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)同低碳技術研發(fā)中心技術帶頭人
林今 清華大學電機系長聘副教授、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)同低碳技術研發(fā)中心技術帶頭人
缺少綠色調峰資源是電力系統(tǒng)減碳的痛點
我國“雙碳”目標實現(xiàn)的關鍵之一在于電力行業(yè)的規(guī)?;撎?。電力行業(yè)碳排放呈現(xiàn)出總量大、強度高的特點。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電。外來的清潔電力和海上風電都具有隨機性與波動性,間歇出現(xiàn)的無風無光或少風少光天氣,與超大城市對電力供應的安全、可靠性要求不匹配。廣東電網(wǎng)的平均停電時間遠低于全國平均水平,其中4個城市供電可靠性進入全國前十,年平均停電時間均低于1小時/戶,有效保障了區(qū)域經(jīng)濟的平穩(wěn)增長。穩(wěn)定電力供應的“壓艙石”離不開本地電源提供的調峰能力。目前,煤電和氣電裝機總量約占廣東電網(wǎng)全網(wǎng)裝機總量的60%,倚重于化石能源進行調峰的運行模式是制約廣東電力行業(yè)規(guī)?;撎嫉年P鍵。
尋找清潔低碳的調峰資源是實現(xiàn)電力系統(tǒng)規(guī)?;撎嫉闹匾ナ帧2贿^,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難以得到可靠保障。天然氣發(fā)電的度電碳排放強度約為煤電的50%,但我國天然氣進口占比較高,天然氣價格不穩(wěn)定,制約了調峰氣電的規(guī)劃建設。
二是長時高效的儲能技術尚未得到規(guī)模化的應用。 風光新能源發(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對風光電源的間歇出力特性。據(jù)統(tǒng)計,超過24小時的無風無光或少風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。若通過超配風光的方式實現(xiàn)新能源帶電網(wǎng)基荷,則可能增加風光棄電率,造成資源浪費。
三是碳捕集與封存(CCUS)尚難消除環(huán)境風險。廣東規(guī)劃的二氧化碳永久封存地點位于珠江口盆地、北部灣盆地和雷州半島。具備百千億噸級地質封存條件的選址多位于盆地深部鹽水層,目前國內外均缺少長期的封存經(jīng)驗,而相對成熟的油田地質封存量僅為百千萬噸級,儲存量較小。此外,不可控的地質運動(如地震)以及二氧化碳對地層的腐蝕可能導致碳泄露,盡管發(fā)生概率低,但一旦發(fā)生將可能引發(fā)嚴重的生態(tài)環(huán)境問題。
綠氫燃料應用于電網(wǎng)調峰的技術經(jīng)濟優(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。以目前的技術手段,“電-氫-電”循環(huán)效率僅能勉強做到以3度電轉換1度電,而采用綠氨作為儲能介質,“電-氨-電”的循環(huán)效率可能會進一步低至5度電轉換1度電,甚至更低。但在“雙碳”目標下,面向電力系統(tǒng)調峰的應用場景,綠氫燃料具有其他儲能和發(fā)電技術路線所不具備的技術經(jīng)濟優(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)展的主要技術經(jīng)濟障礙。以目前的電化學儲能為例,每兆焦能量的投資成本大約在500元。基于西北地區(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)濟存儲的特性,該技術經(jīng)濟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無光或少風少光的間歇式電網(wǎng)調峰場景。
(2)現(xiàn)有的發(fā)電基礎設施可直接利用綠氫燃料
綠氫和綠氨都具有可燃性。當前,國內外已開展了天然氣機組摻氫燃燒測試,如美國有燃機實現(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%摻氫燃燒改造和運行。氨的摻燒同樣也是行業(yè)熱點。日本最大火電公司JERA于2017年至2021年在煤電機組上成功實現(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“推進碳達峰碳中和,要堅持先立后破”。采用綠色燃料的逐步替換而非對發(fā)電基礎設施的顛覆性替代,既可以穩(wěn)定電力企業(yè)對化石能源發(fā)電機組長周期投資回報的預期,避免重復建設與投資浪費??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。
(3)綠氫/氨平價供應渠道豐富且自主可控
儲運一直是困擾氫能規(guī)?;玫闹匾款i。綜合對比多條技術路線,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光水綠電,可以考慮在電力規(guī)劃中預留部分輸電容量專供廣東制備綠氫燃料,用于需求側調峰??紤]±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/標方,若能將水風光綠電制氫的價格控制在1.5元/標方,那么落地廣東的綠氫價格有望控制在2元/標方以下。
