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氫儲能在我國新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價值、挑戰(zhàn)及展望

2022-08-11 14:36:59 來源:《中國工程科學》

關(guān)鍵詞:

氫儲能新型電力系統(tǒng)

本文選自中國工程院院刊《中國工程科學》2022年第3期

作者:許傳博 ,劉建國

來源:氫儲能在我國新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價值、挑戰(zhàn)及展望[J].中國工程科學,2022,24(3):89-99.

編者按

儲能作為重要的調(diào)節(jié)資源,對于促進新能源高比例消納和保障電力電量實時平衡具有重要作用。現(xiàn)有的儲能系統(tǒng)主要分為五類:機械儲能、電化學儲能、電磁儲能、熱儲能和化學儲能。氫儲能是一種新型儲能,在能量維度、時間維度和空間維度上具有突出優(yōu)勢,可在新型電力系統(tǒng)建設(shè)中發(fā)揮重要作用。

中國工程院院刊《中國工程科學》2022年第3期刊發(fā)華北電力大學能源電力創(chuàng)新研究院劉建國教授研究團隊的《氫儲能在我國新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價值、挑戰(zhàn)及展望》一文。文章剖析了氫儲能相對其他儲能技術(shù)的優(yōu)勢,闡述了新型電力系統(tǒng)對氫能的訴求,并構(gòu)建了氫儲能在新型電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”中的應(yīng)用價值體系。

文章認為,氫儲能在儲存容量和放電時長等性能指標上可滿足新型電力系統(tǒng)的要求,但在投資成本和轉(zhuǎn)化效率方面與要求仍有一定差距;氫能系統(tǒng)與電力系統(tǒng)缺乏跨領(lǐng)域協(xié)同,氫儲能在新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用缺少相應(yīng)的激勵配套政策;在可再生能源制氫、電氫耦合運行控制和氫燃料電池發(fā)電等方面仍存在標準體系不健全甚至空白的問題。文章建議,現(xiàn)階段應(yīng)以效率高、成本低“電? 氫”廣義氫儲能方式為主,“電? 氫? 電”狹義氫儲能方式為輔;充分發(fā)揮氫能市場、電力市場和碳市場力量,促進氫儲能低碳低成本的健康發(fā)展;積極探索氫能在不同距離尺度下的運輸方式組合,解決氫能資源與負荷逆向分布難題;加快完善電氫耦合產(chǎn)業(yè)新型標準體系建設(shè),搶占國際標準化制高點。

一、 前言

我國能源資源稟賦的特點是“富煤、缺油、少氣”,能源結(jié)構(gòu)主要以煤炭為主,原油和天然氣資源的對外依存度較高。2014年6月,習近平總書記就推動能源生產(chǎn)和消費革命提出“四個革命、一個合作”的能源發(fā)展戰(zhàn)略思想,為推進我國能源清潔低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展指明了方向。“十三五”時期,我國能源消費結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化,非化石能源消費比重從12.1%提高至15.9%,平均每年提高了0.76個百分點。面對全球性的氣候危機,中國在2020年9月向世界鄭重承諾:我國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值,努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和。2020年我國全社會碳排放約1.06×1010 t,其中電力行業(yè)碳排放約4.6×109 t,占比高達43.4%。在此形勢下,電力行業(yè)肩負著“雙碳”目標實現(xiàn)的重要歷史使命,將承擔著主力軍的關(guān)鍵角色。

2021年中央財經(jīng)委員會第九次會議指出:要構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。新型電力系統(tǒng)的內(nèi)涵是:以新能源為供給主體、以確保能源電力安全為基本前提、以滿足經(jīng)濟社會發(fā)展電力需求為首要目標,以堅強智能電網(wǎng)為樞紐平臺,以“源網(wǎng)荷儲”互動與多能互補為支撐,具有清潔低碳、安全可控、靈活高效、智能友好、開放互動的基本特征。氫能是一種來源豐富、綠色低碳、應(yīng)用廣泛的二次能源,將為新型電力系統(tǒng)的安全低碳建設(shè)發(fā)揮重要價值。2022年3月,國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃(2021—2035年)》,氫能的戰(zhàn)略定位被提升到了未來國家能源體系的重要組成部分。

目前,許多國內(nèi)外主流機構(gòu)對氫能在終端能源的消費比重進行了預(yù)測。國際氫能委員會(Hydrogen Council)發(fā)布的報告《氫能規(guī)模化——全球能源轉(zhuǎn)型的可持續(xù)途徑》預(yù)計到2050年,在將溫度升幅控制在2 ℃前提下,氫能將承擔全球18%的終端能源消費(約80 EJ),全年的二氧化碳排放量能夠較現(xiàn)在減少約6×109 t。美國燃料電池和氫能協(xié)會(FCHEA)發(fā)布的報告《美國氫能經(jīng)濟路線圖——減排及驅(qū)動氫能在全美實現(xiàn)增長》預(yù)計到2050年,氫能將滿足美國終端能源需求的14%。歐盟委員會發(fā)布的兩項戰(zhàn)略計劃《歐盟氫能戰(zhàn)略》和《歐盟能源系統(tǒng)集成戰(zhàn)略》預(yù)計到2050年,氫能可以滿足全歐盟24%的終端能源需求。

