Research on Economy of Hydrogen Energy Storage for Nuclear Power Peak Shaving

根据中国核能协会公布的信息，2019年全国在运核电机组数量为47台核电机组，累计发电量348.131 TWh，累计上网电量326.324 TWh，平均利用小时数为7 346.22 h，以带基荷运行为主，一般不参与调峰。

目前我国在运的核电机组主要有M310、CPR1000、EPR、AP1000四类。上述四种堆型对应的调峰模式及调峰能力如表1所示。其中，M310和CRP1000型机组，反应堆在80%运行寿命内的功率变化为“12-3-6-3”模式，即负荷高峰时段满负荷出力12 h，随后3 h降低负荷，在低功率平台运行6 h后，再用3 h增加到满出力水平，其运行模式如图1所示。

Figure 1.  Schematic diagram of “12-3-6-3” adjustment mode

相比之下，EPR及AP1000堆型的日负荷曲线跟踪能力比较强大，在90%寿命长度内可以进行“10-2-10-2”模式的日负荷循环，即在10 h满功率运行后，在2 h内将输出功率降低到50%，运行10 h后，通过2 h将功率线性提高到满功率水平。这两种反应堆型在机组出力25%以上即可长期低功率模式运行，不受运行周期和运行水平约束。

出于安全及经济性考虑，一般情况下我国的核电机组尽可能保持额定功率运行，在春节、国庆或台风等极端天气特殊时段可以在保障机组安全运行的前提下降低出力（通常为额定出力的70%～80%）适当调峰。

负荷因子是一座核电站实际发电量与额定发电量的比值，通过以下公式计算：

根据公式可知，随着核电参与调峰深度的增加，核电机组的实际年利用小时数会降低，导致核电厂负荷因子降低。由于核燃料的更换周期较为固定（一般为12个月或18个月），参与调峰会明显降低核燃料的使用效率。因此在现有制度下，核电参与深度调峰会降低经济性与市场竞争力。

国际上核电机组同样以基荷运行为主，对于核电装机比例较大的国家，如法国（核电装机比例超过50%），其电力系统中缺乏调节资源，因此需要核电机组频繁参与调峰工作。而对于韩国、日本、美国等调峰电源相对较多的国家，核电机组则以基荷运行为主，由抽水蓄能、气电等承担调峰任务，提高核电利用率。核电机组通过负荷调节参与调峰会增加机组控制难度，提高人为操作失误概率，导致设备可靠性降低，造成法国核电机组的年均非计划停堆小时数要明显高于韩国、日本、美国。

基于历史运行情况，若电力系统需要进行调峰，应首先考虑火电、气电、水电（包括抽水蓄能）等，相比之下，核电应作为短时阶段调峰的补充资源而非常规手段。

在我国提出“30年碳达峰，60年碳中和”的目标下，以风电、光伏、核电为代表的低碳、可再生清洁能源迎来快速发展。风电、光伏已经迎来平价上网时代，且仍将保持快速增长态势。我国的电力系统以煤电为主，而煤电作为高能耗、高排放发电技术，其在电力系统占比逐步降低已经成为必然趋势。2020年，我国煤炭装机占比49%，首次降至50%以下。风电、光伏装机比例共计24%，发电量占比首次超过10%。随着“碳中和”目标被提上日程，火电、气电等化石能源发电占比将被进一步压缩，而抽水蓄能建设又受到选址限制，系统对于调节资源需求将会提高。通过对富余核电合理利用（如制备氢气），能够提高核燃料利用效率、保证核电机组利用小时数、提高整体经济性，还可以作为调节资源稳定电网，保证电网的安全稳定运行^［8-9］。

储能是一系列电能储存和利用手段的总称，能够在高比例可再生能源电力系统中作为优质的调节资源提高系统灵活性，促进可再生能源消纳，保障电网安全稳定运行。为了尽可能避免核电直接参与调峰，使核电机组满发运行，可以考虑为核电配置储能系统，提高整体调节能力。目前有望用于核电调峰的储能技术路线主要包括抽水蓄能、电化学储能等，其技术特点对比如表2所示。飞轮、超级电容储能等功率型储能，由于能量密度较低，不适合用于调峰场景，不在本文讨论。

在适用于大规模核电调峰的储能技术路线中，抽水蓄能的技术储备最为成熟且已经完全实现商业化，具有响应迅速、容量高等优势，从技术特点看是最适宜用于核电调峰的技术路线。但抽水蓄能电站的建设受地理条件的严格限制，建设周期长，且运营方式为电网直调，属于电网资产，在现有机制下实现“核蓄联营”的难度较大。

