中國儲能網(wǎng)訊：第5章—化學儲能
5.1化學儲能概述
化學儲能系統(tǒng)是將能量存儲在化學鍵中。雖然這種類型的儲能技術可以使用許多不同的化學物質(zhì)來實現(xiàn)，但基本特征始終是相同的：采用電力產(chǎn)生一種化合物并存儲，直到需要釋放能量，再將化合物的化學能轉(zhuǎn)化為電能。與電化學儲能或熱儲能相比，化學儲能具有某些優(yōu)勢——主要是相對于儲能容量而言成本較低，并且在較長時間內(nèi)存儲的能量自放電率非常低。而這些屬性以及具有的獨立擴展裝機容量和儲能容量的能力，使化學儲能系統(tǒng)適用于長時儲能。此外，與電化學儲能相比，化學儲能提供了將儲存的化學品直接用于電力系統(tǒng)以外的應用的潛力：例如，儲存的化學品可以及 為運輸和工業(yè)應用中的燃料或原料。這種多用途的潛力可以提高化學儲能系統(tǒng)某些組件的資本利用率，從而提高該技術在電力部門長時儲能方面的成本效益。
化學儲能系統(tǒng)具有的潛力不限于特定的分子或分子組，因為可以使用電力生產(chǎn)許多分子。氫氣被廣泛認為是一種技術領先的化學儲能介質(zhì)，因為它可以直接從電力中一步生產(chǎn)出來，既可以作為燃料進行發(fā)電，也可以作為其他工業(yè)過程的原料或熱源。由于氫氣在標準溫度和壓力下是一種氣體，因此需要專門的設備將其儲存為壓縮氣體或低溫液體。此外，在標準溫度和壓力下，氫氣的體積能量密度（體積能量密度的定義是單位體積能量載體中包含的能量）大約是天然氣的三分之一。可以將氫氣液化以增加其體積能量密度，但要將氫氣冷卻至所需溫度-253℃，并在儲罐中保持該溫度的過程非常耗能。
為了獲得更高的體積能量密度，還可以將氫氣與其他分子結(jié)合以生產(chǎn)合成燃料或液態(tài)有機氫載體（LOHC）。例如，氫氣可以通過費托合成工藝中與二氧化碳(CO2)結(jié)合，以生產(chǎn)合成碳氫化合物，然后可以將其用作現(xiàn)有發(fā)電技術中的燃料?；蛘呖梢宰鳛樯a(chǎn)氨氣或甲醇的原料，這些化合物在標準溫度和壓力下都以液相形式存在，并且在標準溫度和壓力下比氫氣具有更高的體積能量密度。氨氣和甲醇可以轉(zhuǎn)化回氫氣或直接用于發(fā)電。
氫氣為上述每種化學儲能化合物的低碳生產(chǎn)奠定了基礎，因此是本章討論的重點?；跉錃獾幕瘜W儲能系統(tǒng)包括氫氣生產(chǎn)、氫氣運輸和儲存以及使用氫氣作為燃料輸入的電力生產(chǎn)。
雖然氫氣在最終使用時不會產(chǎn)生碳排放，但無論其生產(chǎn)方式如何，深度脫碳還需要一種低碳工藝來生產(chǎn)氫氣。而研究團隊對這項研究特別感興趣的氫氣的生產(chǎn)途徑是采用電力進行電解。通過電解產(chǎn)生的氫氣可以被壓縮，并儲存在地上儲罐或地下地質(zhì)儲存設施中。在需要電力的時期，可以提取氫氣并用作燃料，通過燃氣輪機或大型固定燃料電池發(fā)電。氫氣燃料發(fā)電資產(chǎn)可以作為現(xiàn)有天然氣燃料調(diào)峰電廠的直接零碳替代品，以在可變可再生能源 (VRE) 可用性低時平衡電網(wǎng)。地下地質(zhì)儲氫的成本低于以能源為基礎的電化學（即電池）的儲存成本。此外，成本相對較低的地下儲存可以按季節(jié)儲存大量氫氣，類似于當前儲存天然氣和石油的方式。因此，規(guī)?；娊鈿渖a(chǎn)有可能成為長期儲能、靈活負載的巨大來源，以解決電力系統(tǒng)不平衡問題，這些不平衡可能在可再生能源可用性低的時候或來自其他不太靈活的最終用途的高電力需求期間出現(xiàn)。
5.1.1 制氫
化學儲能價值鏈的上游元素由制氫裝置組成。
