新型电力系统背景下氢能综合利用站发展的商业模式分析

马若冉，赵晓丽，张荣达

（中国石油大学（北京）经济管理学院，北京 102249）

0 引言

氢气被认为是不同形式能量和物质之间的枢纽，能够有效应对高比例可再生能源发电系统的不确定性，进行大范围、长时间的能量储存，不仅可以使可再生能源稳定使用，还可以减少碳排放［1］。在技术、成本、政策等推动下，大力发展氢能是今后能源电力系统的一大发展方向。在新能源成为新型电力系统电力供应主体的形势下，利用氢能电站电解水制氢可以促进氢能的发展，实现电网安全、高效和稳定运行，使源网荷储深度融合。在对氢能系统的研究中，Calderón 等［2］、Bhuyan 等［3］、Ceylan 等［4］、Hassanzadehfard 等［5］、Peppas 等［6］、Okundamiya等［7］的研究已经从成本的角度出发证明了光伏、风能、电解槽、储氢系统及燃料电池混合系统的可行性。Tatsuya 等［8］认为相较于离网系统，在电网中部署分布式氢储能系统更具经济性。Chen 等［9］为提高可再生能源发电制氢系统的经济性，构建了风光互补氢储能系统的运行优化模型。Le 等［10］考虑到安全因素，对氢储能系统进行了定量的风险评估。

针对氢能利用经济性的研究也取得了一些进展，但研究结论不尽相同。一些研究认为将氢能主要用于直接售卖最具经济性：国家可再生能源实验室发表的1 份技术报告中表明，售氢比储氢以供日后发电更有价值［11］。Sabrina 等［12］以巴西可再生能源制氢系统为例探究了可再生能源氢气转化为电力和直接售卖二者的经济性，发现售氢更加有利可图。Weidner 等［13］以德国、比利时、冰岛为例对制氢在交通、工业和储能上的应用进行探究，认为氢储能在当前框架内是无利可图的，但氢储能+氢能工业用途的组合可以带来更大的经济价值。一些研究则认为将氢气储存用于发电上网获得的价值更高：Wu等［14］的研究结果表明电解槽产生的氢气捆绑电网服务的价值流占总收益的76%，对于氢能项目在财务上可行至关重要。在提高氢能系统的运营收益方面，Glenk 等［15］利用实物期权模型讨论了氢气价格的合理性和竞争力。Pan 等［16］利用双层混合整数规划模型研究发现电氢系统可以通过调整从电网和可再生能源方购电的比例，合理利用可再生能源达到设备优化和降低氢气供应价格的双重目标。

本文的创新之处在于：（1）现有研究主要探究如何实现制氢系统的装备最优配置，以及如何将储能系统视为一个整体对氢气利用的最优方式进行探究；而对于氢能电站不同购电方式、服务内容与盈利模式下的商业模式的研究相对不足，尤其是缺乏对以实际氢能电站运行及参数为背景的氢气利用不同商业模式的整体性研究。本文以安徽六安氢能电站为例，结合氢能电站运行中的实际数据参数，分析了不同情景下更有利于氢能电站发展的商业模式，为未来氢能电站发展商业模式的选择提供了决策依据。（2）既有研究很少关注电力市场运行机制对氢能电站发展的影响，本文充分考虑到未来电力上限价格提高及氢价下降的情况，探究了电力市场改革等相关因素对未来氢能电站商业模式发展的影响。

1 新型电力系统背景下氢能综合利用发展现状分析

随着氢能发展进程的逐渐加快，其国家战略地位逐步提高，在电力、交通、工业及供热等各个领域都有一定的用途。在电力领域，氢能对于新型电力系统构建具有重要意义，氢储能可用作可再生能源产生的电力过剩的大规模存储解决方案。在交通领域，氢能作为燃料可以促进交通部门的低碳转型并早日实现绿色发展。在工业领域，氢气可以直接供给不同场景的用氢设备使用，包括炼油厂、合成氨、合成甲醇等，制氢方式由化石能源转换为电解纯水有着巨大的潜力［17］。供热领域，氢气的利用主要体现在天然气管道掺氢，提供一种经济有效的低碳供热以减少天然气的使用。