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
除了在需求側就地制氫外,也可在大基地電源側直接制氫。電源側一般土地資源豐富,可以配置更大規(guī)模的儲氫設施,提升輸氫系統(tǒng)的利用小時數(shù)。參考我國“濟源-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/標方的氫價。同時,還可在燃機發(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:利用綠氨以及有機液態(tài)儲氫的方式實現(xiàn)長距離外送
通過槽車公路運輸綠氨的百公里輸送價格大約是80—90元/噸,僅在800千米半徑內具有一定的經(jīng)濟性。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。除管道運輸方式外,另一類可行的技術手段是使用有機液態(tài)儲氫(LOHC)技術。該技術可在常溫常壓下,實現(xiàn)無毒性、高循環(huán)次數(shù)的氫能存儲,滿足城市內的安全環(huán)保規(guī)范,目前國內已有多個企業(yè)正致力于該技術的國產(chǎn)化。使用上述技術,2000公里的運輸半徑有望在短期內實現(xiàn)2.0元/標方的儲放氫價格,并在中遠期進一步下降至1.0元/標方。
綜上所述,粵港澳大灣區(qū)有望應用多種手段,建立落地價格在2元/標方以下的平價綠氫供應鏈。
利用綠氫燃料分步驟助力
廣東電網(wǎng)實現(xiàn)“雙碳”目標
為研究如何引入并充分應用綠氫燃料參與電網(wǎng)調峰,分步驟實現(xiàn)電網(wǎng)規(guī)模化脫碳,國家能源電氫協(xié)同低碳技術研發(fā)中心建立了一套綠氫燃料在廣東電網(wǎng)調峰中應用的多階段運行模擬與優(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)劃與負荷預測,以廣東電網(wǎng)逐步到2035年實現(xiàn)50%的碳減排為目標,重點對下述三類場景開展研究:
算例1:新增風光電源,不配置電化學儲能,不使用綠氫燃料;
算例2:新增風光電源和電化學儲能,不使用綠氫燃料;
算例3:新增風光電源和電化學儲能,氣電和煤電逐步使用綠氫燃料(綠氫、綠氨)發(fā)電調峰。
按照綠氫在未來15年內,到廣東由2.5元/標方的落地價格逐步降低到2.0元/標方,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,研究團隊基于上述3個場景進行了計算與研究,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儲能難以實現(xiàn)到2035年碳減排50%以上的目標。
算例1和算例2,無一例外無法在15個規(guī)劃年內獲得優(yōu)化規(guī)劃結果,即僅新增新能源與電化學儲能無法實現(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儲能經(jīng)濟性較差,僅靠新能源與電化學儲能難滿足減碳目標。
(2)應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
算例3可以在15個規(guī)劃年內獲得優(yōu)化規(guī)劃結果。通過在氣電和煤電中逐步使用綠氫燃料(綠氫、綠氨)發(fā)電調峰,可以實現(xiàn)廣東電網(wǎng)到2035年50%以上的減排目標。觀察圖1可知,綠氫燃料的逐步替代過程可總結為:摻氫—>純氫—>摻氨—>純氨,各步驟如下所述:
1)規(guī)劃第1-第5年:通過新增風光儲配置,可以滿足負荷增長和碳減排需求,在電網(wǎng)消納能力充足的條件下,風光儲的發(fā)電成本最具優(yōu)勢,因此5年內優(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)電承擔主要的碳減排任務;
4)規(guī)劃第13-第15年:碳減排約束進一步收緊,煤電機組受深度調峰最小技術出力約束,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%的目標下,15年規(guī)劃期用于調峰的綠氫總需求近6000萬噸,預計需消耗綠電約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前年制氫總量(約3000萬噸/年)的33%,年綠氨需求接近我國當前合成氨市場(約4800萬噸/年)的25%。
結論
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)有的成熟技術手段有效解決。依托風光大基地建設,與特高壓外送通道并行打造平價綠氫供應鏈條,充分發(fā)揮綠氫燃料的長時存儲特性,可以實現(xiàn)廣東電力調峰燃料的持續(xù)可靠供應,助力粵港澳大灣區(qū)實現(xiàn)規(guī)?;娏γ撎?。
隨著減碳目標的逐步提升,廣東的氣電、煤電機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)應重視氫能供應鏈可能對電力行業(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鏈路,并在高效制氫技術、電氫耦合技術、綠氫裝備入網(wǎng)檢測與綠氫碳排認證等關鍵領域加緊攻關,為綠氫供應新鏈條的健康成長疏通堵點,助力粵港澳大灣區(qū)實現(xiàn)碳中和。