电化学储能是近年来发展最快、应用领域范围最广的储能技术，具有毫秒级快速响应能力，建设周期短、配置灵活性高，非常适合用于系统灵活性的升级改造。随着电力系统改革的深入，电化学储能近几年在调频、调峰、促进可再生能源并网、用户侧高质量供电等领域得到广泛应用。但由于目前最普及的电化学储能技术路线锂离子电池是有机体系，具有起火和爆炸风险，大规模电化学储能电站面临较高的安全隐患问题。因此目前以锂离子电池为代表的电化学储能单项目装机容量通常低于100 MWh等级，只有少量大型独立储能电站项目规模超过100 MWh。而以台山核电为例，两台1 750 MW机组装机容量共计3.5 GW，若按照6%额定功率进行调峰则需要210 MW的储能功率配置，持续工作时间10 h配置需要电化学储能系统装机容量为2.1 GWh，远超目前任何投产、在建及规划中的电化学储能项目装机容量。因此，为核电机组配置电化学储能不仅建造成本极高，安全性也难以得到保证。

相比于上述几种储能方式，氢储能具有能量密度高、工作时间长、具备大规模应用潜力的特点。利用富余核电制备氢气，一方面可以保障核电机组能够长期处于满负荷运行状态，提高系统调峰能力；另一方面，制备的氢气不仅可以通过氢燃机、燃料电池等方式就地发电利用，还可以通过氢气的储存、运输应用于交通、化工、绿色冶炼、分布式能源建设等领域。通过氢气的制备、储存、送出和利用，真正意义上做到了电能从时间和空间双重角度的“解耦”。

基于核电-氢储能的调峰性能改善的基本技术思路为：利用核电富余电力开展大规模电解水制备氢气，采用适当方式将氢气进行储存、运输，将氢气作为燃机、燃料电池的燃料或用于其他行业实现氢能的利用。

电解水制氢是通过电化学方式将电能转化为化学能，使氢气和氧气分别在阴极和阳极析出。目前电解水制备工艺主要可以分为三类：碱性电解水制氢（ALK）^［10］、质子交换膜电解水制氢（PEM）^［11］和固体氧化物电解水制氢（SOEC）^［12］，表3给出三种主要电解水制氢技术路线的对比。此外，固体聚合物阴离子交换膜（AEM）电解水制氢同样是具有潜力的技术路线，不过该技术尚处于研发阶段，本文中不做详细论述。

从性能参数上看，质子交换膜电解水制氢和固体氧化物电解水制氢具有更高的效率和更低的能耗，在长远角度可能跟具优势。但相比之下，碱性电解水制氢的技术成熟度要远高于质子交换膜电解水制氢和固体氧化物电解水制氢，是目前可以选择大规模开展电解水制氢的少数路线之一。因此，本文选用碱性电解水制氢技术路线并加以分析。

碱性电解水技术的优势和劣势均非常明显，优点在于技术发展较为成熟，设备运行寿命可长达20年，并已经具有一定的实际应用经验。但碱性电解水制氢的缺点在于碱性电解液（通常为KOH）极易与空气中CO₂等发生反应，并进一步反应生成不溶性沉淀，堵塞多孔催化层，降低电解槽性能；同时，碱性电解水制氢是三条技术路线中效率最低、能耗最高的；不仅如此，由于碱性电解水工艺必须时刻保持阴阳极两侧压力平衡，防止氢气或氧气穿越多孔膜混合引起爆炸，因此难以实现快速启停，这导致碱性电解水制氢难以适应电力系统调节快速响应的要求。不过在本研究中讨论的核电输出功率高度稳定，配合合理的控制策略，能够满足碱性电解水制氢的要求，具有推广价值。

氢气的储存方式主要有高压气态储氢、低温液态储氢、有机态储氢和固态储氢四大类；运输方式主要有氢拖车、液氢槽车以及管道运输。在我国，高压气态储运技术已经相对成熟，目前普遍采用20 MPa气态高压托运车运输方式，储运成本范围在10～20元/kg之间（运输距离200～800 km）。但在长距离储运技术上仍有待进一步加强。相比于高压气态储氢，低温液态储氢具有非常突出的优势。液氢密度是气态氢的800倍以上，占用容器体积更低，运输效率更高。目前国内液氢技术及产能较为落后，民用领域几乎处于空白，液化氢气设备主要依赖国外进口。因此，国产液氢技术及设备开发具有重大意义。本研究中主要考虑的是采用高压气态储氢技术及其成本。

