中國儲能網(wǎng)訊：
雷金勇 廣東電網(wǎng)公司廣州供電局氫能源研究中心總經(jīng)理、國家能源電氫協(xié)同低碳技術(shù)研發(fā)中心技術(shù)帶頭人
林今 清華大學(xué)電機(jī)系長聘副教授、清華四川能源互聯(lián)網(wǎng)研究院智慧氫能實驗室主任、國家能源電氫協(xié)同低碳技術(shù)研發(fā)中心技術(shù)帶頭人
缺少綠色調(diào)峰資源是電力系統(tǒng)減碳的痛點(diǎn)
我國“雙碳”目標(biāo)實現(xiàn)的關(guān)鍵之一在于電力行業(yè)的規(guī)?；撎肌ｋ娏π袠I(yè)碳排放呈現(xiàn)出總量大、強(qiáng)度高的特點(diǎn)。電力系統(tǒng)減碳的首要手段是依靠低碳的可再生能源。
受限于本地資源稟賦，廣東的綠電來源主要包括西南的水電、新能源以及東南沿海的海上風(fēng)電。外來的清潔電力和海上風(fēng)電都具有隨機(jī)性與波動性，間歇出現(xiàn)的無風(fēng)無光或少風(fēng)少光天氣，與超大城市對電力供應(yīng)的安全、可靠性要求不匹配。廣東電網(wǎng)的平均停電時間遠(yuǎn)低于全國平均水平，其中4個城市供電可靠性進(jìn)入全國前十，年平均停電時間均低于1小時/戶，有效保障了區(qū)域經(jīng)濟(jì)的平穩(wěn)增長。穩(wěn)定電力供應(yīng)的“壓艙石”離不開本地電源提供的調(diào)峰能力。目前，煤電和氣電裝機(jī)總量約占廣東電網(wǎng)全網(wǎng)裝機(jī)總量的60%，倚重于化石能源進(jìn)行調(diào)峰的運(yùn)行模式是制約廣東電力行業(yè)規(guī)?；撎嫉年P(guān)鍵。
尋找清潔低碳的調(diào)峰資源是實現(xiàn)電力系統(tǒng)規(guī)模化脫碳的重要抓手。不過，現(xiàn)有的電力系統(tǒng)“工具箱”難以提供完全徹底的解決措施。一是清潔低碳的天然氣供應(yīng)難以得到可靠保障。天然氣發(fā)電的度電碳排放強(qiáng)度約為煤電的50%，但我國天然氣進(jìn)口占比較高，天然氣價格不穩(wěn)定，制約了調(diào)峰氣電的規(guī)劃建設(shè)。
二是長時高效的儲能技術(shù)尚未得到規(guī)?；膽?yīng)用。 風(fēng)光新能源發(fā)電滲透率越高，所需儲能時長越長，8小時以下的中短時儲能難以有效應(yīng)對風(fēng)光電源的間歇出力特性。據(jù)統(tǒng)計，超過24小時的無風(fēng)無光或少風(fēng)少光天氣在廣東電網(wǎng)出現(xiàn)次數(shù)每年不低于10次，最長的少風(fēng)少光時段接近100小時，現(xiàn)有儲能手段難以保障極端天氣下的電力電量平衡。若通過超配風(fēng)光的方式實現(xiàn)新能源帶電網(wǎng)基荷，則可能增加風(fēng)光棄電率，造成資源浪費(fèi)。
三是碳捕集與封存（CCUS）尚難消除環(huán)境風(fēng)險。廣東規(guī)劃的二氧化碳永久封存地點(diǎn)位于珠江口盆地、北部灣盆地和雷州半島。具備百千億噸級地質(zhì)封存條件的選址多位于盆地深部鹽水層，目前國內(nèi)外均缺少長期的封存經(jīng)驗，而相對成熟的油田地質(zhì)封存量僅為百千萬噸級，儲存量較小。此外，不可控的地質(zhì)運(yùn)動（如地震）以及二氧化碳對地層的腐蝕可能導(dǎo)致碳泄露，盡管發(fā)生概率低，但一旦發(fā)生將可能引發(fā)嚴(yán)重的生態(tài)環(huán)境問題。
綠氫燃料應(yīng)用于電網(wǎng)調(diào)峰的技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢
