［提要］ 光伏制氢不仅能消纳多余的光伏电能，而且可以产生清洁的氢能帮助能源、交通、化工、冶金等行业脱碳，因而被认为是实现“双碳”目标的重要举措。本文建立包括光伏发电模块和PEM电解槽制氢模块的光伏制氢技术经济模型，计算我国31个主要城市光伏制氢量，并利用平准化制氢成本（LCOH）分析法对各城市及区域的项目成本进行统计分析和解读。研究发现：城市的纬度和海拔与制氢成本有负相关关系。“三北”地区（西北、东北、华北）及西南部分地区制氢潜力及经济性较高，拉萨、呼和浩特、银川等地可以作为实施大规模光伏制氢项目的重点城市。“三北”地区按最佳倾角安装光伏列阵的制氢成本明显低于水平安装的制氢成本。最后，结合我国主要地区和城市的制氢成本和氢能需求特点为不同地区和城市开展光伏制氢项目提供对策建议。
关键词：光伏制氢；平准化制氢成本；制氢潜力；城市差异
基金项目：江苏省配电网智能技术与装备协同创新中心开放基金项目（XTCX202212）；大学生科技创新基金项目（TB202208010）
中图分类号：TM615；F416.2 文献标识码：A
收录日期：2022年10月27日
氢能作为一种高效低碳的清洁能源脱颖而出，其作用为稳定供能（储能、储氢）、能源安全（输送、燃料替代）及多维降碳等。此外，氢能还可用作各种工业应用的原料，如氨生产、石油精炼、土壤富集、甲醇生产、金属精炼等。通过绿氢的能质两用，能够带动工业和建筑行业降碳，重构工业新流程。可再生能源因其波动性与间歇性在制氢过程中可用于消纳，在零碳能源系统和碳中和目标的实现中发挥重要作用。2022年3月21日，国家发改委和国家能源局正式发布《“十四五”新能源储能发展规划实施方案》。该规划强调以可再生能源和清洁氢气为核心的氢能发展方向，从生产、储存、运输、基础设施等全产业链角度进行全面规划和布局，进一步明确氢能在我国能源体系及绿色低碳转型过程中的重要作用。自2013年起，我国成为世界最大的光伏市场，目前也是全球最大的光伏生产制造大国。随着能源战略的发展，人们对光伏制氢的关注将持续增加。在碳达峰和碳中和的战略目标下，光伏制氢的市场前景十分可观，预计光伏制氢将在未来为我国的能源安全和能源结构改革做出重大贡献。
目前针对光伏制氢方面的研究已成为热点，学者主要集中于分析光伏制氢的技术性与经济性。技术性研究方面，Kalbasi等（2021）对伊朗不同站位太阳能制氢的潜力进行研究，明确国家不同地区利用光伏制氢的适宜性，有助于能源政策制定者为太阳能制氢创造战略框架和路线图。Peláez等（2021）构建了一个以氢气为能源载体，基于光伏-燃料电池的混合系统，得出尽管目前此系统的成本相对较高，但未来几年内其在经济上将可行的结论。Li（2019）对昆明地区的日均太阳辐射数据的月平均值、日均晴朗指数进行研究，使用可再生电力混合优化模型（HOMER）软件得出日平均负荷曲线，推出昆明地区太阳能资源丰富，是太阳能利用的理想城市。经济性研究方面，Pablo（2022）开发了一个基于蒙特卡罗的模型，以研究可能影响波兰绿色氢战略成功的潜在经济和技术因素及在技术发展和市场采用的不同阶段的经济性，并研究了17个波兰地区依赖风能或太阳能的大型PEM电解槽的经济性能，结果显示部署大型制氢装置最具成本效益的地理位置为该地中部与南部地区。Touili（2018）对摩洛哥利用太阳能生产氢气的能力进行经济分析，选择了光伏-电解系统，并对全国76个地点进行电力和氢气生产的模拟，对其生产成本进行经济调查，最后得出摩洛哥具有很高的制氢潜力。刘庆超（2019）对比分析传统方式制氢和光伏发电制氢的成本，认为光伏制氢已具备经济可行性，且随着光伏度电成本的下降，光伏制氢的竞争力将进一步增强。