目前，中国已实现在安徽六安建成并投运全国首座兆瓦级氢能综合利用示范站，站内具备利用可再生能源电解水制氢、高压储氢及氢燃料电池发电的氢能利用全链条技术。但目前电解水制氢技术的成本较高，在一定程度上阻碍了氢能电站的发展。主要原因有二：一是由于技术进步和生产规模限制，电解水制氢设备的运行效率较低、单位容量的投资成本较高，目前氢能电站“电-氢-电”能力转换的效率约为35%；二是电价成本比较高，约50%的制氢成本来源于电价［18］，且一方面受政策限制，氢气易燃易爆，被视为危险化学品，非化工企业依法不可售卖氢气；另一方面由于氢气不同政策制定年份针对不同行业设定的标准有差异和冲突，电解水制氢过程中每个模块可能涉及不同的氢气标准。因此，氢能电站通过电解设备制备的氢气目前无法在工业、交通及供热领域进行多途径消纳，这也在一定程度上限制了氢能电站的盈利，阻碍其大规模发展。

2 氢能电站运行优化模型构建

2.1 氢能电站的商业模式运行优化模型构建

综合对氢能电站服务内容和盈利模式的分析，本文提出氢能电站发展的5 种商业模式。商业模式一为氢储能套利模式。在该模式下，氢能电站在电价较低时利用电解槽进行电解水制氢并通过储氢罐储存，在电价较高时利用氢储罐中的氢气进行燃料电池发电，只利用电网电力通过氢储能买卖电量套利盈利；商业模式二为可再生能源制氢与氢储能套利模式。在该模式下，氢能电站可利用自建可再生能源发电及电网电力。可再生能源电力可直接售卖或给电解槽充电制氢。其中，可再生能源是选择直接上网获取收益还是转化为氢气为氢燃料电池充电，取决于二者可获取的相对收益大小；商业模式三为可再生能源制氢-氢储能套利与售氢模式。相较于商业模式二，考虑到售氢政策放开的情况，此模式在氢能电站售电的基础上增加了售氢业务。氢储罐储存的氢气可以在电价较高时为氢燃料电池充电，也可以进行氢气的直接售卖，取决于两者的相对收益情况大小。商业模式四为“氢储能+调频”模式。在商业模式一的基础上，考虑氢能电站为电网提供调频服务，分别探究未来不同政策制定情景下氢能电站同时参与套利与调频辅助服务的收益情况。将政策制定设定为以下3 种情景：（1）只允许电解槽参与调频；（2）只允许燃料电池发电参与调频；（3）二者同时参与调频辅助服务。商业模式五为“氢储能+调频+售氢”模式。考虑未来氢能电站调频以及售氢政策放开的情况下，氢能电站可以同时参与调频辅助服务并售氢。

根据氢能电站内各设备模块的实际运行情况构建运行约束条件及目标函数，用MATLAB 软件对非线性规划问题求解。将氢能电站各模块运行约束构建如下。本文所用部分符号及含义如表1 所示。

表1 符号及含义

（1）光伏系统。

光伏系统的运行约束有二，一是其实际出力小于等于对应光照强度下的最大出力，二是在氢能电站运行的每个时刻为电解槽充电（）或上网的（）比例小于等于1。

（2）风电系统。

风电系统的实际出力小于等于对应风速条件下的最大出力，且在氢能电站运行的每个时刻为电解槽充电（）或上网（）的比例小于等于1。

（3）电解槽。

质子交换膜电解槽对于可再生能源大规模并网具有高度适配性［19］。在稳定运行的情况下，电解槽产生氢气的速率与电解槽的功率呈现近似线性关系。

另外，电解槽在时刻t的可用容量比例需要维持在最小开机比例与1 之间，上下坡功率在最大下坡或爬坡功率之间且工作功率在允许的最大输入功率，即额定容量和0 之间。

（4）氢气压缩机。

通过电解槽进行电解水制取的氢气在储氢罐中储存之前需要进入氢气压缩机中进行升压处理，将其转变为高压氢气［20］。氢气压缩机在时刻t 的可利用容量比例应在［0,1］之间。