綠氫及其衍生物（如綠氨等）被統(tǒng)稱為綠氫燃料，未來有望成為電網(wǎng)重要的綠色調(diào)峰方式。從儲能的角度來看，綠氫及其衍生物常因其較低的“電-X-電”循環(huán)效率被業(yè)界所詬病。以目前的技術(shù)手段，“電-氫-電”循環(huán)效率僅能勉強(qiáng)做到以3度電轉(zhuǎn)換1度電，而采用綠氨作為儲能介質(zhì)，“電-氨-電”的循環(huán)效率可能會進(jìn)一步低至5度電轉(zhuǎn)換1度電，甚至更低。但在“雙碳”目標(biāo)下，面向電力系統(tǒng)調(diào)峰的應(yīng)用場景，綠氫燃料具有其他儲能和發(fā)電技術(shù)路線所不具備的技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，包括以下三個方面：
（1）更低的長時儲氫/氨成本
較高的度電成本是制約長時儲能發(fā)展的主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)障礙。以目前的電化學(xué)儲能為例，每兆焦能量的投資成本大約在500元?；谖鞅钡貐^(qū)的綠氫工程經(jīng)驗，氫氣可以中低壓氣態(tài)的形式直接存儲。以目前風(fēng)光氫工程中常采用的2MPa中壓球罐為例，每兆焦能量的投資成本大約在23元，約是儲電的5%，若采用常壓氣柜形式存儲，每兆焦能量的投資成本還可能成倍下降。儲氨則可以采用液態(tài)形式存儲，常用的液氨儲罐每兆焦能量的投資成本大約0.18元，是儲電的1/2800，儲氫的1/140。換句話說，每投資1分鐘的儲電，等效于投資20分鐘的儲氫，或2天的儲氨。綠氫、綠氨天然具備長周期經(jīng)濟(jì)存儲的特性，該技術(shù)經(jīng)濟(jì)特性在目前儲能追求“一天一充一放”甚至“一天兩充兩放”的短期套利場景下難以發(fā)揮作用，但特別適用于長時段無風(fēng)無光或少風(fēng)少光的間歇式電網(wǎng)調(diào)峰場景。
（2）現(xiàn)有的發(fā)電基礎(chǔ)設(shè)施可直接利用綠氫燃料
綠氫和綠氨都具有可燃性。當(dāng)前，國內(nèi)外已開展了天然氣機(jī)組摻氫燃燒測試，如美國有燃機(jī)實現(xiàn)了以35%的體積比例摻氫燃燒。在我國，國家電投在荊門電廠實現(xiàn)了30%摻氫燃燒改造和運(yùn)行。氨的摻燒同樣也是行業(yè)熱點(diǎn)。日本最大火電公司JERA于2017年至2021年在煤電機(jī)組上成功實現(xiàn)1%摻燒，并計劃2023年測試摻燒20%的氨氣。我國也有發(fā)電企業(yè)實現(xiàn)了大比例（摻氨比達(dá)10%至35%）的摻氨燃燒降碳實驗示范。
黨的二十大報告指出“推進(jìn)碳達(dá)峰碳中和，要堅持先立后破”。采用綠色燃料的逐步替換而非對發(fā)電基礎(chǔ)設(shè)施的顛覆性替代，既可以穩(wěn)定電力企業(yè)對化石能源發(fā)電機(jī)組長周期投資回報的預(yù)期，避免重復(fù)建設(shè)與投資浪費(fèi)?？梢酝ㄟ^逐步提高綠色燃料替代率與滲透率，有計劃分步驟實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)。
（3）綠氫/氨平價供應(yīng)渠道豐富且自主可控
儲運(yùn)一直是困擾氫能規(guī)?；玫闹匾款i。綜合對比多條技術(shù)路線，考慮以2000公里作為綠氫來源距離，廣東可獲取的平價綠氫可能有以下幾種路徑：
路徑1：大基地外送線路開辟綠氫專道實現(xiàn)需求側(cè)就地制氫
西南流域大基地可通過特高壓直流線路向廣東輸送風(fēng)光水綠電，可以考慮在電力規(guī)劃中預(yù)留部分輸電容量專供廣東制備綠氫燃料，用于需求側(cè)調(diào)峰。考慮±800kV的特高壓外送，2000公里的輸電系統(tǒng)在合理的收益率水平下，輸電價格在0.08-0.1元/千瓦時，按5千瓦時/標(biāo)方的電制氫平均能耗折算，等效的輸氫價格在0.4-0.5元/標(biāo)方，若能將水風(fēng)光綠電制氫的價格控制在1.5元/標(biāo)方，那么落地廣東的綠氫價格有望控制在2元/標(biāo)方以下。