通过分析现有研究可以发现，利用光伏制氢具备技术及经济可行性且存在巨大潜力，对实现我国“双碳”目标具有重要意义。目前，关于我国不同城市及区域光伏制氢差异的研究较少，本文拟研究我国光伏制氢项目成本的空间差异性，从而得到制氢潜力与经济性较高的城市和地区。
一、研究设计
为了突出代表性，选择我国22个省会城市、5个自治区首府和4个直辖市作为研究对象，这31个城市分布在全国的七大区域。首先，用专业气象软件获取城市典型气象年（TMY）的月平均辐照量数据，并利用模型合成城市的小时辐照量数据；其次，构建光伏发电及电解水制氢的技术经济模型，该模型利用所在城市的太阳能资源来估算光伏发电量和制氢量；最后，利用平准化制氢成本（LCOH）分析法计算并对比各地的制氢成本，分析我国主要城市的光伏制氢经济性。依据2012年颁布的国标文件《光伏发电站设计规范》（GB 50797-2012），获得了31个城市中29个城市的光伏阵列、最佳倾角，根据光伏产业调查和正泰户用光伏公众号发布的各城市最佳倾角汇表获得剩余的两个城市：重庆、石家庄的最佳安装倾角。利用世界气象数据查询软件Meteonorm获取各城市的经纬度、海拔、总小时辐照量，查询结果如表1所示。（表1）
二、模型构建
（一）光伏发电模块
1、太阳能辐照量。全球气候数据库气象卫星常被用于太阳能系统或可持续建筑的规划。它提供水平面和倾斜面上的辐射参数，以及温度或露点温度等其他气象参数。数据以月长期平均值和与典型年份对应的小时值给出。
Meteonorm算法链主要包括倾斜面总辐射和温度的计算两个有相互联系的部分。首先，根据月linke浊度和月总辐射计算晴空辐射；再计算出日总辐射和小时总辐射，进而计算出法向/散射辐射，最后得到斜面总辐射。计算温度时，根据温度和露点温度的月均值和日分布，结合小时总辐射，计算出日温度，再计算出小时温度值和露点温度；最后，计算出小时温度和露点温度值。具体过程如图1所示。（图1）
2、光伏发电量。影响光伏发电量的因素有很多，主要有太阳能辐照量、日照小时数、系统效率、太阳能板倾斜角度、风速、温度、湿度等。其中，影响光伏发电量最主要的因素是太阳能辐照量。光伏发电量的计算方法包括标准法、组件面积法、标准小时数法，本次研究采用标准法计算。
光伏电站年发电量的计算公式如下：
EP=HA×■×C×K （1）
其中，EP为年发电量，kWh；HA为水平面太阳能总辐照量，kWh/m2；P为光伏装机容量，kW；ES为标准条件下的辐照度，取常数1kWh/m2；C为斜面辐照量系数，一般取值为1.05～1.15；K为综合效率系数，取值为73%～88%。
Kumar（2021）用PVsyst进行负荷需求研究，并据此设计和安装独立的太阳能光伏系统，得到全年平均系统效率为72.8%。KhalidA（2016）研究国际知名的光伏监测标准、指南、专家工作等，了解如何计算并网光伏电站的系统效率，得出德国2000年后系统效率均值为84%。刘家鼎（2021）分析中国早期光伏电站的系统效率及系统效率损失，华东、西北、华南、华北地区的效率范围在73.38%～87.65%之间。综上，我国光伏系统效率区间为73%～88%，为与光伏产业调查公众号的数据源进行对比，验证实验数据的准确性，模型系统效率值设为79%。
3、光伏发电模块成本。本文中光伏电站初始投资成本按照100MW装机规模光伏电站的单位造价，具体数值如表2所示。（表2）
