【能源观察家】林旗力等：基于「电-氢-电」过程的规模化氢储能经济性分析

熠熠全球能源观察

5天前

根据氢能的最终形态，氢储能可分为狭义氢储能和广义氢储能，前者基于“电-氢-电”转换过程，最终产物为电，后者基于“电-氢”单项转换，最终产物为氢气或者甲醇、氨等化学衍生物。

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第一作者：林旗力

高级工程师，主要从事储能/氢能集成技术与商业模式研究

通讯作者：戚宏勋

正高级工程师，主要从事电力储能集成与智能化技术研究

摘要：
在“碳达峰、碳中和”战略背景下，氢能的重要性不断提升。当前，基于“电-氢-电”过程的氢储能总体处于示范应用阶段，储能成本是其形成竞争力的关键，但是关于规模化氢储能平准化成本（LCOES）的针对性研究未见报道。本文首先建立氢储能LCOES模型，对25MW规模的氢储能电站系统进行了定量分析，而后预测了未来场景下的LCOES水平。结果表明，氢储能系统LCOES为4.758元/kWh，初始投资中制氢系统占比最高（44.66%），运行成本中制氢成本占比最高（42.99%）。电价对氢储能成本有一定影响，其每下降0.1元/kWh，LCOES降幅8.18%。虽然提升发电效率难度较大，但对氢储能的经济性非常关键，其每提升10%，LCOES平均降幅11.88%～12.50%。制氢系统和发电系统设备价格同时下降10%可带来LCOES 6.06%的降幅。储能时长对LCOES的影响较大，尤其是在时长较短时。当储能时长在4～8h范围时，每增加1h时长可使LCOES平均下降0.394元/kWh。未来随着水电解制氢和燃料电池设备价格的下降及效率的提升，氢储能有望成为长时、长周期储能领域具有竞争力的技术路线。

原文如下：

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在“碳达峰、碳中和”战略背景下，氢能的重要性不断提升，将在储能、发电、交通等领域发挥作用。《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》提出，发挥氢能调节周期长、储能容量大的优势，开展氢储能在可再生能源消纳、电网调峰等应用场景的示范。根据氢能的最终形态，氢储能可分为狭义氢储能和广义氢储能，前者基于“电-氢-电”转换过程，最终产物为电，后者基于“电-氢”单项转换，最终产物为氢气或者甲醇、氨等化学衍生物。氢储能电站一般基于狭义氢储能，即以氢为储能载体，进行电能储存、转换及释放的电站。

目前，氢储能总体处于示范应用阶段。2022年投运的安徽六安兆瓦级氢能源储能电站示范工程（以下简称六安示范工程）是我国现有最大规模氢储能电站，为电网侧氢储能的典型应用。另一些示范项目为园区、“孤岛”等微电网的电氢耦合应用项目，以增强微电网的灵活性，例如浙江台州大陈岛氢能综合利用示范项目、杭州钱塘零碳氢电耦合应用示范项目等。当前，氢储能仍存在成本高、效率低等问题，限制了该技术路线的推广应用。

氢储能经济性主要取决于储能成本和能源套利，其中储能成本是氢储能形成竞争力的关键。为了评估储能经济性，需从全生命周期角度对其平准化储能成本（levelized cost of energy storage，LCOES）分析。何颖源等和文军等分析了若干容量型、功率型储能的度电成本和里程成本，但未考虑资金时间价值。刘阳等的LCOES模型引入了现值计算，并据此对规模化锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池、全钒液流电池储能经济性展开了分析比较。但迄今为止，关于规模化氢储能LCOES的针对性研究未见报道。

为此，本文建立了基于初始投资、运行成本、税费、资产残值等要素的氢储能LCOES模型，并以25MW规模的氢储能电站为研究对象，对其LCOES以及各部分成本构成进行了分析，而后分析电价、制氢和发电效率、设备成本、储能时长等敏感因素的影响，最后讨论分析了不同制氢技术对经济性的影响，并预测了未来场景下大规模氢储能的LCOES水平。

