
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
图:通过氢气将可再生能源整合至终端使用
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。
图:风电制氢产业链
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。
表:东北地区2016~2018年风电投资预警及弃风情况
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。
主要制氢经济性比较(单位:元/Nm3)
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。
图:电解水制氢成本与电价关系-考虑副产氧气售卖
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
招标范围
河北建投风电制氢项目100MW风电场工程项目建设地点为:崇礼区。
建设规模:100MW
交货时间:2019 年9月1日前交货。
另外此前还有金风科技曾在吉林获批的风电装机100MW,氢储能容量10MW的项目,详细时间暂未查到。
来源:北极星氢能网
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