氢能的应用涉及航天、工业、交通、电力等多项领域。氢能具有化工原料和能源燃料双重属性，一直以来，由于氢气爆炸极限范围宽（4.0%~75.6%）、大规模储运困难等问题，氢能的燃料属性一直没有得到充分利用。随着技术的进步，氢能的燃料属性正在被重新认识并逐渐得到开发利用。

氢气具有化工原料和能源双重属性。但一直以来氢气大多是作为原材料用于合成氨、石油冶炼等行业。其燃料属性一直没有得到充分利用。随着技术的进步，氢能发电技术逐渐得到实际应用。目前，氢气发电技术主要包含燃料电池和氢燃机两条路线。

图2为氢气发电的技术路线示意图。

Figure 2.  Main technical route of hydrogen power generation

燃料电池能够将燃料的化学能直接转化为电能而不考虑卡诺定理的限制，理论效率可接近100%，即使考虑到实际应用中转换效率、热量损失等，燃料电池发电效率依然可以达到50%以上。

适用于发电领域应用的有质子交换膜燃料电池（PEMFC）、熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）和磷酸燃料电池（PAFC）等^［13-16］。

燃料电池的优势在于可以直接将化学能转化为电能，有效避免中间转化的损失，因此发电效率较高。目前燃料电池的应用主要集中在燃料电池汽车领域，同时开展固定式发电领域的应用示范。就现有应用及示范新项目经验，燃料电池目前的单体项目装机规模通常在MW级以内应用，装机容量极少超过10 MW。而本研究旨在为核电调峰配置氢能发电，核电站机组通常装机规模较大（广东省在运核电机组单机容量规模普遍高于900 MW），调峰电量需求较高。利用富余核电制备氢气产量相当可观，所需的燃料电池装机容高。当前技术条件下燃料电池发电规模难以承担核电调峰任务。不过燃料电池近年来发展迅速，在电动汽车，家庭、园区分布式能源建设领域正逐渐崭露头角。这一发展势必会增加对于氢能的需求量。因此，燃料电池虽然暂时无法直接用于核电调峰，但为富余核电制备的氢气外售提供了市场需求。

富氢燃机发电是在天然气中混入一定比例氢气作为燃料进行电力生产^［17-18］。对于掺氢燃机，主要面临如下问题：（1）氢气相对分子质量低于天然气，扩散速度更快，会造成气体分布不均的问题；（2）氢气的密度更低，达到相同热负荷，燃气系统需要更大的流量；（3）随着氢气比例提高，火焰离燃烧器更近，会增加回火风险。因此需要对现有燃机进行升级改造甚至重新设计才能保证富氢燃机的安全有效运行。表4为某公司部分富氢燃机的类型及性能参数。该公司富氢气轮掺氢比例已经具备不低于30%的技术水平，部分新型气轮掺氢比例超过50%，甚至计划交付可以100%使用氢气的燃机。可以看出，富氢燃机已经完全具备实际商用投产能力，能够用于氢储能改善核电调峰能力的实际应用中。

通过利用富余核电制氢，储存运输并外售至其他行业，可以获得额外的经济效益。除了用于集中和分布式发电，氢气还是石化、合成氨等行业的重要原材料。此外，氢气还可以用于钢铁等金属冶炼工业的绿色升级，从而助力碳达峰、碳中和事业。

以某ERR型1 750 MW核电机组为例，按照5%调峰深度考虑，并考虑适当预留富余制氢功率，按照100 MW配置制氢单元。按照前文表3中每标准立方米氢气需要耗电4.5～5.5 kWh，则每小时富余电量制备的氢气产量为18 182～22 222 Nm³。EPR机组核燃料换料周期为18个月，停堆维修平均值约为47.5天，折合至每年约为31.67天（760 h）。若不参与调峰或降负荷运行，则机组全年发电小时数可以超过8 000 h。而目前核电站实际运行小时数不超过7 000 h，即至少有超过1 000 h发电可以用于制备氢气，则约有100 GWh电量用于制氢，可制备氢气量为1 818～222 2万Nm³。

按照国内成熟的20 MPa高压气态储运方式，储运过程的损耗比例约为15%，可利用氢气净值为1 545～1 889万Nm³。

选择国内某品牌1 500 Nm³/h型制氢装置进行制氢，单套造价850万元，14套造价1.19亿元。按照其他制氢辅助设备占整套系统造价的55%考虑，制氢系统总造价约为2.16亿元。