1. 研究对象及边界

已建或实施中的氢储能电站项目的规模较小，距规模化尚有距离。根据文献[10]的统计，2022年中国新型储能新增装机规模和项目数量分别为5.9GW和235个，单个项目平均规模为25.1MW。本文以规模化氢储能为研究对象，因此研究对象装机规模取25MW。

基于“电-氢-电”过程，氢储能系统包括制氢、储氢、发电三部分，如图1和表1所示。制氢系统采用制氢速度调节灵活且成熟度较高的质子交换膜（PEM）电解槽系统，规模取25 MW/5000m³/h。发电系统采用质子交换膜燃料电池（PEMFC）。由于制氢系统效率为60%～80%，并且发电系统运行相对稳定，所以考虑将发电功率规模设为制氢功率的1/2，即12.5MW。

图1丨系统研究边界

表1丨氢储能系统设备技术规格

虽然液态、固态储氢技术在储氢密度方面存在优势，但考虑到技术成熟度、成本等因素，本系统仍采用气态储氢路线。储氢系统包含纯化装置、缓冲罐、压缩机、储氢罐，其选型规格见表1。纯化装置按制氢系统的最大制氢量配置，规模（标况下）取5000m³/h。缓冲罐参考某1000m³/h制氢工程实际配置方案等比例放大（以制氢量为准），取300m³，设计压力与该工程方案一致，取2MPa。压缩机排气压力取20MPa，流量与制氢量保持一致（5000m³/h）。膜式压缩机压缩比高，气体纯度高，所以适用于压缩氢气。氢储能的优势领域为长时储能，考虑到氢储能可能用于支撑电网跨时空电量平衡，所以其时长不宜低于4h。因此，储氢罐按4h制氢量配置，即20000m³，折合1786kg。基于上述压缩机参数并参考我国当前主流户外氢储罐配置，储氢罐压力按20MPa配置。20MPa下氢气密度在13～14kg/m³之间（跟温度有关），1786kg氢气对应128～137m³体积，所以考虑部分余量后储氢罐取200m³。

制氢、压缩、发电等环节会产生热量，所以还需要配置冷却系统（图1未标出）。系统冷却方式采用水冷（机力冷却塔），水量参考六安示范工程的配置等比例放大（以制氢功率为准）并适当优化，取3000t/h，含7台500t/h、110kW水泵（6用1备）。

本研究的边界限定于氢储能系统（图1），输入为电和水，输出为电。系统产生的氧气按直接排入大气考虑。需要说明的是，氢储能系统的占地面积较大，土地成本不可忽略。考虑到系统占地面积和土地租（售）价格难以确定，本研究边界内暂不计入土地成本。为方便研究，本文对氢储能系统设置了假设条件：以额定工况稳定运行；可完全适应电源的波动性；收益仅考虑发电销售收入，并且放出的电力全部以市场价售出。

2. 模型与数据

2.1　分析模型

生命周期成本（life cycle cost，LCC）可以覆盖产品整个生命周期所有相关成本因素，基于LCC提出的平准化度电成本（levelized cost of energy，LCOE）是国际上评估发电技术成本的通用方法：

(1)

式中，COSTtotal为发电系统全生命周期总成本现值，元；Etotal为发电系统全生命周期发电量现值，kWh。储能系统涉及的电量包括充、放两个过程，二者之间存在的差值为系统损耗，与系统效率有关。如果将储能系统看作一个发电系统，储能系统的放电量可等同于发电系统的发电量。依此思想，参考式（1），得到氢储能系统的LCOES：

(2)

式中，EStotal为氢储能系统全生命周期总放电量的现值，kWh。

氢储能系统的COSTtotal需考虑其全生命周期内的所有成本要素，可分为初始投资、运行成本、税费、资产残值四部分，如式（3）所示。其中，充电成本、设备更换成本均在运行成本中体现。

(3)

式中，Iin为系统初始投资，元；t为系统运行年份，t=1、2、3……；Top为系统运行时间，年；Cop,t为系统第t期运行成本，元；i为折现率；TAXt为系统第t期税费，元；Vr为系统固定资产预计残值率。Cop,t考虑电力、水损耗以及运维费用、设备替换费用，计算方法如下：