光伏电站的运行维护成本：据中国光伏行业协会统计，2021年光伏电站的单位运维成本约为0.045元/W，所以本项目的运维成本约为450万元/年。
（二）电解槽电解水制氢模块
1、制氢量计算。考虑到电解槽的退化现象，引入电解槽的功耗年增倍数来表现电解槽退化对其功率的影响。计算公式如下：
D（n）＝（1+d）（n-1） （2）
其中，D（n）为电解槽的功耗年增倍数；d为电解槽退化系数；n为年数。
则电解水制氢的耗电量计算公式如下：
EC＿h=min［EP＿h，ER×D（n）］ （3）
其中，EC＿h为电解槽的每小时耗电量，kWh；EP＿h为光伏电站每小时发电量，kWh；ER为电解槽的额定功率，kWh；D（n）为电解槽的功耗年增倍数。
引入电解槽容量系数KEC，其计算公式如下：
KEC＝■ （4）
假设电解槽的最小容量为Kmin，电解槽的每小时产氢量QH2＿h的计算公式如下：
QH2＿h＝■，当KEC＞Kmin0，当KEC≤Kmin （5）
其中，η2为电解槽的转换效率，kg/kWh。计算得出每小时的产氢量后，加总即可得出每年的产氢量。
2、电解制氢模块成本。电解制氢模块涉及到电解槽、压缩机、储氢罐的初始投资成本以及每年的运维成本，还包括电解槽堆栈的更换成本和每年的耗水及耗电成本。
（1）电解槽初始投资成本和运维成本。根据光伏的装机容量和PEM的工作区间，计算得到需要配置62.5MW的PEM电解槽，目前其造价为6，298元/kW，电解槽每年的单位运维成本约为122元/kW。
（2）压缩机初始投资成本和运维成本。已知体积流量为300m3/h的氢气，氢气压缩机的设备投资成本为230万元，根据公式（6）的幂定律得到其他体积流量下氢气压缩的成本。压缩机的运维成本定为初始投资成本的3.2%。
Ccompression=320000×（■）0.6 （6）
其中，Ccompression为氢气压缩的投资成本，元；VH2为氢气流量，m3/h。
（3）储氢罐初始投资成本和运维成本。储氢罐投资成本的计算公式如式（7）所示，其运维成本的计算公式如式（8）：
Cstore=UCstore×Massstore （7）
OCstore=UOMstore×Massstore （8）
其中，Cstore为储氢罐的投资成本，元；UCstore为中压储氢的资本成本，设定为2，512元/kg；Massstore为储氢罐中氢气的质量，kg；OCstore为储氢罐每年的运维成本，元；UOMstore为单位储氢营运成本，设定为0.538元/kg。
（4）耗水成本。Cw＝Pw×Qw×QH2_year，Pw为制氢时的单位用水价格，这里取4.1元/m3；Qw为制氢时的耗水量，这里取0.009m3/kg；QH2_year为电解槽的年产氢量。
（5）堆栈更换成本。本文按年限设定堆栈更换时间。设PEM电解槽为7年，则项目生命周期内要更换3次堆栈。取堆栈的更换成本占电解槽初始投资成本的15%，即可得出电解槽的更换成本。
（6）固定资产残值。对于本项目，光伏的残值率取光伏初始投资成本的3%，电解槽的残值率取电解槽初始投资成本的10%。
3、平准化成本（LCOH）分析。本文用平准化制氢成本（LCOH）对制氢进行经济性评价。平准化制氢成本是将光伏发电制氢项目生命周期总成本除以生命周期总产氢量，总成本包括初始投资成本和一系列运维成本。平准化制氢成本的计算公式如下：
LCOH＝■ （9）
其中，CAPEX为初始投资；VR为固定资产残值；An为第n年的运营成本；En为第n年的能源消耗成本（包括耗水成本和购买市电的成本）；CR为电解槽更换成本；Yn为第n年的制氢量；T为项目生命周期；r为折现率，一般取基准收益率。
