展

欧美国家于本世纪初期就已开展了风电制氢相关技术及可行性研究，并通过项目运行验证技术可行性。我国从2010年起，已逐步开展建设示范项目，持续进行此方面的探索。2019年3月氢能被首次写入政府工作报告，引起市场的广泛关注，全国多地纷纷出台氢能源产业规划。

以吉林白城为例，2019年5月正式对外发布《白城市新能源与氢能产业发展规划》，提出零污染物排放、可持续、全产业链的发展原则，其中提到将新能源电力开发与氢能生产进行有机结合，为风电消纳开辟了一个新的思路。

风 电 制 氢 产 业 链

可再生能源受制于风或光等外部资源变化，波动性较大，需要传统能源例如火电、水电进行调峰以确保电网的稳定性，因此可再生能源发电上网比例取决于传统能源发电的调峰能力。

采用可再生能源制氢，辅以氢储能技术，能有效地削峰调谷、平滑出力，将有助于实现中国《能源生产和消费革命战略（2016~2030）》目标，即2030年实现非化石能源发电量占比达到50%。

目前全球制氢以化石燃料及化工副产制氢为主，占比约为96%，应用领域也以工业化应用为主。

风电制氢产业链由风力发电+电解水制氢+运氢+下游应用构成，与传统氢能产业链的主要区别于发电及制氢环节，价值链也体现在这两部分，即通过清洁能源加上电解水制氢完美地实现绿色氢能。

以 东 北 为 例

受内部消纳不足、外送通道缺乏及调峰空间有限制约，东北地区风资源虽然丰富，但风电发展缓慢，尤其是吉林省2016年弃风率高达30%，2016~2018年连续三年受困投资红色预警；黑龙江省2016年弃风率达19%，2018年才由红转橙。

近几年，国家采取一系列措施，包括建设扎鲁特-青州±800kV特高压直流外送通道、开展火电机组灵活性改造及积极建设东北辅助服务市场等，使风电弃风率大幅下降，但消纳问题仍是制约东北风电发展增量的核心关键。

广 义 和 狭 义的 风 电 制 氢

“化风为氢”是风电消纳的新思路，对此可采用两种商业模式，即广义风电制氢与狭义风电制氢。

广义风电制氢：通过开发尚未利用的风能资源，将风电全部用于制氢，然后供氢给下游产业，从而挖掘风电增量建设空间，扩大氢气的供应量。

狭义风电制氢：针对已投运的风电项目，利用弃风制氢，再供氢给下游产业，解决弃风消纳问题，进一步提高收益，充分挖掘存量的消纳空间，延伸绿色产业链条。

按照上述定义，东北地区用于广义制氢的风能资源可开发量保守估计可达3.2亿千瓦，而狭义制氢年可利用的弃风等效电量达15.1亿千瓦时。

制 氢 经 济 性 评 估

与传统制氢方式相比，风电制氢的核心关键是电价。电解水制氢成本70%来源于电价，每生产1立方米氢约耗电4kwh，耗水0.8公斤。电解水制氢可同时按照2：1副产氧，可将氧气售卖平衡一部分制氢成本。

从以上制氢成本与电价关系图中可以看出，若采用市售电制氢，则电解水制氢成本远超其余制氢手段，完全不具备经济可行性。这也是为什么电解水制氢未规模化发展的一个重要原因。

随着风电开发建设成本的降低和发电效率的提高，以及结合风电在超过盈亏平衡点发电利用小时数后边际成本为零的优势，风电制氢具备了经济可行性。

从下图可见，当电价成本控制在0.25元/kwh就可与传统手段制氢成本持平，电价低于这个水平则具备价格优势。2018年东北地区弃风电量达15.1亿千瓦时，若利用零边际成本的弃风制氢，可制得约3.7亿Nm3氢气。

狭义风电制氢经济性评估

狭义风电制氢的成本主要来源于风电场及制氢生产线投资，区别于广义风电制氢的是投资中需要考虑升压站等并网投资。由于是利用弃风发电的零边际成本提高收益，需要对弃风电力进行精准计算，从而优化配置制氢设备容量最大化制氢收益，售电收益这一部分则取决于全生命周期度电成本。

案例：以东北地区某200MW风电项目为例，采用风力发电、优先并网、弃风制氢的运营模式。其风电场规模为200MW，电价按0.58元/kwh考虑。经评估当地资源禀赋及弃风情况，设计4套400Nm3/h的制氢装置作为配套，其最大用电负荷为10MW。考虑风电制氢，年等效利用小时数按照2316小时计算（弃风电量全部用来制氢），所得税后全部投资内部收益率10.66%。

广义风电制氢经济性评估

广义风电制氢的成本主要是风电场及制氢生产线投资，无需进行并网投资，收益全部来源于制氢所得氢氧收入，最终收益率取决于全生命周期度电成本的有效控制。

案例：考虑东北白城区域，风力发电全部用于制氢，假设建设一个200MW风电场，配置53台600Nm3/h电解槽 ，根据年产氢氧量，可等效电价为0.5445元，全投资IRR计算结果为14.09%。

传统风电场发电模式经济性评估

采用狭义风电制氢中的东北地区某200MW风电项目为例，年等效利用小时数按照1800h计算，直接弃风，电价按0.58元/kwh考虑，所得税后全部投资内部收益率7.22%。

综上所述，针对东北地区风资源禀赋优异，消纳有限的客观环境，经测算采用案例中广义风电制氢模式的经济性>狭义风电制氢模式>纯发电模式，在实际工程实施建设中，还需考虑氢气储运及下游应用等综合因素进一步评估。

编者注：本文基于现有市场资料，测算可能存在偏差，仅供参考。