彭志良

（甘肅省工業(yè)經濟和信息化研究院，甘肅 蘭州，730000）

根據1981年8月聯合國新能源和可再生能源會議的定義，新能源包括太陽輻射能、水力發(fā)電、風能、生物質能、薪柴、木炭、畜力、海洋熱能、波浪力能、潮汐能、泥炭、油母頁巖和重質油砂共14種。新能源從應用和開發(fā)的廣泛程度來看主要包括太陽輻射能、生物質能、風能、地熱能等。新能源發(fā)電也就是利用現有的技術，對上述新型能源加以利用實現發(fā)電的過程。通常情況下新能源發(fā)電主要是指風能發(fā)電和太陽輻射能光伏發(fā)電、光熱發(fā)電等。隨著社會能源消費和轉型的不斷推進，可再生清潔能源成為主體能源已是發(fā)展趨勢。2020年，歐盟新能源發(fā)電量占比達38.8%，德國、丹麥新能源發(fā)電量占比分別達49.3%和61.6%，美國達20.3%，西班牙達25.8%，中國達8.6%，均高于全球平均水平。相關研究表明，到2050年，全球75%以上的發(fā)電用能來自可再生清潔能源，其中以風光為代表的新能源發(fā)電將成為第一大電源，發(fā)電量占比將達40%以上。

甘肅省屬于西部內陸省份，面積42.58萬 km，排名全國第七，山地和丘陵面積占總面積的78.20% ，可利用面積相對較少，但以風能和太陽輻射能為代表的新能源資源較豐富。甘肅省人口2 501.98萬，工業(yè)整體發(fā)展極不均衡，人均GDP較全國平均水平還有一定差距。2009年全省開始進行風能和太陽輻射能等新能源發(fā)電的開發(fā)和建設，建設規(guī)模逐年增加，但利用率不高，從棄風棄光嚴重到電力資源向外省輸送，電力資源的利用還處在初級階段。本文將甘肅省電力資源的利用狀況和氫能的發(fā)展相結合，對全省電力資源的深層次利用即轉化為氫能的可行性進行研究探討，以期為全省工業(yè)的發(fā)展提供一定的參考作用。

1 新能源發(fā)電特性

1.1 風力發(fā)電的特性

單臺風機運行的理論最大效率為59.3%，實際效率會更低一些。對于風電場而言，由于受空氣密度、尾流、場用電和線損、風力發(fā)電機組利用率、氣候等因素的影響，風電場上網電力約為風電場理論電量的65.0%～70.0%。風電出力的變化率大不僅表現在其日處理特性上，而且表現在其季節(jié)特性上。風電運行特點為：①隨機性、間歇性；②與電網負荷相比呈明顯的反調節(jié)性；③受天氣和氣象因素影響較大；④年利用小時數較低，平均在2 000 h左右；⑤電功率調節(jié)能力較差，只能提供系統(tǒng)故障下的有限功率調節(jié)。風機功率特性決定了風機出力隨風力變化而變化，機組本身的運行特性和風資源的不確定性使得風電機組具有其獨特的運行特性。某日風力變化如圖1所示。

圖1 某日風力變化Fig. 1 Changes of wind speed in a certain day

1.2 光伏發(fā)電的特性

光伏發(fā)電出力最為典型的是其季節(jié)特性、每日特性和天氣特性。地球公轉導致各季節(jié)太陽起落時間、輻照強度發(fā)生變化，從而導致光伏發(fā)電量發(fā)生變化。光伏發(fā)電年利用小時數偏低，一般在1 000～1 500 h左右。光伏發(fā)電的季節(jié)特性主要表現為不同月份間光伏發(fā)電量存在較大差異，光伏發(fā)電的每日特性主要表現在上午光伏出力隨時間推移增加，下午光伏出力隨時間推移下降。光伏發(fā)電的天氣特性是太陽輻照強度和溫度易受天氣變化影響，從而影響到光伏發(fā)電量。某日太陽輻射量變化如圖2所示。

圖2 某日太陽輻射量變化Fig. 2 Changes of solar radiation in a certain day

光伏功率的波動是光伏系統(tǒng)并網導致電量不穩(wěn)的根源。新能源發(fā)電的季節(jié)特性和每日特性要求在并網使用時必須進行調峰調頻后才能進行使用，否則會出現用電高峰期沒電可用，用電低谷期大量電量涌入但無法使用，造成巨大浪費甚至對電網造成沖擊損害的情況。