路徑2：大基地就地制氫通過輸氫/摻氫管線實現(xiàn)長距離外送
除了在需求側(cè)就地制氫外，也可在大基地電源側(cè)直接制氫。電源側(cè)一般土地資源豐富，可以配置更大規(guī)模的儲氫設(shè)施，提升輸氫系統(tǒng)的利用小時數(shù)。參考我國“濟(jì)源-洛陽”氫氣管道工程的造價水平，2000公里輸氫工程在合理的收益率水平下，輸氫價格大約在0.5元/標(biāo)方，與特高壓輸電就地制氫類似，也有望實現(xiàn)到廣東落地2元/標(biāo)方的氫價。同時，還可在燃機(jī)發(fā)電中摻燒綠氫，逐步提高摻氫比例，分步驟實現(xiàn)降碳。
路徑3：利用綠氨以及有機(jī)液態(tài)儲氫的方式實現(xiàn)長距離外送
通過槽車公路運(yùn)輸綠氨的百公里輸送價格大約是80—90元/噸，僅在800千米半徑內(nèi)具有一定的經(jīng)濟(jì)性。更長距離、更大規(guī)模的輸送可通過液氨管道。美國于20世紀(jì)70年代就建成了海灣中央氨液管道系統(tǒng)，起自路易斯安那州墨西哥灣近海的石化中心，向北輸送300萬噸/年的液氨肥料至中西部種植腹地。除管道運(yùn)輸方式外，另一類可行的技術(shù)手段是使用有機(jī)液態(tài)儲氫（LOHC）技術(shù)。該技術(shù)可在常溫常壓下，實現(xiàn)無毒性、高循環(huán)次數(shù)的氫能存儲，滿足城市內(nèi)的安全環(huán)保規(guī)范，目前國內(nèi)已有多個企業(yè)正致力于該技術(shù)的國產(chǎn)化。使用上述技術(shù)，2000公里的運(yùn)輸半徑有望在短期內(nèi)實現(xiàn)2.0元/標(biāo)方的儲放氫價格，并在中遠(yuǎn)期進(jìn)一步下降至1.0元/標(biāo)方。
綜上所述，粵港澳大灣區(qū)有望應(yīng)用多種手段，建立落地價格在2元/標(biāo)方以下的平價綠氫供應(yīng)鏈。
利用綠氫燃料分步驟助力
廣東電網(wǎng)實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)
為研究如何引入并充分應(yīng)用綠氫燃料參與電網(wǎng)調(diào)峰，分步驟實現(xiàn)電網(wǎng)規(guī)?；撎迹瑖夷茉措姎鋮f(xié)同低碳技術(shù)研發(fā)中心建立了一套綠氫燃料在廣東電網(wǎng)調(diào)峰中應(yīng)用的多階段運(yùn)行模擬與優(yōu)化規(guī)劃模型“Hy-Grid”。利用該模型，并基于廣東電網(wǎng)2035年的電源（含抽水蓄能）規(guī)劃與負(fù)荷預(yù)測，以廣東電網(wǎng)逐步到2035年實現(xiàn)50%的碳減排為目標(biāo)，重點(diǎn)對下述三類場景開展研究：
算例1：新增風(fēng)光電源，不配置電化學(xué)儲能，不使用綠氫燃料；
算例2：新增風(fēng)光電源和電化學(xué)儲能，不使用綠氫燃料；
算例3：新增風(fēng)光電源和電化學(xué)儲能，氣電和煤電逐步使用綠氫燃料（綠氫、綠氨）發(fā)電調(diào)峰。
按照綠氫在未來15年內(nèi)，到廣東由2.5元/標(biāo)方的落地價格逐步降低到2.0元/標(biāo)方，綠氨由4500元/噸逐步降低到4000元/噸為邊界，以碳減排50%為約束，以廣東電網(wǎng)綜合發(fā)電成本最低為目標(biāo)，研究團(tuán)隊基于上述3個場景進(jìn)行了計算與研究，獲得了廣東電網(wǎng)對綠氫燃料未來15年的優(yōu)化規(guī)劃需求，如圖1所示，并有如下發(fā)現(xiàn)：
圖1 綠氫燃料替代需求（萬噸/年）
（1）僅新增新能源與電化學(xué)儲能難以實現(xiàn)到2035年碳減排50%以上的目標(biāo)。