產(chǎn)生氫氣的途徑有很多，其中一些途徑的碳密集度要高得多。迄今為止，一種稱為蒸汽甲烷重整(SMR)的過程（其中采用水和熱量用于將天然氣分子重整），已占全球和美國氫氣生產(chǎn)的絕大部分。但這個過程是碳密集型的：每生產(chǎn)1kg氫氣，就會產(chǎn)生8到10kg的二氧化碳。當然可以采用碳捕集技術來減少高達95%的碳排放，但這種方法并不能完全消除碳排放。
由于這項研究的主要主題是儲能系統(tǒng)在實現(xiàn)電力系統(tǒng)深度碳化中的作用，因此專注于使用電解制氫，這是一種已經(jīng)實現(xiàn)商業(yè)化的技術。在電解過程中，電力用于將水分離成氫氣和氧氣。電解槽可以在低溫或高溫下運行。高溫系統(tǒng)（例如固體氧化物電解槽）將蒸汽與制氫過程配對，以提高整體效率。然而，此類技術尚未實現(xiàn)商業(yè)化，需要外部蒸汽源才能運行。存在將高溫電解與其他工業(yè)過程或核電生產(chǎn)放在一起以利用廢熱的潛力，但這些可能是相對于不需要外源熱源的低溫電解的利基機會。因此，將本章的討論限制在低溫電解槽——特別是堿性電解槽和質(zhì)子交換膜 (PEM) 電解槽，這是目前兩種最成熟的低溫電解技術。
（1）堿性電解槽
堿性電解槽是兩種主要低溫電解技術中較為成熟的一種。這些系統(tǒng)由陽極和陰極組成，根據(jù)以下反應：
陰極反應：2H2O + 2e- → H2 + 2OH-
陽極反應：2OH- →1/2 O2 + H2O + 2e-
總反應：2H2O →O2 + 2H2
圖5.1描述了堿性電解槽的操作。
圖5.1 堿性電解槽反應示意圖
堿性電解技術已經(jīng)使用了幾十年，但該技術有一些缺點：首先，堿性溶液具有腐蝕性；其次，緩慢的升溫限制了快速響應需求的靈活性，降低了該技術對電力系統(tǒng)的價值。
（2）PEM電解槽
與堿性電解槽一樣，PEM電解槽通過使用陽極和陰極將水分解為其組成元素來生產(chǎn)氫氣。然而，在PEM電解槽中，陽極和陰極在堿性溶液中被聚合物膜隔開（相比之下，只有帶正電的氫分子被允許從陽極移動到陰極）。圖5.2說明了PEM電解槽的內(nèi)部操作。
圖5.2 PEM電解槽示意圖
PEM電解使用了少量的組件和泵，因此需要較少的維護工作。此外，使用膜代替堿性溶液可以最大限度地減少腐蝕。這種類型的電解槽能夠以各種規(guī)模運行，以提供分布式或集中式氫氣生產(chǎn)。相對于堿性電解槽，這些系統(tǒng)在更高的壓力和純度下生產(chǎn)氫氣，在更低的溫度下運行，并且可以在很寬的運行范圍內(nèi)快速上升和下降，這從電網(wǎng)平衡的角度來看非常有價值。由于使用高成本的鉑和銥催化劑，這一直是PEM電解槽的主要劣勢。
5.1.2 氫氣的運輸、分配和儲存
化學儲能價值鏈的中游環(huán)節(jié)將氫氣的上游生產(chǎn)與下游連接起來 因此產(chǎn)生消耗毫不奇怪，化學儲能的經(jīng)濟可行性依賴于低成本儲氫技術的現(xiàn)成途徑。儲氫的兩種主要方式是地上和地下。
（1）地上儲氫
目前，氫氣在商業(yè)上儲存在地上儲罐中，就像其他工業(yè)氣體一樣。 這些罐可以將氣態(tài)氫存儲在加壓罐中（圖5.3），也可以將液態(tài)氫氣存儲在配備制冷技術的罐中。
鑒于地上儲存的技術成熟度，壓縮和冷藏罐為儲存氫氣提供了一種選擇。 此外，與接下來討論的地下儲存相比，地上儲氫提供了不受地質(zhì)限制而儲存氫氣的機會。
圖5.3 加壓儲氫罐
（2）地下儲氫
地下儲氫或地質(zhì)儲氫是一項商業(yè)上可行的技術，已經(jīng)大規(guī)模部署——事實上，氫氣目前儲存在世界各地許多地方的地下鹽洞中。地下儲存設施比地上設施大得多，并且能夠以能源為基礎儲存更多數(shù)量級的氫氣。然而，地下儲存需要合適的地質(zhì)條件，并且可以開采的鹽穴位置有限。圖5.4顯示了美國的鹽床和鹽丘。
圖5.4美國鹽床和鹽丘的分布情況