從中國范圍來看,根據(jù)中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟(簡稱“中國氫能聯(lián)盟”)預(yù)測,到2030年中國氫氣需求量將達到3.5×107 t,在終端能源體系中占比5%,到2050年氫氣需求量接近6×107 t,氫能將在中國終端能源體系中占比至少達到10%,可減排約7×108 t二氧化碳;《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告2020》和《2021中國能源化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告》得出2050年氫能在我國能源體系中占比10%的相同結(jié)論。與上述時點不同,《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書2020》預(yù)計在2060年氫能在我國終端能源消費中占比將達20%左右。綜合以上數(shù)據(jù),保守估計2050年氫能在我國終端能源體系占比將達10%。氫能將與電能耦合互補,共同成為我國終端能源體系的重要消費主體。

當前關(guān)于氫儲能的綜述性研究較多關(guān)注技術(shù)研發(fā)與應(yīng)用進展、可再生能源系統(tǒng)集成等方面,而針對氫儲能在新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價值分析研究較為匱乏。針對于此,本文從我國新型電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”各個環(huán)節(jié)對氫儲能的應(yīng)用價值進行梳理和歸納,力求深入探討氫儲能在新型電力系統(tǒng)中應(yīng)用存在的挑戰(zhàn)并展望未來發(fā)展。通過本文的研究,可以促進氫儲能產(chǎn)業(yè)與新型電力系統(tǒng)建設(shè)的有機融合,驅(qū)動電力、交通、建筑和工業(yè)等部門的碳排放快速達峰。

二、氫儲能系統(tǒng)與技術(shù)

(一)氫儲能系統(tǒng)

近年來,我國新能源發(fā)展勢頭迅猛。截至2021年年底,我國新能源發(fā)電裝機達到7.26×108 kW,其中風電3.28×108 kW、太陽能發(fā)電3.07×108 kW,分別連續(xù)12年和7年穩(wěn)居全球首位。由于新能源的間歇性特點,加之輸電容量有限,棄風和棄光問題隨著新型電力系統(tǒng)中風電、光伏滲透率的不斷增加將日益突出。此外,在連續(xù)無風、無光等極端天氣下,將造成新型電力系統(tǒng)電力供應(yīng)可靠性大幅下降甚至出現(xiàn)大面積缺電現(xiàn)象。儲能作為重要的調(diào)節(jié)資源,對于促進新能源高比例消納和保障電力電量實時平衡具有重要作用。2021年7月,國家發(fā)展和改革委員會、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》提出,2030年新型儲能裝機規(guī)模達到30 GW以上,首次從政策層面明確和量化了儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標。

現(xiàn)有的儲能系統(tǒng)主要分為五類:機械儲能、電化學儲能、電磁儲能、熱儲能和化學儲能。機械儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等;電化學儲能主要包括鉛酸電池、鋰離子電池、鈉硫電池和液流電池;電磁儲能包括超級電容器儲能和超導(dǎo)儲能;熱儲能是將熱能儲存在隔熱容器的媒介中,適時實現(xiàn)熱能直接利用或者熱發(fā)電;化學儲能是指利用氫等化學物作為能量的載體。儲能即儲存能量,根據(jù)能量形式的不同,儲能又可以分為電儲能、熱儲能和氫儲能三類。機械儲能、電化學儲能和電磁儲能屬于電儲能,目的是儲電,適用于充放電短周期內(nèi)的就地使用。

氫儲能是一種新型儲能,在能量維度、時間維度和空間維度上具有突出優(yōu)勢,可在新型電力系統(tǒng)建設(shè)中發(fā)揮重要作用。氫儲能技術(shù)是利用電力和氫能的互變性而發(fā)展起來的。氫儲能既可以儲電,又可以儲氫及其衍生物(如氨、甲醇)。狹義的氫儲能是基于“電 ? 氫 ? 電”(Power-to-Power,P2P)的轉(zhuǎn)換過程,主要包含電解槽、儲氫罐和燃料電池等裝置。利用低谷期富余的新能源電能進行電解水制氫,儲存起來或供下游產(chǎn)業(yè)使用;在用電高峰期時,儲存起來的氫能可利用燃料電池進行發(fā)電并入公共電網(wǎng)。廣義的氫儲能強調(diào)“電 ? 氫”單向轉(zhuǎn)換,以氣態(tài)、液態(tài)或固態(tài)等形式存儲氫氣(Power-to-Gas,P2G),或者轉(zhuǎn)化為甲醇和氨氣等化學衍生物(Power-to-X,P2X)進行更安全地儲存。

氫儲能與其他儲能方式相比,具有以下4個方面的明顯優(yōu)勢:

①在新能源消納方面,氫儲能在放電時間(小時至季度)和容量規(guī)模(百吉瓦級別)上的優(yōu)勢比其他儲能明顯,如圖1所示;

②在規(guī)模儲能經(jīng)濟性方面,隨著儲能時間的增加,儲能系統(tǒng)的邊際價值下降,可負擔的總成本也將下降,規(guī)模化儲氫比儲電的成本要低一個數(shù)量級;

③在儲運方式靈活性方面,氫儲能可采用長管拖車、管道輸氫、天然氣摻氫、特高壓輸電 ? 受端制氫和液氨等方式;

④在地理限制與生態(tài)保護上,相較于抽水蓄能和壓縮空氣儲能等大規(guī)模儲能技術(shù),氫儲能不需要特定的地理條件且不會破環(huán)生態(tài)環(huán)境。