算例1和算例2，無一例外無法在15個規(guī)劃年內(nèi)獲得優(yōu)化規(guī)劃結(jié)果，即僅新增新能源與電化學(xué)儲能無法實現(xiàn)到2035年碳減排50%以上。特別是算例1，在規(guī)劃的后期，為實現(xiàn)減碳需求需要規(guī)劃嚴(yán)重超配的新能源帶電網(wǎng)基荷，此時新能源棄電率將超過90%，難以滿足工程需求。類似的情況也發(fā)生在算例2中，由于投資長時的電化學(xué)儲能經(jīng)濟(jì)性較差，僅靠新能源與電化學(xué)儲能難滿足減碳目標(biāo)。
（2）應(yīng)用綠氫燃料可分步驟實現(xiàn)廣東電網(wǎng)到2035年碳減排50%以上的目標(biāo)
算例3可以在15個規(guī)劃年內(nèi)獲得優(yōu)化規(guī)劃結(jié)果。通過在氣電和煤電中逐步使用綠氫燃料（綠氫、綠氨）發(fā)電調(diào)峰，可以實現(xiàn)廣東電網(wǎng)到2035年50%以上的減排目標(biāo)。觀察圖1可知，綠氫燃料的逐步替代過程可總結(jié)為：摻氫—>純氫—>摻氨—>純氨，各步驟如下所述：
1）規(guī)劃第1-第5年：通過新增風(fēng)光儲配置，可以滿足負(fù)荷增長和碳減排需求，在電網(wǎng)消納能力充足的條件下，風(fēng)光儲的發(fā)電成本最具優(yōu)勢，因此5年內(nèi)優(yōu)先采用該模式減碳；
3）規(guī)劃第11-第12年：采用純氫發(fā)電調(diào)峰的電量逐漸增加，燃煤發(fā)電量逐漸減少，綠氫發(fā)電承擔(dān)主要的碳減排任務(wù)；
4）規(guī)劃第13-第15年：碳減排約束進(jìn)一步收緊，煤電機(jī)組受深度調(diào)峰最小技術(shù)出力約束，摻氨燃燒發(fā)電。從規(guī)劃第13年的3.27%摻氨到規(guī)劃第15年的13.39%摻氨。利用綠氨逐步替代火電燃料的減碳方式將在10年后具備必要性。
在實現(xiàn)到2035年廣東電網(wǎng)減碳50%的目標(biāo)下，15年規(guī)劃期用于調(diào)峰的綠氫總需求近6000萬噸，預(yù)計需消耗綠電約3.36萬億千瓦時，接近我國目前年用電量的40%。在規(guī)劃的第15年末期，用于廣東電網(wǎng)電力調(diào)峰的年均綠氫消耗量約900萬噸、綠氨1400萬噸。其中，年綠氫需求接近我國當(dāng)前年制氫總量（約3000萬噸/年）的33%，年綠氨需求接近我國當(dāng)前合成氨市場（約4800萬噸/年）的25%。
結(jié)論
受限于區(qū)域資源稟賦，廣東乃至粵港澳大灣區(qū)的電力脫碳面臨巨大挑戰(zhàn)，難以用現(xiàn)有的成熟技術(shù)手段有效解決。依托風(fēng)光大基地建設(shè)，與特高壓外送通道并行打造平價綠氫供應(yīng)鏈條，充分發(fā)揮綠氫燃料的長時存儲特性，可以實現(xiàn)廣東電力調(diào)峰燃料的持續(xù)可靠供應(yīng)，助力粵港澳大灣區(qū)實現(xiàn)規(guī)模化電力脫碳。
隨著減碳目標(biāo)的逐步提升，廣東的氣電、煤電機(jī)組可通過逐步提高綠氫燃料的使用量，實現(xiàn)分步驟的電力脫碳。鑒于未來10-15年廣東所需要的綠氫燃料總量巨大，能源行業(yè)應(yīng)重視氫能供應(yīng)鏈可能對電力行業(yè)帶來的顛覆性變革，建議電力企業(yè)聯(lián)同政府部門與上下游企業(yè)優(yōu)化規(guī)劃資源布局與技術(shù)研發(fā)力量。依托西部能源大基地開發(fā)，在國家層面提早布局綠氫來源與供應(yīng)鏈路，并在高效制氫技術(shù)、電氫耦合技術(shù)、綠氫裝備入網(wǎng)檢測與綠氫碳排認(rèn)證等關(guān)鍵領(lǐng)域加緊攻關(guān)，為綠氫供應(yīng)新鏈條的健康成長疏通堵點(diǎn)，助力粵港澳大灣區(qū)實現(xiàn)碳中和。
