光伏發(fā)電作為國(guó)家鼓勵(lì)發(fā)展的綠色清潔能源，近年裝機(jī)規(guī)模不斷增大，但光伏發(fā)電具有隨機(jī)性、波動(dòng)性、階段性供電等問題，增加了電網(wǎng)調(diào)度難度。隨著光伏裝機(jī)規(guī)模的不斷擴(kuò)大，光伏發(fā)電將面臨增加儲(chǔ)能問題，這就為光伏發(fā)電持續(xù)發(fā)展帶來了一定挑戰(zhàn)。
光伏發(fā)電制氫用于天然氣摻燒、燃料電池，可豐富終端用戶用能多樣性，保障能源安全，也是解決光伏發(fā)電所面臨問題的一種途徑。
光伏發(fā)電技術(shù)和制氫技術(shù)都較為成熟，光伏制氫系統(tǒng)技術(shù)研究相對(duì)較多，但還未出現(xiàn)大型工程。光伏制氫技術(shù)主要集中在光伏制氫聯(lián)合運(yùn)行模式優(yōu)化與光伏制氫系統(tǒng)設(shè)計(jì)及優(yōu)化方面，目前研究主要集中于系統(tǒng)設(shè)計(jì)優(yōu)化，對(duì)于整個(gè)系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性缺乏研究。本文重點(diǎn)研究光伏制氫經(jīng)濟(jì)性，并與傳統(tǒng)行業(yè)制氫成本進(jìn)行對(duì)比分析，從而為光伏制氫提供發(fā)展路徑建議。
光伏發(fā)電制氫主要利用光伏發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)直流電直接供應(yīng)制氫站制氫用電。光伏直流發(fā)電系統(tǒng)相比傳統(tǒng)電站減少了逆變和升壓的過程，主要設(shè)備設(shè)施包括光伏組件、匯流箱、支架、基礎(chǔ)、接地裝置等，光伏組件可根據(jù)制氫站輸入電壓和電流要求進(jìn)行串、并連配置，從而提高系統(tǒng)效率。電解水制氫目前技術(shù)成熟、設(shè)備簡(jiǎn)單，運(yùn)行和管理較為方便，制取氫氣純度較高，無(wú)污染，主要有3種技術(shù)路線。
堿性電解槽制氫。該種電解槽的結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，適合大規(guī)模制氫，價(jià)格較便宜，效率偏低約70%~80%，主要設(shè)備包括電源、陰陽(yáng)極、橫膈膜、電解液和電解槽箱體組成，電解液通常為氫氧化鈉溶液，電解槽主要包括單極式和雙極式。
聚合物薄膜電解槽(PEM Electrolyzer)制氫。效率較堿性電解槽效率更高，主要使用了離子交換技術(shù)。電解槽主要由聚合物薄膜、陰陽(yáng)兩電極組成，由于較高的質(zhì)子傳導(dǎo)性，聚合物薄膜電解槽工作電流可大大提高，從而提升電解效率。隨著質(zhì)子交換膜、電極貴金屬技術(shù)進(jìn)步，聚合物薄膜電解槽制氫成本將會(huì)大大降低。
固體氧化物電解槽(Solid Oxide Electrolyzer)制氫?？稍诟邷叵鹿ぷ?，部分電能可由熱能替代，效率高、成本低，固體氧化物電解槽是三種電解槽中效率最高的設(shè)備，反應(yīng)后的廢熱可與汽輪機(jī)、制冷系統(tǒng)進(jìn)行聯(lián)合循環(huán)利用，提升效率，可達(dá)到90%。
電解水制氫技術(shù)路線成熟，目前未大規(guī)模推廣關(guān)鍵因素為電價(jià)問題，以目前工業(yè)用電用來制氫成本過高，市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力較差。
2. 光伏發(fā)電制氫經(jīng)濟(jì)性分析
2.1傳統(tǒng)方式制氫成本分析
目前市場(chǎng)成熟制氫方式主要包括煤氣化制氫、甲醇制氫、天然氣制氫以及工業(yè)副產(chǎn)品制氫。