2 甘肅省新能源發(fā)電

2.1 基本情況

2.1.1

甘肅省風能和太陽輻射能資源十分豐富，風能和太陽輻射能資源量分別為2.37億kW和70.45萬億kW，分別位居全國第5位和全國第2位。其中可開發(fā)利用的風能資源量為4 000～8 200萬kW，可開發(fā)利用的太陽輻射能資源量如果按資源總量的1%計算可達7 000億kW。如果在資源豐富地區(qū)太陽輻射能資源量的1%得到開發(fā)，折算裝機容量約達1.2億kW，按額定功率年均運行1 000 h，產生的發(fā)電量則相當于1.5個三峽電站的發(fā)電量。甘肅省各地太陽能輻射量如圖3所示。

圖3 甘肅省各地太陽能輻射量［12］Fig. 3 Solar radiation in Gansu Province

2.1.2

甘肅省新能源發(fā)電建設始于2009年，規(guī)劃到2020年風電裝機容量1 400萬kW，光伏發(fā)電裝機容量990萬kW。實際到2020年12月，風電裝機容量完成1 373.19萬kW，光伏發(fā)電裝機容量完成981.55萬kW，新能源發(fā)電合計裝機容量2 354.74萬kW，占全省電力總裝機容量的41.89%。2020年甘肅省各類型電力裝機容量和發(fā)電量組成如表1所示。2020年，甘肅省電力裝機容量為5 620.42萬kW，同比增長6.73%；發(fā)電量為1 787.43億kW·h，同比增長7.91%；利用小時數3 490 h，同比增長5.06%。

表1 2020年度甘肅各類型電力裝機容量和發(fā)電量組成Tab. 1 Installed capacity of electricity and power generation composition of Gansu Province in 2020

2.2 發(fā)電成本

2.2.1

風電發(fā)電成本的構成因素較多，主要體現在：①發(fā)電量和建設成本的影響最大，壽命期次之，運行成本影響最??；②發(fā)電量和壽命期越大，單位成本越低，初始投資、運行成本越小，單位成本越低。

風電單位發(fā)電成本

式中：為單位發(fā)電成本，元·（kW·h）；為項目初始投資，元；為折算等年值系數因子；為年經營成本元；為年維修費用，元；為年發(fā)電量，kW·h。

根據省內風電建設的有關資料，風電單位建設成本 6 500～8 500 元·（kW·h）。按照風電年運行1 900～2 200 h，項目壽命期 20 ～25 a，年經營成本為建設成本的 0.5%～1.0% ，年維護費用為建設成本的1.0%～ 2.0%，計算得到的風電度成本如表2所示。

表2 風電度電成本Tab. 2 Cost range per kilowatt of wind power

2.2.2

綜合甘肅省現有光電項目的調研數據發(fā)現，受益于各種新技術的應用推廣，光伏系統(tǒng)投資不斷降低，2020年達到4.0元·W，部分地區(qū)光電項目投資可低至3.5～3.6元·W的水平。預計2021年光伏發(fā)電成本可低至3.0元·W。

光電單位發(fā)電成本

式中：為光伏發(fā)電成本，元·（kW·h）；為電池板成本，元；為安裝費用，元；為配套費用，元；為人工費用，元。

按照光伏發(fā)電年等效滿負荷光伏發(fā)電1 150～1 450 h，項目壽命期 25 a，光電單位建設成本3.5～5.5元·W，年經營成本為建設成本的0.5%～1.0% ，年維護費用為建設成本的1.0%～2.0% ，計算得到的光電度電成本如表3所示。

表3 光電度電成本Tab. 3 Cost range per kilowatt of photovoltaic power

2.3 運行情況

甘肅省電網新能源裝機容量逐年增大，相較于國內用電大省，省內用電基數小，全省用電量占發(fā)電量的68.0%～85.0%，新能源發(fā)電占全省用電量的10.5%～16.9%。這已經成為制約新能源發(fā)電發(fā)展的瓶頸，新能源發(fā)電的棄風棄光率常年居高不下。為此，國網甘肅電力通過加快電網建設、開展電力市場交易等多項舉措，擴大甘肅外送電量，推動新能源消納水平持續(xù)向好。目前，國網甘肅電力以常規(guī)能源與新能源打捆的方式將富余的電量外送至國網與南網經營區(qū)21個?。ㄊ?、區(qū)），擴大了新能源消納空間。

