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一、氫儲能系統(tǒng)與技術(shù)

氫儲能系統(tǒng)

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；

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)?；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。

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。目前，國內(nèi)也有少量氫儲能項目已正式運行或試運行。

二、氫儲能在新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價值分析

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：

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?" 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)?" 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)。

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?，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。

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。

（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，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。

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?" 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?。?，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。

氫儲能在新型電力系統(tǒng)應(yīng)用的挑戰(zhàn)及展望

（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%?；?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)?；?。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?80 000 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。

原標題：中國工程院：規(guī)?；瘍浔葍﹄姷某杀疽鸵粋€數(shù)量級