（5）储氢罐。

储氢罐模型中，容器存储氢气量可以利用储氢罐内部气压表示。

与其他模块不同，氢储罐除可利用容量这一状态变量外，还应对其存量变量进行关注。将储氢罐的净输氢量比例设置为，氢气存量比例为。储氢罐的运行需满足在t时刻，净输出氢量小于等于储氢罐内氢气存量、输入量小于等于氢储罐最大容量减去罐内已有氢气量、氢气存量等于t-1 时刻存量减去t-1 时刻净输出量（假定同一时间内储氢罐氢气输入和输出不能同时发生），约束条件如式（13）～（15）：

（6）氢燃料电池。

氢燃料电池将电解水制得的氢气转化为电，在时刻t的可利用容量比例在［0,1］之间。

（7）电网模块。

氢能电站根据峰谷分时电价或实时电价从外部电网买电向内部输送电能。电网模块的容量表示单位时间内电网模块所能传输的最大电量，在时间t的可利用容量比例在［0,1］之间。

（8）电力辅助服务模块。

电力辅助服务主要是氢能电站根据电网需求在时刻t为电网提供的调频辅助服务。电力辅助服务模块的容量表示单位时间内所能传输的最大电量，在时间t 的可利用容量比例在［0,1］之间。

（9）氢能利用模块。

在氢能利用模块中，氢能电站产生的氢气服务于下游的目标客户，如交通领域的加氢站以及工业领域的化工厂等。氢气利用模块在时间t的可利用容量比例在［0,1］之间。

2.2 氢能电站系统平衡约束

在氢能电站的运行中，平衡约束是最重要的约束，其表示了在氢能电站运行每个时刻的物质与能量平衡关系。主要包括电节点与氢节点平衡两类：

电节点平衡是指在某一时刻氢能电站中各设备的发电量与用电量的实时平衡，约束条件如式（22）所示：

2.3 氢能电站运行模拟经济性评价方法

在不同商业模式下对氢能电站进行运行模拟。根据新能源出力情况、能源价格、设备参数与容量3类边界条件，模拟氢能电站的运行情况。根据不同边界条件，氢能电站作出不同的调度安排，运行模拟的输出结果主要包含两部分：各设备的最优运行曲线及经济性分析结果。本文所提出的优化模型求解的核心是求解典型月内优化运行问题。由于山西省为第一批发展电力现货的省份，其电力现货市场运行较为成熟且有借鉴意义，因此选取山西省2022年6 月份为典型月来代表全年12 个月的典型情况。选择此月份为代表月是因为月内无特殊节假日，具有一般代表性。其中，在计算年收益时，只考虑不同商业模式下氢能电站的购电成本、卖电收入、可再生能源上网收入、为电网提供辅助服务的收入以及售氢收入。氢能电站生命周期内的总收益综合全面地考虑年收益、固定投资成本以及运维成本，其表达式如下：

3 不同商业模式下氢能电站的成本收益分析

本文以安徽省电解槽及氢燃料电池容量为1MW的氢能电站为例进行研究。氢能电站使用目前国内最先进的质子交换膜制氢技术［21］。不同商业模式下氢能电站的运行模拟使用MATLAB 软件联合Gurobi求解器编程求解，优化得到氢能电站在典型月下的最优控制策略和成本收益状况，进而得到不同商业模式下的经济性评价结果。氢能电站的成本参数构成情况见表2，表3 给出电网的工业分时电价。商业模式三、五中，售氢价格按照目前市场价格取40元/kg；由于包含安徽省在内的华东地区为规范辅助服务市场行为而制定了较为完整明确的调频补偿标准，因此商业模式四、五中，氢能电站参与AGC 调频辅助服务的补偿方式参照2022 年9 月华东能源监管局颁布的《华东区域电力辅助服务管理实施细则》，基本补偿按照每月360 元/MW 进行补偿，调用补贴根据调频里程进行补偿，标准为3 元/MW。