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煤氣化制氫投資成本較高，隨著規(guī)模增大，單位投資大幅下降，同時(shí)原料便宜，按照5800大卡煙煤計(jì)算，價(jià)格為500元/噸時(shí)制氫成本僅為0.7元/Nm3（表1）；
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甲醇制氫投資較低，適合2500Nm3以下制氫規(guī)模，按照1Nm3氫氣消耗0.72千克甲醇，甲醇價(jià)格按2319元/噸計(jì)算，制氫成本如表2；
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天然氣制氫單位投資成本低，在1000Nm3以上經(jīng)濟(jì)性較好，按照1Nm3氫氣消耗0.6Nm3天然氣，天然氣價(jià)格按1.82元/Nm3計(jì)算，制氫成本如表3。
2.2光伏發(fā)電制氫成本及經(jīng)濟(jì)性分析
以1000Nm3/h水電解制氫為例，總投資約1400萬(wàn)元，按照1Nm3氫氣消耗5kWh電能計(jì)算，不同電價(jià)測(cè)算制氫成本分析如表4。由此分析，光伏發(fā)電制氫電價(jià)控制在0.3元/千瓦時(shí)以下時(shí)，制氫成本才具有競(jìng)爭(zhēng)力。按照目前市場(chǎng)價(jià)格進(jìn)行測(cè)算，以100MW光伏發(fā)電直流系統(tǒng)造價(jià)如表5。
以一類資源區(qū)域?yàn)槔?，首年光伏利用小時(shí)數(shù)為1700小時(shí)計(jì)算，其他參數(shù)為：裝機(jī)容量100MW，建設(shè)期1年，資本金投資比例20%，流動(dòng)資金10元/kW，借款期限10年，還本付息方式為等額本息，長(zhǎng)期貸款利率4.90%，折舊年限20年，殘值率5%，維修費(fèi)率0.5%，人員數(shù)量5，人工年平均工資7萬(wàn)元，福利費(fèi)及其他70%，保險(xiǎn)費(fèi)率0.23%，材料費(fèi)3元/kW，其他費(fèi)用10元/kW。
按照全部投資內(nèi)部收益率滿足8%反算電價(jià)，并分別分析計(jì)算造價(jià)為2.3億、2億、1.8億、1.6億元時(shí)的電價(jià)。通過計(jì)算，在滿足全部投資內(nèi)部收益率為8%時(shí)，不同造價(jià)下的電價(jià)如表6。
光伏發(fā)電制氫在資源一類區(qū)域已具備經(jīng)濟(jì)可行性，較天然氣制氫、甲醇制氫成本較低，隨著光伏發(fā)電成本的持續(xù)下降，光伏發(fā)電制氫競(jìng)爭(zhēng)力將進(jìn)一步增強(qiáng)。本文未考慮氫氣運(yùn)輸成本，光伏發(fā)電直供電制氫應(yīng)與需求方靠近，資源一類區(qū)域主要集中在西北區(qū)域，該區(qū)域氫氣用戶主要為煉化、化工企業(yè)，用氣量較大，對(duì)制氫站規(guī)模要求較大。
光伏組件價(jià)格下降較快，隨著價(jià)格進(jìn)一步降低，部分二類資源區(qū)光伏發(fā)電制氫也將具有競(jìng)爭(zhēng)力，該類區(qū)域相對(duì)靠近負(fù)荷中心，經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)，氫氣需求量較大。光伏發(fā)電制氫工藝簡(jiǎn)單、運(yùn)維難度低，制氫規(guī)?？筛鶕?jù)場(chǎng)地和需求進(jìn)行模塊化組合，隨著燃料電池技術(shù)的進(jìn)步，分布式可再生能源制氫供應(yīng)燃料電池也將是未來重要發(fā)展趨勢(shì)。