根據(jù)研究，唯一商業(yè)上可行的鹽洞可以在鹽丘中開采。 然而，猶他州的先進清潔能源儲存 (ACES) 項目正在開發(fā)一個鹽洞，用于在層狀巖鹽沉積物中儲存氫氣。這些洞穴是通過一種稱為浸出的過程開采的。而在這一過程中，先在鹽丘上鉆一個洞，然后用淡水浸出鹽分，直到開采出一個大致呈圓柱形的洞穴。 圖 5.5 顯示了用于儲氫的鹽穴的示意圖。
圖5.5 用于儲氫的地下鹽穴示意圖
作為參考，天然氣也儲存在美國各地的地下。然而，這些儲存地點不限于鹽丘。2019年，美國地下儲存設施每天輸送的天然氣中只有8%儲存在鹽穴中。天然氣還儲存在枯竭的油氣井、含水層和硬巖洞穴中。但由于其物理化學性質(zhì)，氫氣只能儲存在鹽穴中。具體來說，氫氣的反應性存在問題，氫分子的物理尺寸可能導致其他類型的地質(zhì)儲存介質(zhì)泄漏——而這是一個活躍的研究領域。
5.1.3 氫氣燃料
化學儲能價值鏈的下游環(huán)節(jié)涉及將氫氣轉(zhuǎn)化為電能。這一步可以使用幾種技術：例如傳統(tǒng)的火力發(fā)電機廠（如燃氣輪機、蒸汽輪機或聯(lián)合循環(huán)發(fā)電廠）可以直接使用氫氣作為燃料，或者氫氣可以用于大型固定式燃料電池。
（1）火電廠
由于氫氣的物理化學特性，現(xiàn)有的火力發(fā)電機需要重新設計以利用氫作為燃料輸入。一個關鍵問題是，氫氣燃燒雖然不會產(chǎn)生二氧化碳，但會排放氮氧化物(NOx)，這是一種與酸雨和地面臭氧有關的污染物。事實上，氫氣燃燒的更高溫度意味著NOx排放量幾乎是天然氣燃燒水平的兩倍。從歷史上看，熱電廠的NOx排放是通過在燃燒前預先混合空氣和燃料來控制的。用蒸汽、水或氮氣稀釋燃料，或去除廢氣。鑒于氫氣相對于天然氣具有更高的可燃性極限，因此在燃燒之前將燃料與空氣預混合是有問題的。因此，許多原始設備制造商(OEM)正在積極研究和開發(fā)具有適當稀釋劑水平的氫燃料燃氣輪機，以及將燃燒過程中的NOx排放保持在適當?shù)退剿璧膹U氣管理系統(tǒng)。
根據(jù)與燃氣輪機原始設備制造商的對話，業(yè)內(nèi)人士認為，新建氫燃料熱電廠和改造現(xiàn)有電廠以使用氫氣作為主要燃料在技術上和商業(yè)上都是可行的。一些改造天然氣發(fā)電廠的以及宣布計劃改造現(xiàn)有的天然氣發(fā)電廠，可以在十年內(nèi)使用氫氣和天然氣的混合物運行，以燃燒100%的氫燃料。
（2）燃料電池
燃料電池的機械結(jié)構(gòu)類似于電解槽。事實上，燃料電池可以簡單地描述為一種反向運行的電解槽。燃料電池以氫氣和氧氣作為燃料輸入，并將氫氣轉(zhuǎn)化為電能和水。圖5.6顯示了燃料電池的示意圖。
圖5.6 PEM燃料電池示意圖
與火力發(fā)電設施相比，燃料電池是一種更為新生的技術。在開發(fā)適用于車輛應用的燃料電池方面已經(jīng)取得了許多突破，但可用于發(fā)電的兆瓦級固定燃料電池的開發(fā)卻已經(jīng)滯后。就美國已開發(fā)的固定燃料電池項目而言，這些項目通常使用天然氣輸入而不是氫氣。通過重整天然氣在內(nèi)部生產(chǎn)氫氣。然后將產(chǎn)生的氫氣用于發(fā)電。
5.1.4 化學儲能系統(tǒng)的組合元件
如果將化學儲能價值鏈的元素組合起來，清晰地描繪出基于氫氣的化學儲能系統(tǒng)。圖5.7顯示了化學儲能系統(tǒng)的工作示意圖。
圖5.7 化學儲能系統(tǒng)工作示意圖
如上所述，化學儲能系統(tǒng)的工作原理是直接從電網(wǎng)或?qū)Ｓ冒l(fā)電源獲取電力，通過電解槽的運行產(chǎn)生氫氣，然后運輸和儲存氫氣，并通過天然氣發(fā)電產(chǎn)生電能。
使用這種化學儲能途徑儲存能量的總成本，包括生產(chǎn)氫氣所需的電力成本和使用氫氣將作為燃料輸入發(fā)電的成本。
5.2 技術經(jīng)濟模型