表2 氢能电站成本参数

表3 安徽省电网工业电价

（1）更加开放的电力市场环境有助于氢储能套利商业模式的发展。

峰谷分时电价及实时电价下氢能电站的成本收益情况如表4 所示。表4 显示，当氢能电站只从电网进行套利时，无论是通过峰谷分时电价还是电力现货市场套利，在目前的电价水平和电价波动范围下整体收益都非常小。根据氢能电站各设备模块典型月的调度方式（见图1、图2）及现货价格趋势（见图3），可以得到氢能电站只从电网进行套利获利较小的主要原因有两方面：一是氢储能需要满足特定的电价差才会进行充放电，因此导致充放电的次数少，整套装置利用率低；二是往返转化效率低，因此单次充放电循环的收益十分有限。而在实时电价下，氢能电站的收益情况相较于分时电价下的年收益将由35.99 万元提高至59.14 万元。以上结果表明推进现货电力市场建设有利于氢能电站的发展。

图1 典型月氢能电站充放电情况

图2 氢储罐存储状态

图3 典型月电力现货价格

表4 分时电价和实时电价下商业模式及成本收益情况

（2）积极推进氢能电站中电解槽与氢燃料电池参与电力辅助服务市场，提供调频服务的商业模式有利于氢能电站的发展。

对比表5 中商业模式四下3 种情景的收益情况可以发现，相较于只利用氢燃料电池与只利用电解槽参与调频的情况，二者同时参与调频辅助服务市场下氢能电站收益更高。此时，氢能电站进行调频的次数显著增加，氢能电站选择调频而不是通过电价差进行盈利。且与商业模式一在实时电力交易市场中氢能电站只通过电价差套利盈利下59.14 万元的收益相比，氢能电站提供调频辅助服务的收益更高。因此，氢能电站同时参与套利与调频辅助服务的收益高于只通过电价差盈利的收益，收益可相应提高12.88%。

表5 不同商业模式下氢能电站收益情况对比

（3）在现有技术水平及电力市场背景下，包含售氢业务的商业模式最具发展潜力。

对比商业模式一至五可以看出，目前5 种模式的经济效益由高到低排序为：商业模式五＞商业模式三＞商业模式四＞商业模式一＞商业模式二。商业模式五及商业模式三下氢能电站通过增加售氢业务可以获得较为可观的收益，氢能电站从售氢中获得的收益较高，主营业务为售氢。表5 显示，商业模式三下氢能电站最佳的利用方式是从电网买电，同时可再生能源发电大部分时间用来发电制氢。由于主营业务变为售氢，所以相较于商业模式二，氢能电站会多向电网买电制氢，买电成本提高；可再生能源会在大多数情况下选择为电解槽充电制氢，可再生能源上网收入也相应减少；电解槽制取的氢气会大部分用于售卖，而不是通过燃料电池发电上网，因此卖电成本会降低，如此可以使得氢能电站与可再生能源发电运行整体获得最大收益。商业模式五相较于商业模式四，氢能电站向电网卖电及提供调频辅助收益的次数减少，将在更多的时点选择售卖氢气以获取收益而不是将氢气储存起来在电价高时售卖并为电网提供调频辅助服务。这也可以说明氢能电站积极拓展售氢业务、多方面发展业务范围可以极大地提高收益，从而促进氢能电站的发展。由此，现有政策的制定应倾向于对氢能电站售氢业务的补贴，以促进其更好地发展。