圖1 各類儲能在放電時間和容量性能的對比

2020年12月,美國能源部(DOE)發(fā)布了儲能大挑戰(zhàn)路線圖,這是美國發(fā)布的首個關(guān)于儲能的綜合性戰(zhàn)略,氫儲能是其中的主要探討對象。根據(jù)美國國家可再生能源實驗室(NREL)預(yù)測,到2050年,持續(xù)放電時間12 h以上的長時儲能的裝機容量將會顯著增長,在未來30年將會部署裝機容量為125 GW到680 GW的長時儲能。根據(jù)Hydrogen Council研究報告,當可再生能源份額達到60%~70%以上時,對氫儲能的需求會呈現(xiàn)出指數(shù)增長勢態(tài)。

截至2021年11月,世界主要發(fā)達國家在運營的氫儲能設(shè)施已有9座,均分布在歐盟,如表1所示。

表1 主要發(fā)達國家在運營氫儲能設(shè)施

目前,國內(nèi)也有少量氫儲能項目已正式運行或試運行。安徽六安兆瓦級制氫綜合利用示范工程是國內(nèi)首座兆瓦級氫儲能電站,利用1 MW質(zhì)子交換膜電解制氫和余熱利用技術(shù),實現(xiàn)電解制氫、儲氫、售氫、氫能發(fā)電等功能。寧夏寶豐一體化太陽能電解水制氫儲能及綜合應(yīng)用示范項目為全球單廠規(guī)模最大、單臺產(chǎn)能最大的電解水制氫項目,采用新能源發(fā)電 ? 電解水制綠氫 ? 綠氧直供煤化工的模式,包括2×105 kW光伏發(fā)電裝置和產(chǎn)能為每小時2×104 m3的電解水制氫裝置,項目投產(chǎn)后每年可減少二氧化碳排放約4.45×105 t。大陳島氫能綜合利用示范工程是全國首個海島“綠氫”綜合能源示范項目,通過構(gòu)建基于100%新能源發(fā)電的制氫 ? 儲氫 ? 燃料電池熱電聯(lián)供系統(tǒng),實現(xiàn)清潔能源百分百消納與全過程零碳供能。

(二)氫儲能技術(shù)

與其他燃料相比,氫的質(zhì)量能量密度大,但體積能量密度低(汽油的1/3000),因此構(gòu)建氫儲能系統(tǒng)的重要前提條件之一是在較高體積能量密度下儲存氫氣。目前,主要儲氫方式可以分為物理儲氫和化學儲氫。物理儲氫包括高壓氣態(tài)儲存技術(shù)、低溫液態(tài)儲存技術(shù)和地質(zhì)儲氫技術(shù);化學儲氫包括固態(tài)儲存技術(shù)、有機液態(tài)儲氫技術(shù)和液氨儲氫技術(shù)。不同儲氫技術(shù)的密度如表2所示。

表2 不同儲氫技術(shù)的密度

1. 物理儲氫技術(shù)

(1)高壓氣態(tài)儲存技術(shù)。高壓氣態(tài)儲氫是指在高壓下,將氫氣壓縮,以高密度氣態(tài)形式儲存于特定容器中,是目前應(yīng)用最廣泛的儲氫方式。相對其他儲氫技術(shù),其具有成本較低、能耗低、易脫氫、工作條件較寬松等特點,是目前最常用并且發(fā)展最成熟的儲氫技術(shù),其難點主要集中在儲氫容器的研制上。目前,儲氫容器通常為耐高壓的鋼制氣瓶,主要包括金屬儲罐、金屬內(nèi)襯纖維纏繞儲罐和全復(fù)合輕質(zhì)纖維纏繞儲罐。

(2)低溫液態(tài)儲存技術(shù)。低溫液態(tài)儲氫將氫氣冷卻至-253 ℃,液化儲存于低溫絕熱液氫罐中,儲氫密度可達約71 kg/m3,體積密度為氣態(tài)時的845倍,實現(xiàn)高效儲氫,其輸送效率高于氣態(tài)氫。但液氫裝置一次性投資較大,液化過程中能耗較高,儲存過程中有一定的蒸發(fā)損失,其蒸發(fā)率與儲氫罐容積有關(guān),大儲罐的蒸發(fā)率遠低于小儲罐。國內(nèi)液態(tài)儲氫應(yīng)用成本較高,目前主要用于航天航空領(lǐng)域及軍事領(lǐng)域。北京航天試驗技術(shù)研究所(101所)以及北京中科富海低溫科技有限公司等正在突破相關(guān)核心裝備。

(3)地質(zhì)儲氫技術(shù)。氫氣地質(zhì)儲存是氫能大規(guī)模和長期儲存的最佳選擇。國際上,根據(jù)現(xiàn)有的地理條件,選擇鹽穴、廢棄礦井、油氣井和含水層大規(guī)模長期儲存壓縮氫氣的方式。這種儲氫成本低,約0.6美元/kg,效率約為98%。從具體國家來看,美國具有最大的可儲存氫的鹽穴(1×104~2×104 t),英國有3個鹽穴可以儲存1000 t氫氣,德國計劃于2023年建設(shè)1個氫氣的鹽穴儲存示范項目(3500 t)。

2. 化學儲氫技術(shù)

與物理儲氫不同,化學儲氫方案一般通過利用儲存介質(zhì)與氫氣結(jié)合為穩(wěn)定化合物的方式實現(xiàn)氫儲存。用氫時,通過加熱或其他方式使化合物分解放氫,同時回收儲存介質(zhì)。根據(jù)儲存介質(zhì)種類不同,化學儲氫技術(shù)主要包括金屬氫化物儲氫、液態(tài)有機氫載體儲氫、無機物儲氫、液氨儲氫等。與高壓氣態(tài)儲氫和低溫液態(tài)儲氫相比,化學儲氫技術(shù)成熟度相對較低,目前多在實驗室、示范項目環(huán)節(jié)。