使用上一節(jié)中描述的框架，建立了自下而上的模型來評估化學儲能價值鏈中每個元素的技術經(jīng)濟學。 這些模型可以結(jié)合起來估算通過氫氣燃料發(fā)電廠產(chǎn)生的電力的總成本，其中氫氣是由電網(wǎng)供電產(chǎn)生的。
5.2.1 制氫成本
為了模擬從堿性電解槽和PEM電解槽生產(chǎn)氫氣的成本，研究團隊考慮了一些變量：
?資本支出
?固定運營和維護成本
?電力成本
?水費
?電解槽容量系數(shù)
?電解槽的效率
該模型使用這些變量來求解制氫成本。
（1）2020年成本估算
為了估算2020年使用電網(wǎng)供電電解制氫的成本，首先設定表5.1所示的假設。
表5.1 制氫成本建模假設
（2）電解槽資本成本和運營成本
研究團隊對電解槽資本和運營成本的估計是基于對學術文獻和商業(yè)出版物的回顧。圖5.8顯示了預測堿性電解槽和PEM電解槽技術的資本成本將會降低。
圖5.8 堿性電解槽和PEM電解槽的成本預測
基于這些預測，研究團隊估計2020年堿性電解槽的資本成本為850美元/kW。對PEM電解槽的資本成本估計為1,240美元/kW。這些估算成本包括現(xiàn)場設備成本和設備平衡成本。為了將這些資本成本轉(zhuǎn)化為安裝成本，其模型假設“軟成本”系數(shù)為30%。這一因素基于美國國家可再生能源實驗室(NREL)的H2A模型，并考慮了與采購土地、獲得許可和建造設施相關的總成本。在包括這些成本之后，估計堿性電解槽的資本成本為1,200美元/kW，PEM電解槽為1,800美元/kW。研究團隊的模型假設2020年PEM電解槽系統(tǒng)的年度固定運營和維護(FOM)成本為每年75.2美元/kW。將相同比例的固定運營和維護(FOM)成本應用于資本成本，估計堿性電解槽的固定運營和維護(FOM)成本為每年55美元/kW。該模型解決了可變成本，特別是電力和水。
（3）電解槽技術規(guī)格
電解槽在技術上很復雜。為了估算這兩種電解槽的制氫成本，研究團隊考慮了三個主要技術參數(shù)：氫氣流量、耗水量和效率。
氫氣流量是指氫氣產(chǎn)生的速率。它能夠以氫氣的質(zhì)量、體積或單位時間的能量含量為單位進行描述，也可以以功率為單位進行描述。在這項研究中，假設堿性電解槽以每小時60立方米的速度生產(chǎn)氫氣，而PEM電解槽以每小時1,000立方米的速度生產(chǎn)氫氣。這一數(shù)字基于制造商康明斯公司采購的電解槽的技術規(guī)格。
電解槽的效率以產(chǎn)生一單位氫氣所需的電能來衡量。模型假設兩種類型的系統(tǒng)具有相同的效率，并且需要 5.2 kWh的電力來生產(chǎn)一立方米的氫氣 (kWh/m3)。表 5.2 總結(jié)了研究團隊對這兩種電解槽成本和技術規(guī)格的假設。
表5.2 電解槽技術的操作變量
使用這些假設，該模型解決了在一系列電力成本和工廠產(chǎn)能因素（其中產(chǎn)能因素是工廠利用率的衡量標準，通常計算為實際輸出與最大輸出的比率）下生產(chǎn)氫氣的成本。結(jié)果如圖5.9所示。
圖5.9 2021電解制氫成本模型
根據(jù)研究團隊的模型，使用當前（2020年）成本和技術假設，通過電解生產(chǎn)氫氣的最低可實現(xiàn)成本為每kg1.32美元，對于以100%容量系數(shù)運行，并使用免費或無成本電力（即電力成本為0美元/MWh）。盡管在可再生能源高可用性期間電價可能會降至零，但一年中的每小時都不會獲得免費的電力。對于許多工業(yè)客戶而言，成本為50美元/MWh，更接近于實際交付的電力成本，堿性電解槽可實現(xiàn)的最低制氫成本為4.70美元/kg。