为了提高氢气利用效率，选择某厂家掺氢比例50%的富氢燃机，根据厂家报价，考虑到相关配套设备，产氢发电厂总投资约为7.11亿元。上述价格估算结果如表5所示。

通过电解水方式制备氢气的各项费用中电费占比最高，约为80%。本项年用于制氢电量约为100 GWh。若采用核电厂内富余电量制氢，则可以节省巨额制氢电费。运行成本仅需考虑资产折旧、运维费用约400万元。

据《中国氢能产业发展报告2020》，用20 MPa高压气态储运方式成本为10元/kg。按年储运氢气1 800 t计算，每年氢气储运成本1 800万元/年。

若采用富氢燃机发电利用制备的氢气，则需要购买天然气配合发电，每年天然气消耗0.18亿m³，需花费3 780万元（按照天然气价格2.1元/m³计算）。除了燃料费用，按照该型号机组以往运行经验运维经验，本研究中两台机组的年运维成本约为267.3万元。

将各环节运行费用进行汇总，以富氢燃机方式消纳氢气，项目运营成本4 447万元/年；将氢气直接售出，不额外建设富氢燃机，项目运营成本2 200万元/年。

以广东省为例，根据2020年7月广东省发改委发布的《关于调整广东省天然气发电上网电价的通知 粤发改价格〔2020〕284号》，6F型及以下级别机组在限定的发电设备利用小时数5 000 h内，计划电量部分的上网电价按照0.64元/kWh执行。若采用富氢燃机发电在高峰负荷时间以峰电价上网，收益可达0.86亿元。

除了通过富氢燃机就地消纳，制备的氢气还可以直接销售用于燃料电池汽车加氢站应用。按照目前售往加氢站氢气价格30元/kg考虑，每年可通过销售氢气获利5 400万元。

在电解水得到氢气的同时，还可以在正极得到氧气。按照现有制氢规模计算，每年产氧量约为1.43万t，单招每吨氧气单价500元计算，每年销售副产品氧气的收入为715万元。

结合上述计算结果，若将制得的氢气用于富氢燃机发电，总收益超过9 315万元；若选择将氢气直接售出，总收益仍有6 115万元。

基于前文成本与收益分析，利润总额为4 868万元。若采用一次性投资方式，即使IRR取值4.5%（银行贷款利率为4.9%），项目回收年限依然高达63年。不过鉴于我国的氢能产业处于发展时期，随着各产业链节点的关键技术及设备均具有相当大的下调空间。因此对项目回收年限与初始投资进行敏感性分析对今后项目的具体实施具有非常重要的参考价值。

本文分析投资额为10.13亿元，折合成平均单位氢气成本为50.65元/Nm³。取IRR为4.9%进行分析，则当初始投资在6亿元以下，氢气的单位投资成本为30元/Nm³，回收年限可降至19年。

若将制得的氢气直接销往加氢站，初投资仅需考虑制氢系统部分，此时静态投资总额2.16亿元，项目年净利润为3 915万元。若考虑一次性投资，项目内部收益率IRR取8%，回收年限约7.5年，项目经济性较为优异。

不仅如此，在“碳达峰、碳中和”背景下，氢气还可以用于分布式能源的建设、绿色金属冶炼、半导体加工等高附加值行业，有望获得更高利润，从而进一步降低回收年限。

随着我国核电规模化发展，核电参与调峰的必要性也越来越明显，而降负荷运行会对核电机组的运行经济性产生一定的影响，因此可通过储能方式达到消纳富余核电的目的，减少机组降负荷运行时间，使机组尽可能基荷运行，保证核电厂的运行安全性和经济性。

若利用核电富余电量进行电解水制氢，可制得大量氢气，达到“废电利用”的目的。制成的氢气可通过富氢燃机技术进行电力生产获取售电收益，也可以直接销往附近地区的加氢站，为氢燃料电池汽车供氢。

对于富氢燃机技术路线，受制于目前产业化初期导致的各项技术设备成本偏高，短期内成本较高，暂无投资效益。考虑到氢能产业处于起步阶段，即将进入快速发展时期，各项技术环节及设备成本均有较大下降空间，当初始投资能够降至生产每标准m³氢气成本30元，项目可以初步具备投资价值。除了富氢燃机，直接将氢气外售是另一条可选技术路线，项目回收期为7.5年，具有较好的经济性。

本文立足“富余核电制氢及利用”进行技术可行性分析和经济效益计算，重点开展了氢气的储存、运输、利用等氢能产业环节的调查研究，提前布局氢能产业链，为进一步开展波动性可再生能源（如风、光发电）弃电制氢（氢储能）的发展积累经验和技术支持。