(1)固態(tài)儲存技術(shù)。固態(tài)儲氫是利用氫氣和儲氫材料之間發(fā)生物理或化學反應(yīng)從而轉(zhuǎn)化為固溶體或者氫化物的形式進行氫氣儲存。固態(tài)儲氫材料主要可分為物理吸附儲氫和化學氫化物儲氫。相較于高壓氣態(tài)和低溫液態(tài)儲氫,其儲氫體積密度較大、儲氫壓力小、運輸方便、安全性高、可重復(fù)利用等優(yōu)點,適用于對體積要求較嚴格的應(yīng)用場景,是最具發(fā)展?jié)摿Φ囊环N儲氫方式。但其對儲氫材料要求較高,目前,各種材料多數(shù)處于研究階段。

(2)有機液態(tài)儲氫。有機液態(tài)儲氫是通過不飽和液體有機物的可逆加氫和脫氫反應(yīng)來實現(xiàn)氫能儲存的方法。該技術(shù)先將液體有機氫能載體催化加氫儲能,再將加氫后的液體輸送至各站點分發(fā),最后輸入脫氫反應(yīng)裝置中發(fā)生催化脫氫反應(yīng),釋放氫能。有機液態(tài)儲氫具有較高儲氫密度,在環(huán)境條件下即可儲氫,安全方便,可實現(xiàn)跨季節(jié)、跨地區(qū)的長期儲存,便于長距離運輸,但也存在費用高,氫氣純度不夠等缺點。

(3)液氨儲氫技術(shù)。氫與氮氣在催化劑作用下合成液氨,以液氨形式儲運。液氨在常壓、約400 ℃下分解放氫。相比于低溫液態(tài)儲氫技術(shù)要求的極低氫液化溫度(-253 ℃),氨在一個大氣壓下的液化溫度要高得多(-33 ℃),“氫 ? 氨 ? 氫”方式的耗能、實現(xiàn)難度及運輸難度相對更低。同時,液氨儲氫中體積儲氫密度比液氫高1.7倍,更遠高于長管拖車式氣態(tài)儲氫技術(shù)。該技術(shù)在長距離氫能儲運中有一定優(yōu)勢。

三、氫儲能在新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價值及規(guī)模分析

相比于傳統(tǒng)電力系統(tǒng),新型電力系統(tǒng)有以下幾點重要變化,如圖2所示:

①從發(fā)電側(cè)形態(tài)上看,將從以火電為主轉(zhuǎn)向以風、光等新能源發(fā)電為主。特征變化方面,從高碳電力系統(tǒng)變?yōu)榈吞茧娏ο到y(tǒng)、從連續(xù)可控電源變?yōu)殡S機波動電源。

②從電網(wǎng)側(cè)形態(tài)上看,將從單一大電網(wǎng)演變?yōu)榇箅娋W(wǎng)與微電網(wǎng)互補并存。特征變化方面,從剛性電網(wǎng)變?yōu)殪`活韌性電網(wǎng)、電網(wǎng)數(shù)字化水平從低到高。

③從用戶側(cè)形態(tài)來看,將從電力消費者轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏?ldquo;產(chǎn)消者”。特征變化方面,從靜態(tài)負荷資源轉(zhuǎn)變?yōu)閯討B(tài)可調(diào)負荷資源、從單向電能供給變?yōu)殡p向電能互濟、終端電能替代比例從低到高。

④從電能平衡方式上看,將由“源隨荷動”轉(zhuǎn)變?yōu)?ldquo;源網(wǎng)荷儲”互動。特征變化方面,從自上而下調(diào)度模式變?yōu)槿W(wǎng)協(xié)同的調(diào)度模式、從實時平衡模式變?yōu)榉峭耆珜崟r平衡模式。

⑤從技術(shù)基礎(chǔ)形態(tài)上看,將從以同步機為主的機械電磁系統(tǒng)變?yōu)橐酝綑C和電力電子設(shè)備共同主導(dǎo)的混合系統(tǒng)。特征變化方面,從高轉(zhuǎn)動慣量系統(tǒng)變?yōu)槿蹀D(zhuǎn)動慣量系統(tǒng)。

圖2 新型電力系統(tǒng)與傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的對比

針對上述變化,新型電力系統(tǒng)面臨著諸多新訴求:

①構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的核心是新能源成為主體電源后如何實現(xiàn)不同時間尺度上的功率與能量平衡,其關(guān)鍵在于統(tǒng)籌發(fā)展不同功能定位的儲能。電化學儲能主要解決系統(tǒng)短期尺度的功率平衡,難以應(yīng)對周、月、季等長期尺度下的能量不平衡問題,亟需引入先進的長時儲能技術(shù)。

②隨著新能源逐步取代化石能源裝機,能量在空間上的不平衡性愈發(fā)凸顯。現(xiàn)階段調(diào)峰資源以火電機組、抽水蓄能電站為主,跨區(qū)域調(diào)峰能力受輸配電網(wǎng)絡(luò)布局和容量的限制,且隨著煤電機組的提前退役和抽水蓄能電站開發(fā)殆盡,未來調(diào)節(jié)能力有限,亟需引入大規(guī)模、跨區(qū)域的新興調(diào)峰手段。

