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。

关键词：氢储能；电-氢-电；规模化；平准化储能成本；经济性分析

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。

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。

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。

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：

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：

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。

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：

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；Co&m,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：

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。

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：

EStotal通过式（8）计算得到：

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。

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。

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。