圖 5.10 顯示了不同電解槽容量因素細分的成本要素。盡管資本成本不可忽略，尤其是在容量因素較低的情況下，但很明顯，一旦電解槽用率達到或超過 50%，制氫的大部分平準化成本是由為電解槽供電的電力成本驅(qū)動的。需要注意的是，圖 5.10 比較了不同成本驅(qū)動因素在不同容量因素下的作用，但它沒有顯示最終生產(chǎn)成本。此外，該圖假設電力價格為 0.05 美元/kWh。在較低的容量因素下，可能將電解槽利用率限制在電價低于 0.05 美元/kWh 甚至接近于零的時期（例如當可再生能源發(fā)電過剩時），從而降低最終生產(chǎn)成本。因此，不應將這一數(shù)字解讀為氫氣生產(chǎn)在較低的電解容量因素下必然不是經(jīng)濟可行的，因為在這種情況下，資本成本占相對較大的比例總成本的份額。
圖5.10 按變量列出的成本明細
（4）2050年的成本預測
雖然對電解制氫的經(jīng)濟性的回顧為化學儲能的潛在作用提供了有用的視角，但氫氣不太可能在短期內(nèi)作為儲能介質(zhì)進行競爭，因為目前的成本太高且所需的支持基礎設施并不完善可用。因此，研究團隊對2050年（這一研究感興趣的時間框架）的氫氣生產(chǎn)成本進行了建模，使用了一系列關于各種技術特定成本因素在未來30年可能如何變化的假設（表5.3）。
表 5.3按生產(chǎn)技術劃分的成本和運營假設（2020年和2050年）
表5.3中的資本成本是根據(jù)圖5.8為每種技術估算的，并假設固定運營和維護成本與資本成本的模擬減少成比例。雖然并沒有假設兩種電解槽技術的氫氣產(chǎn)量或水消耗率沒有任何變化，但確實考慮了電解槽效率提高的影響。在高成本情況下，假設在2020年至2050年期間，堿性系統(tǒng)沒有效率提升，而PEM系統(tǒng)只有邊際改進。在低成本情況下，假設每種技術都會大幅提高效率。研究的中間成本估計介于兩者之間。圖5.11顯示了基于表5.3中匯總的輸入假設的模擬制氫成本。
圖5.11 2050年制氫成本預測
在研究團隊的模型中，2050年通過電解生產(chǎn)氫氣的最低成本為0.70美元/kg。這低于美國能源部(DOE)設定的2030年成本目標，該目標是2021年6月宣布的“地球快照”計劃的一部分。與當前成本的估計相比，研究團隊的模型表明，隨著電解槽容量系數(shù)從0%增加到25%并在超過25%的容量系數(shù)時趨于平穩(wěn)，未來的成本會迅速下降。在低容量因素下生產(chǎn)成本的快速下降反映了使用低成本電網(wǎng)生產(chǎn)可負擔的低碳氫氣。根據(jù)圖5.11所示的結(jié)果，在成本下降開始放緩之前，2020年電解槽的容量系數(shù)必須非常高（超過60%）。由于在研究團隊對2050年的成本預測中較早出現(xiàn)了這一穩(wěn)定期，可變可再生發(fā)電機的發(fā)電概況將允許生產(chǎn)低成本、低碳的氫氣。
5.2.2 儲氫成本
如上所述，氫氣可以作為壓縮氣體或液體儲存在地上儲罐中；或者可以作為氣體儲存在地下地質(zhì)儲存設施中。為了在建模分析中量化氫價值鏈的存儲元素，研究團隊估計了與建造氫氣存儲資產(chǎn)相關的資本成本、與運營這些資產(chǎn)相關的固定運營和維護成本以及資產(chǎn)的效率。資本成本按每單位存儲成本計量；出于建模的目的，使用美元/MWh來衡量儲存的氫氣的價值。1MWh的氫氣大約相當于30kg的氫氣。研究團隊使用能量單元進行儲氫，以便與其他儲能技術進行比較。假設年度固定運營和維護成本是資本成本的一部分。其效率以百分比形式；它說明了在儲存之前壓縮氫氣所需的能量。例如，93%的效率意味著在調(diào)節(jié)氫氣以進行儲存的過程中消耗了相當于原始氫氣量中7%的能量含量。表5.4顯示了用于估算儲氫成本的每個關鍵指標的2020年和2050年假設。
表5.4 儲氫技術的經(jīng)濟估算（2020年和2050年）
5.2.3 氫氣發(fā)電成本
與研究團隊估算上游制氫成本的方法類似，建立了一個自下而上的模型來評估使用氫氣發(fā)電的成本。為此考慮三種發(fā)電技術：燃氣輪機、聯(lián)合循環(huán)燃氣輪機和大型固定式燃料電池。
