氫能在全球能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型過程中有著重要意義。截至2022年底,全球已有20多個(gè)國家制定氫能發(fā)展戰(zhàn)略,其中大部分以綠氫為主要發(fā)展方向。全球范圍內(nèi),氫能產(chǎn)業(yè)鏈已初步實(shí)現(xiàn)商業(yè)化。中國是全球最大的氫氣生產(chǎn)國,也是最大的氫氣消費(fèi)國,氫能成為新型能源體系的重要組成部分,風(fēng)光制氫是用能端實(shí)現(xiàn)綠色低碳轉(zhuǎn)型的重要載體。2022年3月23日,國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃(2021—2035年)》,進(jìn)一步完善了氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的頂層設(shè)計(jì)。
風(fēng)光制氫“貴”在電價(jià)
綠氫全面發(fā)展,關(guān)鍵在于降低成本。風(fēng)光制氫為可再生能源就地消納、長時(shí)儲(chǔ)能和多元化利用提供了更廣闊的空間,特別是在風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)增速較快、消納困難的地區(qū),綠氫的發(fā)展尤為重要。電解水制氫是目前風(fēng)光發(fā)電制氫的唯一途徑,當(dāng)前中國綠電制氫技術(shù)主要以堿性電解槽為主,成本約為1.9—3萬元/噸,是灰氫成本的1.3—3.8倍。較高的成本,不利于綠氫替代化工、冶金、發(fā)電、交通等領(lǐng)域的傳統(tǒng)能源,市場需求不旺,制約了綠氫的全面發(fā)展。
風(fēng)光制氫“貴”在電價(jià)。風(fēng)光發(fā)電采用堿性電解槽電解制氫,在綠氫成本構(gòu)成中,電耗成本最高,約占總成本的60%—80%。電耗成本是電價(jià)和電量的乘積。目前堿性電解槽每制取1立方米氫氣,系統(tǒng)耗電量為5.5—6千瓦時(shí)。因此,在耗電量沒有大幅下降的情況下,較高的電價(jià)是電耗成本占綠氫制取成本超六成的關(guān)鍵因素。
在此背景下,如何降低綠氫的用電電價(jià),從而降低綠氫成本,使其能夠與灰氫有相當(dāng)?shù)氖袌龈偁幜,成為相關(guān)科研院所、企業(yè)關(guān)注的焦點(diǎn)。有研究結(jié)果顯示,當(dāng)電價(jià)降至0.1—0.15元/千瓦時(shí),綠氫的成本將接近甚至低于灰氫成本。但近五年內(nèi)這一電價(jià)能否真正實(shí)現(xiàn)商業(yè)化運(yùn)營?答案顯然是否定的。在風(fēng)光發(fā)電和制氫耦合技術(shù)沒有較大突破之前很難實(shí)現(xiàn),除非政策給予一定支持和鼓勵(lì)。
成本偏高導(dǎo)致投資和需求不足
風(fēng)光發(fā)電具有波動(dòng)性、隨機(jī)性和不穩(wěn)定性,而綠電制氫系統(tǒng)需要穩(wěn)定、持續(xù)的電源以保證其安全高效運(yùn)行,兩者如何匹配和耦合,國內(nèi)外還沒有大規(guī)模工程實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)可參考。目前,我國開展的風(fēng)光制氫項(xiàng)目產(chǎn)能大多超萬噸,同等規(guī)模下,為保障制氫系統(tǒng)安全穩(wěn)定高效運(yùn)行,離網(wǎng)型制氫需增加更多風(fēng)光裝機(jī)和儲(chǔ)能,初始投資較高,經(jīng)濟(jì)性較差,即使儲(chǔ)能設(shè)備低至1元/瓦時(shí)以下,配儲(chǔ)的離網(wǎng)型制氫成本仍高于并網(wǎng)型制氫成本。因此,現(xiàn)有風(fēng)光制氫項(xiàng)目均為并網(wǎng)型,須有網(wǎng)電的支撐和備用,即綠氫的制取除了用風(fēng)光自身發(fā)出的電量外,還需有部分電網(wǎng)電量支持,特別是在風(fēng)光負(fù)荷較低或極端無風(fēng)光發(fā)電情景下,更需要網(wǎng)電提供相應(yīng)的電力和電量。