③電能替代是實現(xiàn)碳中和目標的重要手段。然而,單純依靠電氣化難以實現(xiàn)重卡運輸、鐵路貨運、航空航天等交通領(lǐng)域和冶金、水泥、化工等工業(yè)領(lǐng)域的深度脫碳,新型電力系統(tǒng)亟需與其他深度脫碳的能源品種進行有機融合。

面對以上新型電力系統(tǒng)的訴求,氫能可發(fā)揮如下的關(guān)鍵作用:

①氫可以多種方式進行儲存,如高壓壓縮、低溫液化、固體儲氫、轉(zhuǎn)化為液體燃料或與天然氣混合儲存在天然氣基礎(chǔ)設(shè)施中,從而實現(xiàn)小時至季節(jié)的長時間、跨季節(jié)儲存;

②液態(tài)氫能量密度大(143 MJ/kg,可折算為40 kWh·kg),約為汽油、柴油、天然氣的2.7倍、電化學儲能(根據(jù)種類不同,在100~240 Wh/kg)的百倍,氫儲能是少有的能夠儲存百吉瓦時以上的方式,且氫氣的運輸方式多元,不受輸配電網(wǎng)絡(luò)的限制,從而實現(xiàn)大規(guī)模、跨區(qū)域調(diào)峰。

③氫能作為高能量密度、高燃燒熱值的燃料,可在重卡運輸、鐵路貨運、航運和航天等交通應(yīng)用場景發(fā)揮重要作用;與此同時,氫能還是一種重要的工業(yè)原料,綠色氫能可用于替代化石燃料作為冶金、水泥和化工等工業(yè)領(lǐng)域的還原劑。

氫儲能在新型電力系統(tǒng)中的定位有別于電化學儲能,主要是長周期、跨季節(jié)、大規(guī)模和跨空間儲存的作用,在新型電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”中具有豐富的應(yīng)用場景,如圖3所示。

圖3 氫儲能在新型電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”的應(yīng)用場景

(一)氫儲能在電源側(cè)的應(yīng)用價值

氫儲能在電源側(cè)的應(yīng)用價值主要體現(xiàn)在減少棄電、平抑波動和跟蹤出力等方面。

1. 利用風光棄電制氫

由于光伏、風力等新能源出力具有天然的波動性,棄光、棄風問題一直存在于電力系統(tǒng)中。隨著我國“雙碳”目標下新能源裝機和發(fā)電量的快速增長,未來新能源消納仍有較大隱憂。因此,利用廣義氫儲能將無法并網(wǎng)的電能就地轉(zhuǎn)化為綠氫,不僅可以解決新能源消納問題,并可為當?shù)毓I(yè)、交通和建筑等領(lǐng)域提供清潔廉價的氫能,延長綠色產(chǎn)業(yè)鏈條。國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示,2020年我國棄水、棄風和棄光電量為3.01×1010 kW·h、1.66×1010 kW·h和5.26×109 kW·h。制氫電耗按照5 kW·h/Nm3計算,理論上總棄電量可制取綠氫9.28×105 t。

2. 平抑風光出力波動

質(zhì)子交換膜(PEM)電解技術(shù)可實現(xiàn)輸入功率秒級、毫秒級響應(yīng),可適應(yīng)0~160%的寬功率輸入,冷啟動時間小于5 min,爬坡速率為每秒100%,使得氫儲能系統(tǒng)可以通過實時地調(diào)整跟蹤風電場、光伏電站的出力。氫儲能系統(tǒng)在風電場、光伏電站出力尖峰時吸收功率,在其出力低谷時輸出功率。風光總功率加上儲氫能的功率后的聯(lián)合功率曲線變得平滑,從而提升新能源并網(wǎng)友好性,支撐大規(guī)模新能源電力外送。

3. 跟蹤計劃出力曲線

通過對風電場、光伏電站的出力預(yù)測,有助于電力系統(tǒng)調(diào)度部門統(tǒng)籌安排各類電源的協(xié)調(diào)配合,及時調(diào)整調(diào)度計劃,從而降低風光等隨機電源接入對電力系統(tǒng)的影響。另一方面,隨著新能源逐步深入?yún)⑴c我國電力市場,功率預(yù)測也是報量、報價的重要基礎(chǔ)。然而,由于預(yù)測技術(shù)的限制,風光功率預(yù)測仍存在較大誤差。利用氫儲能系統(tǒng)的大容量和相對快速響應(yīng)的特點,對風光實際功率與計劃出力間的差額進行補償跟蹤,可大幅度地縮小與計劃出力曲線的偏差。

(二)氫儲能在電網(wǎng)側(cè)的應(yīng)用價值

氫儲能在電網(wǎng)側(cè)的應(yīng)用價值主要體現(xiàn)在為電網(wǎng)運行提供調(diào)峰容量和緩解輸變線路阻塞等方面。

1. 提供調(diào)峰輔助容量

電網(wǎng)接收消納新能源的能力很大程度上取決于其調(diào)峰能力。隨著大規(guī)模新能源的滲透及產(chǎn)業(yè)用電結(jié)構(gòu)的變化,電網(wǎng)峰谷差將不斷擴大。我國電力調(diào)峰輔助服務(wù)面臨著較大的容量缺口(見圖4),到2030年容量調(diào)節(jié)缺口將達到1200 GW,到2050年缺口將擴大至約2600 GW。氫儲能具有高密度、大容量和長周期儲存的特點,可以提供非常可觀的調(diào)峰輔助容量。