其模型通過求解幾個變量來計算氫氣發(fā)電的總成本：
?資本成本
?固定運營和維護(FOM)成本
?可變運營和維護(VOM)成本
?發(fā)電效率
（1）技術經(jīng)濟假設
鑒于此類發(fā)電設施尚未得到廣泛開發(fā)，并且有關現(xiàn)有的少數(shù)電廠的安裝成本的信息未公開獲得，因此很難估計氫氣燃料發(fā)電設施的資本成本。在與原始設備制造商的討論中，估計100%氫燃料燃氣輪機的資本成本為1,000美元/kW。研究團隊進一步假設在燃氣輪機后端需要一個額外的NOx控制元件來解決NOx排放問題。具體來說，假設選擇性催化還原(SCR)資產(chǎn)已集成到系統(tǒng)中。為NOx控制系統(tǒng)增加320美元/kW的資本成本使氫燃料燃氣輪機的總資本成本估計為1,320美元/kW。為了估算燃氫聯(lián)合循環(huán)電廠的資本成本，使用美國國家可再生能源實驗室(NREL)發(fā)布的年度技術基線(ATB)數(shù)據(jù)，來計算天然氣聯(lián)合循環(huán)電廠的資本成本比率以天然氣為燃料的燃氣輪機的循環(huán)單位資本成本。然后，將這一比率應用于對氫燃料燃氣輪機的資本成本估算（即1,320美元/kW），以估算資本氫燃料聯(lián)合循環(huán)發(fā)電廠的成本為1,333美元/kW。
為了預測資本成本的降低，研究團隊依靠美國國家可再生能源實驗室(NREL)的年度技術基準(ATB)報告對天然氣燃氣輪機和聯(lián)合循環(huán)電廠的資本成本預測。假設氫氣火力發(fā)電機的資本成本將與天然氣火力發(fā)電機的成本一致。 在高成本案例中，假設 ATB 中的資本成本r 降低預測沒有完全實現(xiàn)，在中等成本案例中，假設成本降低遵循 ATB，在低成本案例中，假設成本降低比ATB更激進。
鑒于氫氣發(fā)電技術的初期，假設這些技術的固定和可變運營和維護成本與天然氣發(fā)電廠相同。根據(jù)年度技術基準(ATB)報告，預計這些值不會隨時間變化；因此，假設氫燃料發(fā)電資產(chǎn)的固定和可變運營和維護成本沒有變化。
世界各地的能源開發(fā)商和原始設備制造商都在開發(fā)燃料電池技術，其中包括與系統(tǒng)分離的內(nèi)部蒸汽甲烷重整(SMR)裝置，以用由氫氣和氧氣驅(qū)動的燃料電池。鑒于這種類型的大規(guī)模燃料電池技術仍處于發(fā)展的初級階段，很難估計未來的成本。PEM燃料電池的初始資本成本估計約為3,000美元/kW。但勞倫斯伯克利國家實驗室估計，規(guī)模經(jīng)濟和通過邊做邊學提高制造效率，在未來可以將PEM燃料電池資本成本降低到大約950美元/kW。以百分比計算，這種規(guī)模的成本下降與電解槽的估計成本下降相當。鑒于用于構(gòu)建電解槽和燃料電池系統(tǒng)的材料和制造工藝相似，這兩種技術都會經(jīng)歷是有道理的類似的成本下降。
根據(jù)主要參考資料，對PEM燃料電池效率的估計在2030年為50%。相比之下，目前的效率約為45%。鑒于與PEM燃料電池技術相關的不確定性，假設2050年的效率在中等成本案例中保持在50%。對于低成本案例，假設效率邊際提高到55%。
基于PEM燃料電池和PEM電解槽之間的技術相似性，假設固定運營和維護(FOM)成本相似。具體來說，假設PEM燃料電池的所有運營成本都包含在年度FOM費用中，并且該費用是整個預測期內(nèi)安裝資本成本的4.2%。
對下游發(fā)電成本的建模假設總結(jié)在表5.5和5.6中。
表5.5 下游發(fā)電成本模型中使用的總體假設
表5.6 不同發(fā)電技術的技術經(jīng)濟投入（2020年和2050年）
（2）2020年氫基發(fā)電的估計成本