2.3.1

2017年6月甘肅省酒泉-湖南特高壓直流工程完工投產，實現了甘肅與陜西、青海、寧夏、新疆、四川電網通過750 kV線路聯網運行的多省互濟、大規(guī)模泛在互聯。2020年9月23日，西北地區(qū)首個百萬kW級調峰火電工程（甘肅電投常樂電廠1號機組）投產，提高了電網的輸電效率。酒泉-湖南特高壓實現了500萬kW大負荷輸運，日均輸電量突破1億 kW·h。甘肅新能源棄風率從2016年43.2%降到2019年7.6%，棄光率從2016年30.5%下降到2019年4.3%。截至2020年，新能源利用率達95.28%?！笆濉逼陂g，甘肅省外送電量以每年近百億的增速持續(xù)提升，國網甘肅電力外送電量達1 625.66億kW·h，其中新能源電量610.85億 kW·h。“十三五”省甘肅外送電量如圖4所示。

圖4 “十三五”甘肅省外送電量Fig. 4 Outgoing electricity of Gansu Province in the 13th Five-Year Plan period

2.3.2

甘肅省為解決中長期跨省外送電交易中購電省購電價格較低，火電成本和電煤價格倒掛，新能源無調峰支撐的現狀，采取火電和新能源打捆外送的方式，既保證了火電企業(yè)的燃料成本，又滿足了新能源的調峰需要，提高了甘肅省外送電規(guī)模和新能源消納水平。甘電外送價格變動如表4所示。

表4 甘電外送綜合價格變動Tab. 4 Changes of comprehensive price of Gansu outgoing electricity

新能源和火電打捆機制

式中：為外送電綜合價格，元·（kW·h）；為火電外送電價，元·（kW·h）；為新能源外送電價，元·（kW·h）；為火電占比；為新能源占比。

火電、新能源拆分基礎價格分別為250、80元·（MW·h）。

甘肅省也在積極開展新能源發(fā)電企業(yè)替代自備電廠的發(fā)電交易，如蘭鋁、金川集團、玉門石油等企業(yè)自備電廠與新能源企業(yè)開展發(fā)電權置換交易，發(fā)電權置換交易價格為0.06～0.08元·(kW·h)，中長期交易價格如表5所示。甘肅省跨省跨區(qū)外送電量交易的綜合價格為0.19～0.32元·(kW·h)，火電價格為0.25～0.37元·(kW·h)，新能源電價 為0.07～0.15元·(kW·h)，遠 低 于 本 省0.308元·(kW·h)的脫硫煤標桿電價。

表5 三?。ㄗ灾螀^(qū)）電力2018年中長期交易價格對比Tab. 5 Comparison of medium- and long-term power trade price of three provinces in 2018

3 氫 能

3.1 氫能的應用

氫能和電能一樣都屬于二次能源，它是利用其他能源制取的。自然界中蘊藏的氫能總量是所有化石能源總量的9 000倍。太陽輻射能和風能作為可再生能源，從本質上降低了獲取氫能的成本，使氫能的廣泛應用成為可能。

隨著全球溫室效應的加劇，發(fā)展低碳能源已經成為時代重任。近年來，“碳達峰”和“碳中和”成為關注的熱點。為應對氣候變化，2020年我國在聯合國大會上明確提出，中國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。中國在探索應用低碳能源方面已經走在全球前列。氫能源作為清潔低碳能源，受到國家的關注和支持。自2020年以來，國家相關部門加速推出氫能源發(fā)展政策。2020年年初，國家發(fā)改委、司法部等部門發(fā)布的《關于加快建立綠色生產和消費法規(guī)政策體系的意見》指出，2021年將要完成氫能、海洋能等新能源發(fā)展標準規(guī)范和支持政策的制定。2020年4月，國家能源局發(fā)布的《中華人民共和國能源法（征求意見稿）》，將氫能列為能源范疇。2020年6月，氫能的發(fā)展被寫入《2020年國民經濟和社會發(fā)展計劃》和《2020年能源工作指導意見》。2020年9月，五部委聯合發(fā)布的《關于開展燃料電池汽車示范應用的通知》明確提出，努力探索發(fā)展綠氫并降低車用氫能成本是氫能汽車發(fā)展的必要條件。2021年1月頒布的《西部地區(qū)鼓勵類產業(yè)目錄（2020年本）》將氫能產業(yè)列為支持類。2021年2月和3月相繼頒布的《加快建立健全綠色低碳循環(huán)發(fā)展經濟體系的指導意見》和《中華人民共和國國民經濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃及2035年遠景目標綱要》氫能產業(yè)的發(fā)展均位列其中。