圖4 我國2020—2050年調(diào)峰容量缺口

2. 緩解輸配線路阻塞

在我國部分地區(qū),電力輸送能力的增長跟不上電力需求增長的步伐,在高峰電力需求時輸配電系統(tǒng)會發(fā)生擁擠阻塞,影響電力系統(tǒng)正常運行。因此,大容量的氫儲能可充當“虛擬輸電線路”,安裝在輸配電系統(tǒng)阻塞段的潮流下游,電能被存儲在沒有輸配電阻塞的區(qū)段,在電力需求高峰時氫儲能系統(tǒng)釋放電能,從而減少輸配電系統(tǒng)容量的要求,緩解輸配電系統(tǒng)阻塞的情況。

(三)氫儲能在負荷側(cè)的應(yīng)用價值

氫儲能在電網(wǎng)側(cè)的應(yīng)用價值主要體現(xiàn)在參與電力需求響應(yīng)、實現(xiàn)電價差額套利以及作為應(yīng)急備用電源等方面。

1. 參與電力需求響應(yīng)

新型電力系統(tǒng)構(gòu)建理念將由傳統(tǒng)的“源隨荷動”演進為“荷隨源動”甚至“源荷互動”。在此背景下,負荷側(cè)的靈活性資源挖掘十分重要。分布式氫燃料電池電站和分布式制氫加氫一體站可作為高彈性可調(diào)節(jié)負荷,可以快速響應(yīng)不匹配電量。前者直接將氫能的化學能轉(zhuǎn)化為電能,用于“填谷”。后者通過調(diào)節(jié)站內(nèi)電制氫功率進行負荷側(cè)電力需求響應(yīng),用于“削峰”。

2. 實現(xiàn)電價差額套利

電力用戶將由單一的消費者轉(zhuǎn)變?yōu)榛旌闲偷?ldquo;產(chǎn)消者”。我國目前絕大部分省市工業(yè)用戶均已實施峰谷電價制來鼓勵用戶分時計劃用電。氫儲能用于峰谷電價套利,用戶可以在電價較低的谷期利用氫儲能裝置存儲電能,在高峰時期使用燃料電池釋放電能,從而實現(xiàn)峰谷電價套利。目前,從2021年國內(nèi)工商業(yè)電價來看,我國一半以上地區(qū)可以達到3∶1峰谷價差要求,價差值在0.5~0.7元/kW·h。此外,我國一些省份已開始實施季節(jié)價差(如浙江省),提高了夏季和冬季的電價。隨著我國峰谷電價的不斷拉大和季節(jié)電價的執(zhí)行,氫儲能存在著一定的套利空間。

3. 作為應(yīng)急備用電源

柴油發(fā)電機、鉛酸蓄電池或鋰電池是目前應(yīng)急備用電源系統(tǒng)的主流。使用柴油發(fā)電機的短板在于噪音大、高污染排放。鉛酸蓄電池或鋰電池則面臨使用壽命較短、能量密度低、續(xù)航能力差等缺陷。在此情況下,環(huán)保、靜音、長續(xù)航的移動式氫燃料電池是最理想的替代方案之一。例如,國內(nèi)首臺單電堆功率超過120 kW氫燃料電池移動應(yīng)急電源參與抗擊廣東省的“山竹”臺風。

(四)氫儲能的未來規(guī)模分析

“源網(wǎng)荷”各側(cè)的氫儲能未來發(fā)展規(guī)模主要受政策驅(qū)動,基于目前的政策情景,短期內(nèi)氫儲能增長點主要在電源側(cè),而電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)很難形成規(guī)模化。

①電源側(cè)儲能政策方面:我國已有超過20個省份發(fā)布新能源強制配置儲能的相關(guān)政策,所提出的儲能配置比例基本在5%~20%、時間在1~4 h。此外,山東省下發(fā)的《關(guān)于開展儲能示范應(yīng)用的實施意見》鼓勵風電、光伏發(fā)電制氫,制氫裝機運行容量視同配建儲能容量。

②電網(wǎng)側(cè)儲能政策方面:2019年5月,國家發(fā)展和改革委員會印發(fā)的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》第十條中明確規(guī)定了電網(wǎng)投資的電儲能資產(chǎn)不計入輸配電價成本。目前,電網(wǎng)側(cè)儲能成本的疏導(dǎo)機制尚不完善,電網(wǎng)企業(yè)投資儲能的積極性不高,短期內(nèi)電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模儲能建設(shè)增長幅度有限。

③用戶側(cè)儲能政策方面:2021年7月,國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》,要求系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方,峰谷電價價差原則上不低于4∶1,其他地方原則上不低于3∶1。此外,我國部分省份也開始實行季節(jié)價差。然而,由于氫儲能系統(tǒng)成本過高與效率偏低,目前峰谷價差和季節(jié)價差難以刺激用戶側(cè)氫儲能投資建設(shè)。

四、 氫儲能在新型電力系統(tǒng)應(yīng)用的挑戰(zhàn)及展望

氫儲能可有效補充電化學儲能的不足,助力新型電力系統(tǒng)的發(fā)展,成為未來實現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的重要技術(shù)方向。現(xiàn)階段,我國氫儲能在新型電力系統(tǒng)中應(yīng)用的機遇與挑戰(zhàn)并存。圖5展示了氫儲能、電化學儲能、抽水蓄能和壓縮空氣儲能在各類性能指標上的對比。可以看出,在儲存容量、放電時長等性能指標上,氫儲能高于其他儲能,且可完全滿足新型電力系統(tǒng)的要求,而在投資成本和轉(zhuǎn)化效率方面,與要求仍有一定差距。