使用表5.6中列出的假設，估算了不同發(fā)電技術的發(fā)電成本。這種技術經(jīng)濟分析的結(jié)果如圖5.12和5.13所示。
圖5.12 2020年氫燃料發(fā)電成本與容量因數(shù)的模型對比
圖5.13 2020年氫燃料發(fā)電成本與工廠生產(chǎn)氫氣價格的模型對比
對于圖5.12和5.13中的一些觀察值得強調(diào)。首先，很明顯，無論發(fā)電技術如何，隨著容量系數(shù)從0%增加到15%，發(fā)電成本都會急劇下降。此后，進一步的成本降低開始顯著趨于平穩(wěn)。其次，根據(jù)假設，聯(lián)合循環(huán)發(fā)電廠在一系列容量因素和氫氣價格方面產(chǎn)生最具成本競爭力的氫氣發(fā)電。第三，有一個門檻，根據(jù)工廠容量因素和工廠門口的氫氣價格，PEM燃料電池比燃氣輪機更便宜地發(fā)電。
（3）2050年氫基發(fā)電成本預測
利用不同發(fā)電技術的預測成本和運營特征（表5.6），能夠估算這些技術產(chǎn)生的電力成本。這一建模練習的結(jié)果如圖5.14和5.15所示。
圖5.14 2050年技術發(fā)電的預測成本與容量因數(shù)
圖5.15 技術發(fā)電的預測成本與氫氣價格
值得注意的是，在建模的發(fā)電技術中，到2050年，聯(lián)合循環(huán)渦輪機仍能產(chǎn)生成本最低的電力，涵蓋所有氫氣價格和容量因素。相對于研究團隊對2020年的估計，PEM燃料電池的預測發(fā)電成本更接近于燃氣輪機。這主要是因為預測PEM資本成本相對于燃氣輪機資本成本將大幅下降。鑒于燃氣輪機技術已經(jīng)成熟，研究團隊認為不太可能出現(xiàn)更便宜的燃氣輪機替代品。Hernandez和Gen?er公司最近發(fā)表了一項加利福尼亞的案例研究。另一方面，固定式PEM燃料電池處于開發(fā)的早期階段。如上所述，這意味著該技術仍然可以從成本大幅下降中受益，因為擴大部署會導致制造工藝增強，并產(chǎn)生規(guī)模經(jīng)濟。
5.3 化學儲能及電力市場動態(tài)
在上一節(jié)中考慮的三種發(fā)電技術中，在模擬的所有案例中，聯(lián)合循環(huán)發(fā)電廠產(chǎn)生的氫基電力成本最低。值得注意的是，在“現(xiàn)實”的未來案例中，該技術實現(xiàn)的氫氣最低成本為1美元/kg和30%的產(chǎn)能系數(shù)，約為120美元/MWh。圖5.16顯示了2019年洛杉磯地區(qū)的一天每小時電價的直方圖；垂直線表示每小時120美元/MWh價格。
圖5.16 2019年美國洛杉磯地區(qū)的每小時電價柱狀圖
當然，未來深度脫碳電力系統(tǒng)的每小時電力價格分布幾乎肯定會與當前系統(tǒng)的分布大不相同。盡管如此，分析中的結(jié)果與以下觀點一致，即用作儲能介質(zhì)的氫氣將有助于解決電力系統(tǒng)中的不平衡問題。主要由可再生能源發(fā)電設施供電的電網(wǎng)將出現(xiàn)供需失衡。短期不平衡將通過鋰離子電池等更具成本效益的短時儲能技術來解決，但如果不平衡持續(xù)存在（例如有幾周時間風力或陽光不足），電力市場將反映供應稀缺。而這時將是氫燃料發(fā)電設施可以提供電力的時代。本文將通過將氫氣作為儲能介質(zhì)集成到不同脫碳情景下的電力市場建模中來探討這種動態(tài)。
5.4 電力部門以外的氫需求
雖然隨著電力系統(tǒng)從極低碳排放過渡到零碳排放，將需要化學儲能（以及更普遍的長時儲能），但電力部門很可能不會成為未來氫氣需求的主要驅(qū)動力。與其相反，氫氣更有可能在經(jīng)濟基礎上與能源部門其他領域的低碳替代品競爭，尤其是交通、建筑和工業(yè)。