氫能在汽車領域主要是通過氫燃料電池和燃氫發(fā)動機來實現。研究表明氫燃料電池的產能效率是內燃機的4倍以上。歐盟將燃氫發(fā)動機技術作為未來技術進行開發(fā)和儲備。目前氫燃料電池在壽命、可靠性、使用性能上完全達到車輛使用要求，中國已初步掌握了相關核心技術，基本建立了具有自主知識產權的燃料電池汽車動力系統(tǒng)技術平臺。目前，我國已建成正式運營的加氫站共有23座，其中11座固定站、10座撬裝站、2座廠內站。加氫規(guī)模500 kg以上的9座。現階段氫氣需求量小，投資成本高。氫能全產業(yè)鏈生產技術的自主知識產權建設，是發(fā)展氫能產業(yè)的必由之路。

3.2 氫能制取

3.2.1

目前已知的制氫技術及工藝繁多，按照所用原料的不同可以分為7類：光解水、燃氣重整、油類加工、生物質能、電解水、煤氣化、醇類水解等。這些制氫工藝在環(huán)保、氫氣純度、能量轉化效率、成本等方面各有優(yōu)勢，但在當前技術經濟環(huán)境下得到大規(guī)模工業(yè)化應用的主要有天然氣制氫、煤制氫、工業(yè)副產氫、甲醇裂解制氫以及電解水制氫等5種。中國煤炭資源豐富，煤炭開采及加工工業(yè)發(fā)達，因此煤氣化制氫及焦爐氣制氫工藝采用較多。全球范圍內，天然氣制氫占48%；其次是醇類裂解制氫占30%；焦爐煤氣占8%；電解水制氫占4%。主要制氫方式成本對比如表6所示。

表6 主要制氫方式成本對比Tab. 6 Comparison of cost among main hydrogen production methods

3.2.2

電解水制氫系統(tǒng)的特點是結構簡單，能量轉換效率較高(60%～80%)。目前主要有采用電解質KOH水溶液的堿水電解、采用氟樹脂系離子交換膜為電解質的固體高分子型水電解、采用氧化釔穩(wěn)定化氧化鋯等固體氧化物為電解質的高溫水蒸氣電解等技術類型。堿水電解的電解裝置從小型電解設備到30 000 m的大規(guī)模制氫用裝置技術都比較成熟。固體高分子型電解水制氫技術還不能實現規(guī)?；瘧?。高溫水蒸氣電解技術主要應用技術尚不成熟，處于實驗階段。電解水類型比較如表7所示。

表7 電解水類型比較Tab. 7 Comparison of water electrolysis methods

為了提高電解水制氫的速率，各國科研人員展開了廣泛的制氫催化劑研究，主要有鉑催化劑、鉑鍍銅催化劑、釕基催化劑、鎳鈷磷三元催化劑等。固體氧化物方面已制成氧化釤和氧化鈰的顆?；旌衔镅b置，從而極大地提高了制氫效率。同時，各國在光解水制氫方面也進行了許多有益的探索。國內技術成熟的電解水設備制造企業(yè)主要有天津大陸和蘇州競立等。

3.2.3

風光互補儲能制氫系統(tǒng)主要由風力發(fā)電機組、太陽能光伏電池組、控制器、儲能裝置、逆變器、電解槽等部分組成。來自光伏電池組和風力發(fā)電機組的直流電源通過控制器將電能儲存到儲能裝置中，再由逆變器轉換成穩(wěn)定電流，用于電解水制氫。

風光互補儲能制氫系統(tǒng)是一套高效利用風力發(fā)電和光伏發(fā)電的能量轉換系統(tǒng)，利用儲能裝置電解水制氫提高了制氫效率。該裝置技術成熟，可實現規(guī)?；瘧?。風光互補制氫的能源轉換效率和普通電解水制氫相當，為55.0%～75.0%；目前產量上尚無法和化石燃料制氫相比，只占化石燃料制氫的0.01%～0.05%。在電解制氫實際生產過程中可以得到用電價格和氫氣成本的對應關系，結果如表8所示。