4 电力价格和氢价改变对氢能电站商业模式发展的影响

此部分基于以上对目前5 种商业模式的成本收益分析结果，在未来制氢技术进步及电力市场大力发展的情况下，通过探究氢价不断下降、电力现货上限价格不断提高情景下对氢能电站商业模式发展及选择的影响，并结合电力市场运行及政策背景得到未来技术水平进步下促进氢能电站发展具有前景的商业模式及结论。

4.1 电力现货市场上限价格提高对氢能电站商业模式发展的影响

新能源的大力发展、能源危机或极端恶劣天气都将加剧电网的波动性，因此储能为电网提供辅助服务的价值将增大，在某一时点上由供需反映的电力实时价格就越高。未来将产生更加符合电力需求的电力价格信号和电价结算机制，有助于引导用户侧调整电价，传导上游压力，使交易电价创下新高。

由于在目前氢价为40 元/kg 的情况下，包含售氢业务的商业模式具有较大的发展潜力且商业模式三中氢能电站的电力来源同时包含可再生能源发电和电网电力，因此可以对比得到电价上限提高对氢能电站可再生能源发电使用及售氢情况的综合影响。参照国内外电力市场的历史电力交易现货价格，探究电力现货价格上限提高时商业模式三成本收益的变化情况（见表6）。

表6 不同电价上限情况下氢能电站的收益情况

通过分析可以发现，当电价上限提升至3 元/kW·h 并继续提高时，有利于“可再生能源制氢+氢储能+售氢”商业模式的发展并且可以促进可再生能源制氢并用于储能的利用。提高电价上限会使得氢能电站的运行收益呈现先降后升的趋势，这是因为当逐渐提高电价上限时，氢能电站的主营业务会由以售氢为主转变为以售电为主。当电价上限提高至3 元/kW·h 时，氢能电站以售氢为主，此时氢能电站进行买卖电的次数增加，买电成本会相应提高，通过电价差套利盈利的收入也会随着电价上限的提高而增加；但卖氢收入将有所降低，氢能电站通过套利盈利收入的提高未能弥补减少售氢的收入，因此总收益将降低。当电价上限继续提升时，随着电价上限增长氢能电站买卖电量的次数增加，收益越来越高，卖氢收入越来越低。此时，氢能电站的主营业务变为售电，主要收益逐渐由卖氢转化为利用电价差套利。可再生能源出力时，往往会由于供电增加（如中午）导致电力现货价格较低。因此氢能电站为了在高电价电位进行卖电，大部分可再生能源将用来制氢，可再生能源上网收益降低。提高电力现货价格上限可以促进可再生能源在氢能电站的利用并促进氢能电站为可再生能源发电大规模增长提供备用、调峰等辅助服务的发展。

4.2 氢气价格下降对氢能电站商业模式发展的影响

由于目前灰氢的成本大概在10 元/kg～20 元/kg，蓝氢的成本约为20 元/kg～30 元/kg，考虑到2040 至2050 年电解水制氢的价格下降至与蓝氢平价，2060 年氢气价格下降至与灰氢成本相同时氢能电站的收益情况［22］，本文在涵盖售氢业务的商业模式三、五的基础上进一步改变氢气售价。当氢价不断下降时，氢能电站在不同商业模式下的收益情况如图5 所示。

图4 显示，至2040—2050 年，当氢气价格为20元/kg 时，“套利+调频”商业模式的收益相比“可再生能源+套利+售氢”初具发展前景；2060 年左右氢气价格下降为10 元/kg 时，氢能电站提供售电服务下的“套利+调频”及“氢储能套利”商业模式将比“可再生能源+套利+售氢”商业模式更有发展潜力，而“套利+调频+售氢”一直是氢能电站发展的方向，是最优的商业模式。因此，未来在氢气价格逐渐降低的情况下，应重视氢能电站提供售电服务的商业模式所带来的价值，政策的制定应倾向对氢能电站提供调峰、调频辅助服务的补偿及补贴，以促进氢能电站更好地发展。