三、结果分析
（一）系统参数假设。光伏制氢项目中的参数假设被分为技术假设和财务假设，具体如表3、表4所示。（表3、表4）
（二）主要城市的太阳能辐照量和制氢成本
1、城市太阳能资源分析。根据国标文件《GB/T37526-2019太阳能资源评估方法》，中国太阳能总辐照资源水平可划分为最丰富、很丰富、较丰富和一般四个等级。31个城市中最丰富的是拉萨、呼和浩特、银川、西宁、长春，其中拉萨和呼和浩特突破2，000kWh/m2，分别为2，279kWh/m2、2，004kWh/m2；辐照量一般的城市有贵阳、成都、重庆，其中成都和重庆低于1，000kWh/m2，分别为998kWh/m2、893kWh/m2。具体分类如表5所示。（表5）
太阳能资源相对丰富的城市主要集中在“三北”地区（西北、东北、华北），相对较弱的城市均处于西南地区。西南地区中高海拔城市拉萨是31个城市中太阳能资源最丰富的，昆明是太阳能资源很丰富的城市，这种差异可能源于其城市的纬度、海拔及气候状况不同。
2、主要城市的平准化制氢成本。不同纬度城市与光伏制氢成本间的关系如图2所示，纬度最低的海口为20°，其光伏制氢成本为46.76元/kgH2；纬度最高的哈尔滨为45.8°，其光伏制氢成本为41.73元/kgH2。从低纬度到高纬度，光伏制氢成本整体呈下降式分布。经检验，p值为0.0027，说明两者相关性显著；r值为0.52，说明城市的纬度与光伏制氢成本有负相关性，也说明城市的光伏制氢成本除纬度外还受其他因素影响。（图2）
城市的海拔高度与光伏制氢成本的关系如图3所示，海拔主要集中在500m以下，拉萨海拔最高为4，830m，其光伏制氢成本最低，为30.19元/kgH2。经检验，p值为0.0075，说明两者之间相关性显著；r值为0.47，说明城市海拔与光伏制氢成本有负相关性，其相关性强度低于城市纬度与制氢成本的相关性。所以，不能仅凭纬度和海拔判定城市的光伏制氢成本，还与城市的天气和地形等因素相关。（图3）
3、区域的平准化制氢成本。本文中样本包含东北、华北、华东、华南、华中、西北及西南七个区域的城市，各区域的光伏制氢成本如图4所示。“三北”地区的光伏制氢成本最低，分别为40.46元/kgH2、41.09元/kgH2、41.12元/kgH2，光伏制氢具备较高经济性；华东、华中制氢成本分布较为对称，各城市的光伏制氢成本差异小；西南成本分布呈现左偏形态且平均成本最高，为54.15元/kgH2，且各城市的光伏制氢成本波动性大，要结合实际情况进行光伏制氢项目部署。（图4）
虽然西南地区平准化成本均值最高，但拉萨和昆明都有较大的光伏制氢潜力，可作为光伏制氢项目的实施地。其余城市中，重庆、成都、贵阳光伏制氢潜力较差且平准化成本居于样本城市的前三，因此不建议开发大规模的集中光伏制氢项目。此外，“三北”地区中，呼和浩特、银川、西宁、乌鲁木齐及长春太阳能资源丰富且平准化成本低于40元/kgH2，因此可以作为以上光伏制氢潜力较大区域中的重点开发城市。
各区域光伏列阵水平放置和固定最佳倾角的制氢成本比较如图5所示。华南、西南、华中、华东地区两种安装方式差异度较小，其中华南相对差异度最小，仅为1.92%。因此，建议结合实际情况选择安装方式。“三北”地区光伏列阵水平放置和固定最佳倾角得到的制氢成本相对差异度均超过10%，其中东北差异最大，光伏列阵水平放置和固定最佳倾角时所得的制氢成本分别为49元/kgH2、40元/kgH2。因此，“三北”地区建议采用固定最佳倾角安装光伏列阵以缩减成本。（图5）