(4)

式中，Qe,t和Pe分别为第t期耗电量和单价，kWh和元/kWh；Qw,t和Pw分别为制氢系统第t期耗水量和单价，t和元/t；Qcool,t和Pcool分别为冷却系统第t期耗水量和单价，t和元/t；Com,t为系统第t期运维费用，元；Cre,t为第t期设备更换费用，元。储氢系统消耗的电量仅考虑压缩环节，由此得到：

(5)

式中，QH,t为制氢系统第t期耗电量，kWh；Qcom,t为压缩环节第t期耗电量，kWh。TAXt仅考虑售电所得税，不考虑可能受到的优惠政策，计算方法如式（6）所示。

(6)

式中，Rint为所得税税率；ESt为系统第t期放电量，kWh；Pt为售电价格，元/kWh；dt为固定资产折旧费，通过直线法（平均年限法）计算：

(7)

EStotal通过式（8）计算得到：

(8)

2.2　分析数据

本文分析数据来自参考文献与市场调研结果，优先选取时间较近的国内数据。

初始投资相关参数见表2。PEM电解槽系统的价格与其规模有关，本文研究对象的设备规模为25 MW/5000m³/h，根据文献[17]的统计结果，其单价取6000元/kW。PEM电解槽系统还需配置25MW制氢电源，成本取800万元/套。根据质量守恒，5000m³/h制氢量需消耗4.02t/h纯水，因此按照5 t/h能力来配置纯水制取设备，成本取100万元/套。

表2丨初始投资相关参数

根据市场调研结果，5000m³/h纯化装置单价取300万元/套。2MPa缓冲罐按照6个50m³容积罐配置，单价取10万元/个。压缩机按照10台500m³/h规格设备来配置，单价取300万元/台。根据市场调研结果，200m³容积的20 MPa储氢罐价格取1500万元/个。

本系统的PEMFC燃料电池系统规模较大（12.5MW），其单价按4500元/kW取值。

根据市场调研结果，3000t/h的机力冷却塔系统价格取1000万元/套。土建、安装及其他费用按照设备投资的30%计。

受质子交换膜降解等因素影响，电解槽制氢效率随运行时间增加将呈现持续衰减趋势，因此制氢电耗按照在全生命周期内递增20%考虑。由于电解槽老化程度在短时间内差异较小，将1年内的中点值近似作为该年的制氢效率。PEM电解槽系统初始电耗取4.5kWh/m3，即50.4kWh/kg，历年电耗如图2所示。考虑部分损耗后，制氢水耗取10kg/kg。PEM电解槽系统按照运行10年后进行更换一次考虑。电价和水价分别取0.25元/kWh和7.00元/t。

图2丨制氢系统全生命周期内制氢电耗

储氢系统的膜式压缩机效率取70%，氢气增压能耗取1.13kWh/kg。

机力冷却塔系统循环水因排污、蒸发等原因会产生一定损耗，补水量参考实际制氢工程取2.6%，即78t/h。补水采用中水，水价取1.5元/t。6台110kW水泵按照额定功率运行，总功率660kW。

整个系统每年的运行维护费用按设备初始投资的2%计。

PEMFC燃料电池目前实际效率在40%～60%之间，本文将燃料电池系统首年系统效率按50%计。燃料电池系统运行寿命取4年，并参考制氢系统，在其全生命周期内考虑效率递减20%。

随着技术的发展以及受规模效应等影响，水电解制氢设备和燃料电池设备价格下降空间较大。至2030年，水电解制氢设备价格将下降约70%，燃料电池设备价格有望降至500元/kW。2030年以后，受原料等影响，设备价格下降速度减缓。本文在分析运行期设备更换成本时，考虑设备的降价空间，具体方法为：以2023年价格为基准，在2023年到2030年之间设备价格呈直线下降，2030年以后不再考虑降价。

