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进群|“氢能交流群”“储能交流群”“碳中和交流群” “天然气交流群”
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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:
▼
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
2. 模型与数据
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
3. 结果分析
4. 结论
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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
2. 模型与数据
(1)
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3. 结果分析
4. 结论