中國儲能網(wǎng)訊：本文選自中國工程院院刊《中國工程科學(xué)》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(xué),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(xué)儲能、電磁儲能、熱儲能和化學(xué)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(xué)》2022年第3期刊發(fā)華北電力大學(xué)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(rèn)為，氫儲能在儲存容量和放電時長等性能指標(biāo)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(biāo)準(zhǔn)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(fù)荷逆向分布難題；加快完善電氫耦合產(chǎn)業(yè)新型標(biāo)準(zhǔn)體系建設(shè)，搶占國際標(biāo)準(zhǔn)化制高點。
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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(xí)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?！笆濉睍r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(fù)著“雙碳”目標(biāo)實現(xiàn)的重要歷史使命，將承擔(dān)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(biāo)，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(dān)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(dāng)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(fēng)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(fēng)和棄光問題隨著新型電力系統(tǒng)中風(fēng)電、光伏滲透率的不斷增加將日益突出。此外，在連續(xù)無風(fēng)、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(biāo)。
現(xiàn)有的儲能系統(tǒng)主要分為五類：機械儲能、電化學(xué)儲能、電磁儲能、熱儲能和化學(xué)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(xué)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(xué)儲能是指利用氫等化學(xué)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(xué)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(xué)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(fù)擔(dān)的總成本也將下降，規(guī)?；瘍浔葍﹄姷某杀疽鸵粋€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(dāng)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?zé)犭娐?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(xué)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(xué)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(xué)儲氫技術(shù)
與物理儲氫不同，化學(xué)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(xué)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(xué)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(xué)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(xué)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(yán)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(fēng)、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Α爱a(chǎn)消者”。特征變化方面，從靜態(tài)負(fù)荷資源轉(zhuǎn)變?yōu)閯討B(tài)可調(diào)負(fù)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)椤霸淳W(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(xué)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?，F(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(biāo)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(xué)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(xué)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(fēng)光棄電制氫
由于光伏、風(fēng)力等新能源出力具有天然的波動性，棄光、棄風(fēng)問題一直存在于電力系統(tǒng)中。隨著我國“雙碳”目標(biāo)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(dāng)?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(fēng)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(fēng)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(fēng)電場、光伏電站的出力。氫儲能系統(tǒng)在風(fēng)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(fēng)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(fēng)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(fēng)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(fēng)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(fēng)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?？捎^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(dāng)“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(fù)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(fù)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(fù)荷，可以快速響應(yīng)不匹配電量。前者直接將氫能的化學(xué)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(fù)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)榛旌闲偷摹爱a(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?。?，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(fēng)。
（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(fēng)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(xué)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(xué)儲能、抽水蓄能和壓縮空氣儲能在各類性能指標(biāo)上的對比?？梢钥闯觯趦Υ嫒萘?、放電時長等性能指標(biāo)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(biāo)準(zhǔn)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(dāng)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(xué)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(xué)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)?；?。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(biāo)準(zhǔn)體系仍不健全
隨著氫能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，標(biāo)準(zhǔn)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(zhǔn)成立了全國氫能標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會（SAC/TC309）和全國燃料電池及液流電池標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會（SAC/TC342），分別構(gòu)建了我國的氫能技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系和燃料電池標(biāo)準(zhǔn)體系。截至2021年4月，現(xiàn)行氫能相關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)相對薄弱，且有相當(dāng)部分標(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)。技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)是個復(fù)雜系統(tǒng)工程，需要再進一步提升政、產(chǎn)、學(xué)、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(dāng)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(dāng)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(xué)習(xí)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(fēng)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(fēng)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(dāng)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(dāng)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(fēng)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(fēng)光氫儲一體化”“風(fēng)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。
注：本文內(nèi)容呈現(xiàn)略有調(diào)整，若需可查看原文。