圖5 氫儲能性能與新型電力系統(tǒng)要求對比

(一)氫儲能在新型電力系統(tǒng)應(yīng)用挑戰(zhàn)

現(xiàn)階段,受技術(shù)、經(jīng)濟、政策和標準等因素的制約,氫能在新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用仍面臨諸多挑戰(zhàn)。

1. 氫儲能系統(tǒng)效率相對較低

現(xiàn)階段,抽水蓄能、飛輪儲能、鋰電池、鈉硫電池以及各種電磁儲能的能量轉(zhuǎn)化效率均在70%以上。相對而言,氫儲能系統(tǒng)效率較低。其中,國內(nèi)“電 ? 氫”轉(zhuǎn)化過程的堿性電解水、PEM電解水和固體氧化物(SO)電解水制氫效率分別為63%~70%、56%~60%和74%~81%。廣義氫儲能僅考慮“電 ? 氫”轉(zhuǎn)化過程,SO電解效率與其他儲能具有可比性,而堿性和PEM相對較低。另一方面,“氫 ? 電”轉(zhuǎn)化過程的燃料電池發(fā)電效率為50%~60%,其中有大部分能量轉(zhuǎn)化為熱能。狹義氫儲能的“電 ? 氫 ? 電”過程存在兩次能量轉(zhuǎn)換,整體效率僅有40%左右,與其他儲能的效率差距明顯。

2. 氫儲能系統(tǒng)成本相對較高

當前抽水蓄能和壓縮空氣儲能投資功率成本約為7000元/kW,電化學儲能成本約為2000元/kW,而氫儲能系統(tǒng)成本約為13 000元/kW,遠高于其他儲能方式。其中,燃料電池發(fā)電系統(tǒng)造價約9000元/kW,占到總投資的近70%。基于PEM和SO技術(shù)的可逆式燃料電池(RFC)可以將燃料電池和電解池集成于一體,從而降低投資成本。然而,國內(nèi)RFC技術(shù)與國際先進水平有一定差距,主要體現(xiàn)在技術(shù)成熟度、示范規(guī)模、使用壽命和經(jīng)濟性方面,關(guān)鍵核心材料也主要依賴進口。

3. 電氫耦合政策體系仍不完善

針對電氫耦合的頂層規(guī)劃和激勵機制尚不完善。氫能已被國家作為中長期科學和技術(shù)發(fā)展的重點研究方向,氫儲能也被明確納入“新型儲能”,但關(guān)于電氫耦合的頂層規(guī)劃有待完善。在頂層的補貼與獎勵方面,2020年國家層面已發(fā)布《關(guān)于開展燃料電池汽車示范應(yīng)用的通知》,采取“以獎代補”方式,對符合條件的城市群開展燃料電池汽車技術(shù)研發(fā)和示范應(yīng)用給予獎勵。該政策間接性地推動了氫儲能系統(tǒng)的示范和規(guī)模化。但在上游的電解水制取綠氫環(huán)節(jié),僅有部分省份出臺了政策性的電價優(yōu)惠,相應(yīng)的頂層激勵機制仍然缺失。

4. 電氫耦合標準體系仍不健全

隨著氫能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展,標準對氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的規(guī)范和支撐作用也日趨明顯。我國于2008年批準成立了全國氫能標準化技術(shù)委員會(SAC/TC309)和全國燃料電池及液流電池標準化技術(shù)委員會(SAC/TC342),分別構(gòu)建了我國的氫能技術(shù)標準體系和燃料電池標準體系。截至2021年4月,現(xiàn)行氫能相關(guān)國家標準共計95項,涉及氫安全、臨氫材料、氫品質(zhì)、制氫、氫儲運、加氫站、燃料電池和氫能應(yīng)用等方面。但國家標準層面主要集中在氫能應(yīng)用燃料電池技術(shù)方面,其他領(lǐng)域氫能技術(shù)標準相對薄弱,且有相當部分標準的制定年限較為久遠,現(xiàn)階段適用性不強。因此,在電氫耦合方面,仍需進一步加快制定 / 修訂新能源制氫、電制氫加氫一體化、可逆式燃料電池、電氫耦合系統(tǒng)運行等標準。技術(shù)標準是個復(fù)雜系統(tǒng)工程,需要再進一步提升政、產(chǎn)、學、研各方的協(xié)同水平。

(二)氫儲能在新型電力系統(tǒng)應(yīng)用展望

氫儲能將應(yīng)用于新型電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”的各個環(huán)節(jié),呈現(xiàn)電氫耦合發(fā)展態(tài)勢。針對氫儲能在新型電力系統(tǒng)應(yīng)用面臨的挑戰(zhàn),本文從以下幾個方面對氫儲能在新型電力系統(tǒng)的未來發(fā)展進行展望。