图4 不同氢价下各商业模式年收益情况对比

5 结论及政策建议

本文在新型电力系统的背景下，以如何促进氢储能发展、增加电力系统灵活性为出发点对氢能电站发展的不同商业模式进行了分析。通过构建氢能电站运行优化模型，对“氢储能套利”“可再生能源制氢+套利”“可再生能源制氢+套利+售氢”“套利+调频”“套利+调频+售氢”5 种商业模式下氢能电站的运行及成本收益情况进行了仿真模拟计算，得到以下结论。

（1）在目前的氢气市场及电力市场背景下，不同氢能利用商业模式的经济性排序由高到低为：“氢储能套利+调频+售氢”“可再生能源制氢+套利+售氢”“氢储能套利+调频”“氢储能套利”“可再生能源制氢+套利”。由此可见，在目前的技术水平及电力市场条件下，包含售氢业务的商业模式能为氢能电站带来更加可观的收益，从而推动并促进氢能的发展。

（2）未来随着氢价的降低，促进氢能发展具有前景的商业模式将由包含售氢的模式过渡至以售电为主、为电网提供辅助服务的模式，且“氢储能套利+调频+售氢”将一直是氢能电站的未来发展方向。在当今氢气市场价格为40 元/kg，“氢储能套利+调频+售氢”的商业模式最具有发展前景；“可再生能源制氢+氢储能套利+售氢”模式次之；而氢能电站只通过氢储能套利盈利的收益较低。在未来氢价下降至10 元/kg～20 元/kg 的情况下，“套利+调频”及“氢储能套利”商业模式的发展潜力将凸显，比包含售氢业务的商业模式三更具发展优势、更能促进氢能电站的发展。

（3）更加开放的电力市场环境更有助于“氢储能套利”商业模式的发展。研究结果显示，氢能电站通过实时电价下电价差套利盈利的收益高于分时电价下套利盈利的收益。且当电力现货上限水平达到3 元/kW·h 时，可以促进“可再生能源制氢+氢储能套利+售氢”模式下可再生能源为氢能电站充电行为的发生，从而促进可再生能源在氢能电站的利用和发展，使可再生能源可在氢能电站系统中发挥更大作用，同时氢储能发挥调峰性质具备盈利性。

根据以上所得结论，本文提出以下政策建议：

（1）允许氢能电站作为独立主体参与向下游用氢企业售氢是目前推动氢能发展的有效手段。一方面，需要相关政府部门积极制定政策以明确氢能的属性及可利用领域；另一方面，应当将氢能电站纳入可参与向下游用氢企业售氢的范围，增加氢能电站的业务流及现金流。与此同时，政策的制定及颁布应倾向于对氢能电站售氢业务的补贴，以促进氢能在氢能电站实现更好的发展。

（2）积极鼓励氢能电站作为独立主体纳入可参与电力辅助服务市场。氢能电站若想获得足够的收益，需要深度参与电力辅助服务市场，一方面需要建立健全辅助服务市场，对参与辅助服务市场交易主体范围和有偿调频等基准进行修订完善，同时注重辅助服务市场与现货市场的结合，促进辅助服务市场和主能量市场的协同互动，使其融合发展；另一方面在电力市场发展较为成熟的后期，需要加大对氢能电站售氢业务的补贴力度，使售电及售氢共同发展。

（3）推进电力市场建设，完善电力市场交易机制，利用价格手段和放宽市场准入推动氢储能套利商业模式的发展。为了促进氢储能套利商业模式的发展，未来可以通过加大峰谷电价差，使电价能够更好地反映灵活性电源，如提高氢燃料电池在电力尖峰或高峰时点的发电价值，以促进可再生能源在氢能电站的利用并提升氢储能的收益。此时，氢能电站交由电网企业进行运营管理更具实际意义。这有助于电网企业根据实际需求情况利用氢气通过氢燃料电池进行并网发电，及时对电网稳定性进行调节，优先对电力进行实时调度。