例如，根據(jù)歐洲燃料電池和氫能聯(lián)合企業(yè) (FCH)的預計，交通運輸和天然氣脫碳的努力將在2050年推動歐洲對氫氣的大部分需求。在電力部門脫碳和可再生能源的應用中之下，一體化預計僅占氫氣需求的很小一部分（約0.5%）。市場需求增加將降低綠色氫氣生產(chǎn)技術的成本，最終使氫氣發(fā)電更具成本競爭力。然而，對氫氣的最終需求將因地區(qū)而異。美國能源部估計，到2050年，用戶對氫氣的需求可能會增長10倍，電力部門約占總需求的15%。雖然這將比目前預計的在最終氫需求中所占的份額更大歐洲基于歐洲燃料電池和氫能聯(lián)合企業(yè)(FCH) 的預測，在美國能源部的預測中，使用氫氣作為存儲介質(zhì)的季節(jié)性儲能仍僅占美國氫需求總量的一小部分。
5.5 結(jié)論和要點
氫氣和其他化學儲能介質(zhì)可能在未來的脫碳能源系統(tǒng)中發(fā)揮重要作用。但是，雖然儲能容量成本較低可以使氫氣和源自氫氣的燃料成為長時儲能的理想候選者，但這些燃料存在儲能之外的價值流。也就是說，隨著各國追求其經(jīng)濟范圍的脫碳，部門耦合可能會刺激工業(yè)和交通部門對清潔氫氣的需求。此外，為滿足其他部門的能源需求而生產(chǎn)氫氣，可以作為電力部門的需求側(cè)管理策略提供的價值（例如，當電網(wǎng)必須管理過量的可再生能源發(fā)電時，氫氣生產(chǎn)設施可以運行）。此外，必須積極解決關鍵的監(jiān)管問題，例如美國目前缺乏氫能基礎設施開發(fā)的監(jiān)管框架，使氫氣不能地在能源領域發(fā)揮重要作用。
從研究團隊對氫氣作為電力部門儲能介質(zhì)的潛在作用的考慮中得出了幾個關鍵結(jié)論：
?以能源為基礎的低資本成本和整個價值鏈的高技術準備水平使氫氣等化學能源介質(zhì)成為長時儲能的可行選擇。
?研究團隊的分析特別關注氫氣，因為氫氣的生產(chǎn)、大容量儲存和消耗可以在沒有碳排放的情況下進行。
?其他化學儲能介質(zhì)的生產(chǎn)通常需要在過程中的某個時間點生產(chǎn)氫氣。氫氣衍生能源儲存化學品的生產(chǎn)導致整個價值鏈效率低下。
?目前，氫氣作為眾多工業(yè)過程的原料被生產(chǎn)、運輸和銷售給工業(yè)界。沒有顯著的消費市場。
?氫氣價值鏈的所有方面都存在經(jīng)過商業(yè)驗證的技術，但氫氣發(fā)電除外。
?在開發(fā)以氫氣為燃料的發(fā)電技術方面取得了進展。
–許多燃氣輪機原始設備制造商正在推動開發(fā)100%以氫為燃料的燃氣輪機和聯(lián)合循環(huán)裝置，這些裝置將通過氫氣燃燒產(chǎn)生電力。這種發(fā)電方式依賴于成熟的技術；然而，現(xiàn)有技術必須適應氫氣更高的燃燒溫度、更長的火焰長度和隨后的NOx排放。由于技術本身已經(jīng)成熟，與改進氫基發(fā)電技術相關的潛在成本降低是微不足道的。
–還在努力開發(fā)固定式燃料電池，這種電池將通過氫和氧合成水來發(fā)電。相對于更成熟的燃燒技術，這種發(fā)電方式的成本目前非常昂貴。然而，鑒于燃料電池與電解槽的相似性，預計燃料電池的成本將急劇下降。
?雖然儲存氫氣的低成本使得氫氣成為長期應用的有吸引力的儲能介質(zhì)，但相對于類似定位的火力發(fā)電資產(chǎn)而言，使用氫氣作為燃料發(fā)電非常昂貴。
? 長時儲能可能不會成為未來脫碳能源系統(tǒng)中氫氣需求的主要驅(qū)動力，其原因很簡單，氫氣作為一種間接使難以實現(xiàn)的能源終端用途電氣化的方式將更有價值，例如運輸和工業(yè)（例如在長途車輛中使用氫燃料電池）。 未來對氫氣的需求也可能受到工業(yè)過程加熱、航空和海運等需求的推動。只要電網(wǎng)還采用廉價的天然氣發(fā)電資產(chǎn)，氫氣發(fā)電就很難在電力市場上競爭。
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