1. 廣義氫儲能為主、狹義氫儲能為輔

現(xiàn)階段應(yīng)以推廣效率高、成本低的“電 ? 氫”廣義氫儲能方式為主,直接為我國的交通、建筑和工業(yè)等終端部門提供高純度氫氣。在狹義氫儲能的“氫 ? 電”轉(zhuǎn)化環(huán)節(jié),充分利用氫燃料電池的熱電聯(lián)產(chǎn)特性,實現(xiàn)不同品位能量的梯級利用,提高能量的轉(zhuǎn)化效率。針對氫儲能成本過高的問題,積極探索共享儲能、融資租賃、跨季節(jié)價差套利等多元化商業(yè)模式來降低成本。與此同時,通過設(shè)立氫儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展基金、借助資本市場拓展氫儲能融資渠道、加強綠色信貸支持氫儲能基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)等方式,構(gòu)建氫儲能金融政策體系。未來,隨著新能源電力價格以及電解資本支出的下降,氫儲能中的電解系統(tǒng)成本將大幅下降。當電價為0.5元/kW·h時,堿性電解和PEM電解的單位制氫成本分別為33.9元/kg和42.9元/kg,而當電價下降為0.1元/kW·h時,上述數(shù)值分別僅為9.2元/kg和20.5元/kg。與此同時,隨著規(guī)模效應(yīng)和技術(shù)成熟,堿性和PEM電解槽投資成本將以每年9%和13%的學習率下降,氫燃料電池和儲氫罐成本也分別以11%~17%、10%~13%的速率下降。

2. 充分發(fā)揮市場力量促進氫儲能發(fā)展

借助“加快建設(shè)全國統(tǒng)一大市場”的契機,構(gòu)建氫能市場、電力市場和碳市場的多層次協(xié)同市場,促進氫儲能發(fā)展。在氫能市場方面,積極探索我國氫能市場交易中心、結(jié)算中心建設(shè),并關(guān)注氫能進出口國際貿(mào)易,可從擁有豐富可再生能源資源的沙特阿拉伯、智利等國家進口低成本綠氫,并利用我國海上風電制氫優(yōu)勢向日本、韓國等高氫氨需求國家出口氫氨能源;在電力市場方面,我國電力輔助服務(wù)市場建設(shè)尚處于初級階段,需要健全覆蓋氫儲能的價格機制,探索氫儲能參與電力市場的交易規(guī)則;在碳市場方面,未來將被納入碳交易體系的八大行業(yè)中,既有直接生產(chǎn)氫氣的化工行業(yè),也有鋼鐵、建材等氫氣需求行業(yè),需要積極探索氫能行業(yè)合理的碳價信號,引導(dǎo)高碳制氫工藝向低碳制氫工藝轉(zhuǎn)變、高碳用氫環(huán)節(jié)向低碳用氫環(huán)節(jié)轉(zhuǎn)變,并推動綠氫的碳減排量納入核證自愿減排量(CCER)市場交易。最后,加強氫能市場、電力市場、碳市場的頂層設(shè)計和規(guī)劃,做好政策協(xié)調(diào)和機制協(xié)同。

3. 積極探索氫能運輸方式的最優(yōu)組合

我國風光資源集中在“三北”地區(qū)、水資源集中在西南地區(qū),而氫能主要需求在東南沿海地區(qū),呈逆向分布。在氫能短距離運輸方面,高壓氣態(tài)拖車運氫具有明顯成本優(yōu)勢。以20 MPa壓力為例,當運輸距離為200 km以下時,氫氣的運輸成本僅為9.57元/kg;而距離增加至500 km時,運輸成本將近22.3元/kg。此外,該方式人工費占比較高,下降空間有限。

因此,在氫能長距離運輸方面,需要積極探索以下多種新興方式:

①利用現(xiàn)有西氣東輸、川氣東輸?shù)扔?0 000 km天然氣主干管網(wǎng)和龐大的支線管網(wǎng),摻入一定安全比例(5%~20%)氫氣進行輸送;

②利用我國世界領(lǐng)先的“十四交十二直”26項特高壓工程輸電線路,采用“特高壓輸電+受側(cè)制氫”模式進行氫氣虛擬運輸;

③利用液氨儲運的成本和安全優(yōu)勢,將液氨作為氫氣儲運介質(zhì),采用“氫 ? 氨 ? 氫”模式進行氫氣運輸。據(jù)預(yù)測,當運輸距離為10 000 km時,2030年液氨運輸成本大概在16.7元/kg,2050年下降至4.7元/kg。未來需要進一步對比多種新興路線的技術(shù)經(jīng)濟性,尋求氫能運輸方式的最優(yōu)組合。

4. 氫儲能發(fā)展加速電力系統(tǒng)形態(tài)演進

氫儲能的大規(guī)模發(fā)展將加速電力系統(tǒng)形態(tài)演進,促進新型電力系統(tǒng)建成:

①氫儲能可以突破新能源電力占比的限制,促進更高比例的新能源發(fā)展,快速支撐新型電力系統(tǒng)內(nèi)新能源裝機占比和發(fā)電占比超過50%;

②電解制氫、儲氫和氫燃料電池發(fā)電可構(gòu)建微電網(wǎng)系統(tǒng),進行熱、電、氫多元能源聯(lián)供,有效解決偏遠地區(qū)清潔用能的問題,并提高微電網(wǎng)在電力系統(tǒng)中的滲透率,增強新型電力系統(tǒng)的抗風險能力;

③氫儲能作為電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”多側(cè)的關(guān)鍵靈活性資源,可促進“源網(wǎng)荷儲”各環(huán)節(jié)協(xié)調(diào)互動,實現(xiàn)新型電力系統(tǒng)在不同時間尺度上的電力電量平衡;

④氫儲能系統(tǒng)可以作為能源樞紐之一,可在源側(cè)、荷側(cè)實現(xiàn)多能源互補。在電源側(cè),氫儲能可以促進“風光氫儲一體化”“風光水火儲氫一體化”等多能互補綜合能源基地建設(shè),在用戶側(cè),制氫加氫一體站可以與加油站、加氣站和充電站進行合建,形成綜合能源服務(wù)站。

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