所得税税率参照企业所得税取25%。系统设计寿命按20年计，固定资产预计残值率取初始投资的5%。

参照贷款市场5年期以上报价利率（LPR），折现率按4.2%计。

3. 结果分析

3.1　成本构成及LCOES分析

氢储能系统的初始投资为35600.50万元，折合1.42万元/kW，各部分构成比例如图3所示。由图可看出，制氢系统占比最高，达到44.66%；其次是土建、安装等其他费用，为23.08%；发电系统和储氢系统依次排第三、第四。

图3丨初始投资构成

系统每年运行时间按350天计，计算得到历年的运行成本（不包括设备更换）如图4所示。由图4可看出，制氢成本随电耗的增加而逐年增加，在第11年因系统更换又回到首年水平，而历年储氢、冷却、运维成本基本不变。在全生命周期内，总运行成本为40501.28万元，平均每年2025.06万元，各部分构成如图5所示。由图5可知，占比最高的是制氢成本，达到42.99%；其次是运维成本，为27.05%；第三是设备更换成本，为23.24%。

图4丨历年运行成本（不包括设备更换）

图5丨运行成本构成

基于上述数据，计算得到系统LCOES为4.758元/kWh。

3.2　敏感性分析

图6给出了电价与LCOES的关系。由图6可看出，电价每下降0.1元/kWh，LCOES减少0.389元/kWh，降幅8.18%。当电价由0.25元/kWh减至0.05元/kWh时，LCOES由4.758元/kWh降至3.980元/kWh，降幅约16.36%。可见，电价对氢储能成本有一定影响，但其程度小于对水电解制氢成本的影响，这主要与制氢成本（以用电成本为主）在氢储能系统运行成本中的比重有关（图5）。

图6丨电价与LCOES的关系

制氢效率和发电效率对LCOES均有影响，其影响程度如图7所示。由图7可知，当发电效率不变时，制氢效率每提升10%，LCOES平均下降0.061～0.097元/kWh，降幅1.28%～2.04%。相对而言，发电效率对LCOES的影响较为明显，每提升10%，LCOES平均下降0.565～0.595元/kWh，降幅11.88%～12.50%，并且发电效率越低，其影响越明显。因此，虽然提升发电效率难度较大，但对氢储能的经济性非常重要。

图7丨制氢、发电效率与LCOES的关系

由图3可知，制氢系统和发电系统设备成本占氢储能系统投资成本的比重较高。图8给出设备价格下降对LCOES的影响。由图8可知，制氢系统价格每降10%，LCOES下降0.205元/kWh，降幅4.32%；发电系统价格每降10%，LCOES下降0.083元/kWh，降幅1.74%；二者同时下降10%，LCOES下降0.288元/kWh，降幅6.06%。由此可见，设备价格对氢储能经济性颇为关键，应予以密切关注。

图8丨设备价格下降对LCOES的影响

本氢储能系统是基于4h时长设计的。在制氢系统和发电系统配置不变的前提下，通过调整储氢系统配置达到调整储能时长的目的，得到储能时长与LCOES的关系如图9所示。由图可看出，LCOES随着储能时长的增加而降低，当储能时长由4h增至12h时，LCOES将由4.758元/kWh减至2.655元/kWh。同时还可看出，LCOES下降的速度不断减慢。当储能时长在4～8h范围时，时长每增加1h则LCOES平均下降0.394元/kWh；当储能时长在8～12h范围时，时长每增加1h，LCOES平均下降0.131元/kWh。可见，储能时长对LCOES的影响较明显，是提高氢储能经济性的关键之一，尤其是在时长较短时。

图9丨储能时长与LCOES的关系

3.3　讨论

（1）不同类型电解槽系统的影响在各类水电解制氢技术中，碱性水电解是当前成熟度最高的路线，单位成本也相对较低。在可完全适应电源波动性的假设前提下，对制氢系统采用碱性电解槽的边界条件进行分析。碱性电解槽系统价格取1850元/kW，初始电耗取5.0kWh/m³，运行寿命取20年，并考虑制氢期间KOH的损耗，损耗量与价格分别按1.9g/kg和8.00元/kg计。其他参数与原制氢系统一致。