四、结论及建议
（一）主要研究结论。本文通过建立光伏制氢的平准化成本模型对我国31个城市光伏制氢成本的空间差异性进行研究。运用软件获取气象数据和光伏制氢模型计算产氢量。采用LCOH计算各城市的制氢成本，并对在不同地区开展光伏制氢项目的成本的空间差异性进行解读，综合得出制氢潜力及经济性较高的城市和区域，并提出建议。综上，本文主要得出以下结论：
1、“三北”地区太阳能资源丰富，其中最丰富的有拉萨、呼和浩特、银川、西宁、长春；西南地区太阳能资源较贫乏，但拉萨和昆明太阳能资源丰富，也具备较大的光伏制氢潜力，可以作为开展光伏制氢项目的地点。
2、随着纬度和海拔升高，城市的光伏制氢成本整体呈现下降趋势，纬度与制氢成本的相关性稍强。若要确定项目的经济性，需进一步研究各城市的上网电价、储运氢成本、土地租金、政府税费等相关因素。
3、从各区域的光伏制氢成本分析得出，“三北”地区制氢潜力大且平准化成本在7个区域中最低，具有较高的光伏制氢经济性。西南地区制氢成本波动性最大且制氢成本均值最高，其中拉萨和昆明太阳能资源丰富且制氢成本相对较低，可成为大规模光伏制氢项目的部署城市。此外，呼和浩特、银川、西宁、乌鲁木齐、长春均属于制氢潜力高且平准化成本较低的城市，可作为开展光伏制氢项目的重点城市。
4、通过对比各区域光伏列阵水平放置和固定最佳倾角的制氢成本，发现华南、西南、华中、华东地区两种安装方式差异度较小，因此可以结合实际情况选择安装方式。“三北”地区按最佳倾角安装光伏列阵的制氢成本明显低于水平安装的制氢成本，因此建议采用固定最佳倾角安装光伏列阵。
（二）对策建议
1、“三北”地区具备化工产业及可再生电力资源优势，建议通过零碳工业大基地、集中式光伏制氢等规模化应用场景，促进可再生能源制氢的综合发展。西北是最大的化工可再生氢消费地，利用丰富且具有成本竞争力的太阳能资源开展当地的可再生氢制备，并以副产氢作为补充。东北具备合成氨出口条件，建议扩大合成氨生产规模以作为可再生资源规模化消纳的重要手段。华北地区资源具有局部优势，为提高项目经济性，建议采取资源优势地区集中式光伏制氢叠加近中距离储运成本，实现可再生氢加速渗透。
2、西南地区作为重要的化工产业发展基地，建议替换清洁生产原料并对原有副产氢进行逐步替代，通过可再生电力制氢替代传统产能将具备较好的经济效益。西南地区拥有大量光伏资源和丰富的水电资源，但随着我国整体石化行业升级转型和愈发明确的政策信号，考虑产能替换减碳、重大项目落地和可再生氢成本下降加快等因素，未来其炼厂可再生氢渗透率稳步提升。
3、华东地区传统工业基础好、人口稠密，但可再生资源有限，建议在港口运输、物流等场景部署氢燃料电池交通工具形成可再生氢大规模应用基地。其中，部分沿海地区如上海等建议以区域内优质副产氢资源进行过渡，并以制氢加氢一体站等小规模、分布式站点制氢为重要补充。
4、华中和华南地区以氢燃料汽车示范城市群为主要抓手，同时头部钢铁企业率先布局示范项目促进氢能产业发展。华中地区是全国交通枢纽，郑州是第二批氢燃料电池汽车示范城市群，武汉也具备成熟的汽车产业基础，建议此类地区采取小规模的分布式光伏制氢以实现氢燃料电池发电。华南地区具备发展氢冶金的相对优势，建议以局部资源优势地为核心建立覆盖重点区域的氢能供应链网络，推动可再生氢规模化应用。
（作者单位：南京工程学院经济与管理学院）
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