只要風(fēng)光制氫需要網(wǎng)電,電價(jià)成本就很難降低至0.15元/千瓦時(shí)以下。這是因?yàn)椋m然不管是綠電還是網(wǎng)電的電量,其取值均為電表的計(jì)量值;但電價(jià)卻不同,自發(fā)綠電的電價(jià)并不簡單地等同于發(fā)電度電成本,購電價(jià)格也不是單一的從電網(wǎng)購電的價(jià)格。制氫的綜合電價(jià)的計(jì)算簡式如下:
綜合電價(jià)=(綠電電量×綠電電價(jià)+網(wǎng)電電量×電價(jià))/(綠電電量+網(wǎng)電電量) (1)
其中:綠電電價(jià)=發(fā)電度電成本+政府基金及附加費(fèi)+備用系統(tǒng)費(fèi)用 (2)
網(wǎng)電電價(jià)=購電電價(jià)+容(需)量電價(jià) (3)
因風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)一般高于光伏,除海上風(fēng)電外,風(fēng)電的度電成本低于光伏,因此風(fēng)電制氫成本也比光伏低。一般來說,風(fēng)光資源較好的區(qū)域,大型風(fēng)電場的度電成本在0.12—0.16元/千瓦時(shí)之間,光伏的度電成本在0.15—0.2元/千瓦時(shí)之間。以大型風(fēng)電制氫為例,假定每年要電解水制氫氣2萬噸,需要電量13億千瓦時(shí),制氫所需的主變壓器容量為2×150兆伏安。其中,風(fēng)光發(fā)電提供的電量是10.4億千瓦時(shí),網(wǎng)電電量是2.6億千瓦時(shí)。
如果風(fēng)電度電成本按最低值0.12元/千瓦時(shí)計(jì)算,政府基金及附加費(fèi)+備用系統(tǒng)費(fèi)用兩者之和也按最低值0.06元/千瓦時(shí)計(jì)算,則式(2)中綠電的電價(jià)為0.18元/千瓦時(shí)。
各地區(qū)容(需)電價(jià)一般為19—28元/(千伏安·月)。以20元/(千伏安·月)為例,每年需支付容量費(fèi)7200萬元,當(dāng)用戶側(cè)的主變壓器容量確定后,每年的容量費(fèi)固定不變,此時(shí)容量電價(jià)與購電量相關(guān),越少用網(wǎng)電分?jǐn)偟娜萘侩妰r(jià)越高。以容量費(fèi)用分?jǐn)偟矫慷入姷娜萘侩妰r(jià)為0.28元/千瓦時(shí)計(jì)算,當(dāng)購電網(wǎng)的電量電價(jià)為0.32元/千瓦時(shí)時(shí),則網(wǎng)電電價(jià)為0.60元/千瓦時(shí),網(wǎng)電電價(jià)高達(dá)綠電電價(jià)的3.33倍。
由上述分析,根據(jù)式(1),可得制氫電價(jià)為0.264元/千瓦時(shí),此電價(jià)下制氫成本約為2.1萬元/噸,明顯高于0.8—1.5萬元/噸的灰氫成本。當(dāng)前,綠氫短中期內(nèi)制取成本較高,投資方因制氫經(jīng)濟(jì)性較差,多處于跑馬圈地和觀望狀態(tài);需求方因綠氫成本明顯高于灰氫成本,難以激發(fā)以其替代傳統(tǒng)能源的積極性。
建議政策從四方面發(fā)力
通過對電價(jià)構(gòu)成的分析可知,即使風(fēng)電隨著技術(shù)進(jìn)步,投資成本進(jìn)一步下降,度電成本降至0.1元/千瓦時(shí)以下,如果不能實(shí)現(xiàn)離網(wǎng)制氫,制氫電價(jià)就很難降到0.15元/千瓦時(shí)以下,因?yàn)橄到y(tǒng)備用費(fèi)和政府基金及附加費(fèi)導(dǎo)致電價(jià)每千瓦時(shí)增加0.04—0.08元,同時(shí),并網(wǎng)后的容量電費(fèi)也推高了制氫成本。推動(dòng)氫能產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展,解決可再生能源就地消納問題,亟待政府相關(guān)部門出臺(tái)支持政策。