基于以上参数，分析得到采用碱性电解槽系统的LCOES为3.330元/kWh，比采用PEM电解槽系统的LCOES低1.428元/kWh。这主要受益于碱性电解槽系统的成本优势。但是实际上碱性电解槽系统在电源波动性的适应性方面明显弱于PEM电解槽系统，因此在选择电解槽类型时应综合考虑经济性和各项约束条件。

（2）未来场景的LCOES水平刘阳等对规模化电化学储能LCOES（未考虑土建、安装成本）进行了分析，结果表明锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池、全钒液流电池储能LCOES在0.6～1.2元/kWh（2～5h时长），并且随着储能时长的增加LCOES呈现先减小后增大的趋势，拐点位于4h，详见图10。对比文献[9]的输入参数可知，电化学储能相对氢储能的经济优势主要在于设备成本和效率。

图10丨未来场景下氢储能时长与LCOES的关系

氢储能“电-氢-电”过程涉及2次能量转换，其效率在现有的技术框架内难以形成绝对竞争力。随着技术发展，PEM水电解制氢设备和燃料电池设备价格下降空间较大，效率也有一定提升空间。本文根据相关文献数据，假设了未来场景（边界参数见表3），进而计算得到LCOES如图10所示。需要说明的是，图10暂未考虑设备寿命延长的影响，实际的LCOES可能更低。由图10可知，在该场景下，在较短时长范围内电化学储能的成本优势明显，而氢储能的经济性随着时长增加将逐渐接近于当前电化学储能水平。虽然未来电化学储能的成本也可能进一步下降，但是技术原理决定其优势领域在小时级储能。而氢储能不但在长时储能领域表现出经济性，并且其在能量储存损耗、可转化形式等方面的优势与长周期尺度（例如周、季、年）储能需求的匹配度较高。可见，未来随着技术的发展，氢储能有望成为长时、长周期储能领域具有竞争力的技术路线。在近期，可以考虑将氢气直接应用或者转化为化学衍生物应用的方案，也可与电化学储能联合应用，以提高系统经济性。

表3丨未来场景相关边界参数

4. 结论

基于建立的氢储能LCOES模型，对25MW规模的氢储能电站系统进行了定量分析，并预测了未来场景下的LCOES水平，主要结论如下：

（1）氢储能系统LCOES为4.758元/kWh。初始投资中制氢系统占比最高，达到44.66%。运行成本中制氢成本最高，达42.99%。

（2）电价对氢储能成本有一定影响，电价每下降0.1元/kWh，LCOES降幅8.18%。但是该影响程度明显小于电价对水电解制氢成本的影响。

（3）当发电效率不变时，制氢效率每提升10%，LCOES平均降幅1.28%～2.04%。而发电效率每提升10%，LCOES平均降幅11.88%～12.50%。可见，虽然提升发电效率难度较大，但对氢储能的经济性非常重要。制氢系统和发电系统价格同时下降10%时，LCOES的降幅为6.06%，应对设备价格予以密切关注。

（4）储能时长对系统LCOES的影响较大，尤其是在储能时长较短时。当储能时长在4～8h范围时，时长每增加1h，LCOES平均下降0.394元/kWh；当储能时长在8～12h范围时，时长每增加1h，LCOES平均下降0.131元/kWh。

（5）受益于碱性电解槽系统的成本优势，采用碱性电解槽系统的氢储能LCOES比采用PEM电解槽系统的低1.428元/kWh。但是考虑到碱性电解槽系统在电源波动性的适应性方面明显弱于PEM电解槽系统，在选择电解槽类型时应综合考虑经济性和各项约束条件。未来随着技术发展，PEM水电解制氢设备和燃料电池设备价格具有较大的下降空间，效率也有一定提升空间，在该场景下氢储能的经济性随着时长增加将逐渐接近于当前电化学储能水平。未来氢储能有望成为长时、长周期储能领域具有竞争力的技术路线。

-END-

来源：氢能联盟CHA

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