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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。
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%。
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）。
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。
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。
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。
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。
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。
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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。
来源：氢能联盟CHA
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