首先,建議在全國范圍內(nèi)免征兩項(xiàng)費(fèi)用,即免征系統(tǒng)備用費(fèi)和政府基金及附加費(fèi)。2023年11月10日,內(nèi)蒙古自治區(qū)出臺(tái)的《風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目實(shí)施細(xì)則2023年修訂版(試行)》率先提出暫不征收系統(tǒng)備用費(fèi)和政府基金及附加費(fèi)。按前述案例及計(jì)算方法,這將降低綠電電價(jià)6分/千瓦時(shí),以制氫的綠電電量為10.4億千瓦時(shí)計(jì)算,則每年可減少6240萬元費(fèi)用,電價(jià)從0.264元/千瓦時(shí)降至0.216元/千瓦時(shí),可直接降低制氫成本15%左右。
其次,建議適當(dāng)減免容量費(fèi)用。2023年5月9日國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》,大部分一般工商業(yè)和大工業(yè)用戶均執(zhí)行兩部制電價(jià),電網(wǎng)輸配電價(jià)由電量電價(jià)和容(需)量電價(jià)構(gòu)成。這意味著,并網(wǎng)型風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目需根據(jù)制氫段主變壓器容量大小繳納容量電費(fèi)。在此機(jī)制下,年產(chǎn)2萬噸氫氣的企業(yè),每年至少需向電網(wǎng)繳納5000萬—10000萬元的容量電費(fèi)。假定電網(wǎng)可減免一半的費(fèi)用,仍以上述案例為例,則每年可降低成本3600萬元,容量費(fèi)用分?jǐn)偟矫慷入姷娜萘侩妰r(jià)可降低0.14元/千瓦時(shí),電價(jià)從0.264元/千瓦時(shí)降至0.236元/千瓦時(shí),可直接推動(dòng)制氫成本下降9%左右。
如果同時(shí)免征系統(tǒng)備用費(fèi)和政府基金及附加費(fèi)、減半征收容量費(fèi)用,則電價(jià)可從0.264元/千瓦時(shí)降至0.188元/千瓦時(shí),可直接降低制氫成本24%左右,綠氫制取成本可降至1.6—1.7萬元/噸,非常接近目前灰氫的制取成本。
再次,建議各地區(qū)給予相應(yīng)的政府補(bǔ)貼或資金支持。建議各地根據(jù)新能源發(fā)展規(guī)模及就地消納趨勢與下游氫能市場需求,出臺(tái)氫能支持政策,如電費(fèi)或電價(jià)補(bǔ)貼、以制氫量為基數(shù)的補(bǔ)貼等,進(jìn)一步推動(dòng)氫能和新能源“電—?dú)洹薄半姟獨(dú)洹姛帷钡葰潆婑詈系陌l(fā)展與應(yīng)用。事實(shí)上,在這一方面,部分地方已有實(shí)踐。例如,四川省攀枝花市為支持制氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展,出臺(tái)了輸配電價(jià)補(bǔ)貼政策,制氫的增量用電量執(zhí)行單一制輸配電價(jià);四川省成都市對綠電制氫項(xiàng)目給予0.15—0.2元/千瓦時(shí)的電費(fèi)支持;吉林省出臺(tái)政策,對年產(chǎn)綠氫100噸以上(含)的項(xiàng)目,以首年每公斤15元為基數(shù),逐年退坡,每年最高補(bǔ)貼不超過500萬元。
最后,建議允許風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目向電網(wǎng)提供一定比例的電量。由上面的分析可知,網(wǎng)電電價(jià)比綠電電價(jià)高出3倍以上。所以,為降低成本,風(fēng)光制氫只得盡量少用網(wǎng)電。但因風(fēng)光發(fā)電的波動(dòng)性與制氫系統(tǒng)要求的穩(wěn)定性極不匹配,為滿足制氫系統(tǒng)的穩(wěn)定性,不得不舍棄掉一部分不滿足要求的風(fēng)光電力而從電網(wǎng)購電,這導(dǎo)致風(fēng)光棄電率至少達(dá)10%以上,進(jìn)一步推高制氫成本。因此,建議各地區(qū)結(jié)合實(shí)際,給予風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目適當(dāng)向電網(wǎng)送電的政策,比如,年上網(wǎng)電量可占總用電量的10%以上。
(作者供職于協(xié)合新能源集團(tuán)有限公司)
作者:陳吟穎 來源:中國能源報(bào)
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