表8 氫氣成本和用電價格Tab. 8 Relationship between hydrogen cost and electricity price

4 燃油車輛和燃氫車輛燃料消耗成本情況比較

當前新能源制氫的成本約為19.65～19.87元·kg［電價為0.30元·(kW·h)］，加上百公里運輸成本10元·kg，加氫站設備折舊、運營費用等成本12元·kg，在7元·kg國家補貼情況下，對于站外供氫加氫站而言，綠氫零售價初步達到35元·kg。汽油價格按照2020年8月市場銷售價格6.89元·L計算，約合9.29元·kg。根據相關公開資料公布的燃油和燃氫車輛的技術參數取其典型和代表性數據計算得出的燃油和燃氫車輛燃料消耗成本情況，可以看到燃油和燃氫車輛兩者的燃料使用消耗和成本情況比較，結果如表9所示。

從表9中可以看出，電價為0.30元·(kW·h)生產的氫能，在有國家補貼的情況下，除燃氫重卡成本尚高于燃油重卡，有待新的技術解決方案外，在家用車輛和客運車輛上燃氫車輛已經具備了和燃油車輛的競爭能力。焦爐煤氣副產氫、煤制氫和天然氣重整制氫需要對CO/CO進行捕集、利用和封存（CCS/CCUS）。因此，焦爐煤氣副產氫、煤制氫和天然氣重整制氫的成本比預想的要高，實際制取成本或將超過20元·kg，電價為0.30元·(kW·h)的新能源制氫與其相比已具備優(yōu)勢。氯堿化工副產氫純度高，制取成本低，成本在10～15元·kg，加上現有的運輸成本和運營成本，換算的氫零售價在32～37元·kg之間，即使在沒有國家補貼的情況下，也完全具備了和汽油的競爭優(yōu)勢。從表8中可以看到，電解氫要達到和氯堿化工副產氫成本相當其用電價格在0.22元·（kW·h）。隨著未來技術的進步和各環(huán)節(jié)成本的降低新能源制氫產業(yè)必將得到全面的發(fā)展和應用。

表9 燃油車輛和燃氫車輛使用消耗和成本比較Tab. 9 Comparison of consumption and cost between fuel vehicles and hydrogen vehicles

5 結 論

甘肅省風能和太陽能可開發(fā)利用的資源十分豐富，如果全省僅太陽輻射能豐富地區(qū)資源量的1%得到開發(fā)利用，折算裝機容量約達1.2億kW，按額定功率年均運行1 000 h則相當于1 200億 kW·h發(fā)電量。按5 kW·h電可轉化1 m氫氣計算，總共可轉化為214.3萬t高純度氫氣。再按1輛氫燃料電池汽車耗氫量1～1.25 kg·（100 km），每天行駛100 km計算，214.3萬t氫氣可供469.9～587.1萬輛汽車使用。2020年全省民用汽車保有量為392.7萬輛，可以完全滿足全省的需要還有較大的余量，發(fā)展前景廣闊。

從表8中可以看出，當用電價格達0.22元·（kW·h）時，制出的氫氣成本已經可以和氯堿工業(yè)副產氫成本相當，即使在沒有國家補貼的情況下，也完全具備了和汽油的競爭優(yōu)勢。從近年來甘肅省新能源發(fā)電打捆外送銷售和發(fā)電權置換交易以及2021年6月11日國家發(fā)改委新能源電價新政規(guī)定新能源發(fā)電當地上網電價為當地燃煤電力上網電價來看，甘肅省新能源發(fā)電實際銷售價格在0.06～0.308元·（kW·h），已經具備了發(fā)展氫能產業(yè)的得天獨厚的條件。

綜合計算電能在轉化為氫能后增值10%～20%，電解水工廠建設、燃氫汽車的整車生產、氫能儲運裝置生產、加氫站建設等方面因素，產業(yè)鏈條鋪開以后每年將拉動GDP以千億為單位進行增長。如果再考慮到碳排放的減少帶來的環(huán)境效益，即每輛車按照每年行駛10 000 km排放1.6～2.3 t CO計算，全省車輛減排的CO將達到千萬t，這對全省實現碳達峰和碳中和目標具有重要意義。如果能夠同時在燃料電池汽車制造、氫氣儲運設備制造、加氫站設備制造等方面進行技術開發(fā)和儲備進而最終實現擁有自主知識產權的氫能產業(yè)鏈的全方位穩(wěn)定發(fā)展，必將對全省大幅減少和全面取代化石能源的使用、碳排放的降低、機械裝備制造技術進步、GDP的增長等方面帶來革命性變革。