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纳入新型储能 氢电耦合将点亮双碳之路

氢能耦合电能、热能、燃料等多种能源,在交通、工业、建筑、可再生能源等领域具有广泛应用场景

□ 本报记者 焦红霞

□ 实习记者 吴 昊

7月28日在京召开的国家能源局例行新闻发布会上,国家能源局能源节约和科技装备司负责人解读《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(以下简称《指导意见》)时指出,为确保碳达峰、碳中和工作顺利开局,应牢牢抓住“十四五”战略窗口期,加快出台顶层规划,为加速技术迭代创造条件,实现新型储能规模化发展。

值得注意的是,在《指导意见》中,氢能被明确纳入“新型储能”,意味着氢储能正在得到越来越多的关注和认可。“氢能是一种无污染、来源广、效率高、应用场景丰富的二次能源,同时具有原材料、能源、储能三重属性。”水电水利规划设计总院副总工程师谢宏文接受记者采访时表示,未来,氢能与电能的深度耦合将成为一种重要的储能方式。

需求逐渐涌现 应用前景广阔

在国家能源局能源节约和科技装备司负责人看来,为贯彻落实碳达峰、碳中和的目标要求,必须加快调整优化能源结构,构建以新能源为主体的新型电力系统。而新型储能具有可以突破传统电力供需时空限制、精准控制和快速响应的特点,是应对新能源间歇性、波动性的关键技术之一,且具有选址布局灵活等多方面优势,因此加快新型储能规模化发展势在必行。

对此,谢宏文也指出,可再生能源高比例消纳需要快速增加电力系统调峰、调频、备用等灵活性资源,科学合理的储能应用可以为电力系统提供调峰、调频、备用、电压支持等服务,将在以新能源为主体的新型电力系统中发挥重要作用。她强调,储能的主要应用场景包括新能源电源侧、有新能源接入的负荷侧以及微电网系统,“十四五”期间我国的储能产业将进入规模化发展新阶段。

随着新型储能需求逐渐涌现,氢能也将迎来广阔的应用前景。“氢能产业链各环节与电力的‘源网荷储’存在紧密联系。”谢宏文向记者表示,制氢具有较好的扩展性和运行灵活性,能够适应新能源的随机波动,开展新能源制氢利用,可将富余的电力转化为氢能并存储,提升新能源利用效率;氢供应环节的内置存储容量可发挥缓冲作用,根据电力系统的需求,实时调节氢气产量,从而调节电力消耗,并可长时间消纳波动性可再生能源,实现季节性存储。

国家电投综合智慧能源科技有限公司综合智慧能源研究中心副主任王岩告诉记者,氢储能有三个方向:首先是“电-氢(P2G)”,即电解水制氢;其次是“电-氢-电(P2P)”,即用电来制氢,再用氢气发电,包括氢能燃气轮机和燃料电池发电上网,也包括氢燃料电池汽车等在交通领域的应用;还有一种是“电-氢-其他能源”,比如利用电解水生产的氢气与二氧化碳合成甲醇,也被称作“液态阳光”。他表示,“我们认为,电解制氢都属于氢储能的范畴。”

据王岩介绍,早在2017年,国家电投就开始推动氢能和氢储能的应用,但在“3060”目标和新型电力系统提出之前,其应用是受限的,生产的氢气没有多少用户使用。“而现在,得益于‘双碳’目标和新型电力系统的推动,绿色氢气正在得到越来越多用户的认可。”

降本空间巨大 多重优势明显

在新型储能路径中,氢能具有诸多明显的优势。国家发改委能源研究所副研究员刘坚告诉记者,不同于电化学储能,氢作为一种大容量储能方式,在长周期、大规模储能场景下,拥有单位能量存储成本低的优势。他表示,“氢能未来降本的空间很大,在新能源渗透率达到较高水平时,其优势就会体现出来。”

刘坚进一步解释,在新能源发展初期,规模还不太大,而电网本身有一定的调节空间,出现调峰困难的时长较短,这个时期电化学储能有较大优势;但未来,随着新能源渗透率的提升,系统调峰周期变长,电化学储能单位能量成本高的缺陷就会暴露,而氢能则恰好相反,大规模氢储能边际成本增速相对较慢,是更具经济性的长周期调峰技术。

对于氢能未来的降本空间,王岩也表示,“通过示范项目的推广以及研究的深入,我们发现,随着氢储能的规模化应用,成本下降会非常快。在规模化应用的过程中,绿氢成本也会很快与煤制氢持平。”他指出,随着其成本的下降,它将为各行各业,尤其是不能实现电能替代行业的脱碳提供解决方案。例如,在钢铁行业,用氢气就可以实现“绿色冶金”;在化工行业,可以用绿氢生产“绿色甲醇”,而石化领域的油品升级也都可以用氢气来脱硫。

与此同时,由于不含环境敏感材料,氢储能对环境的友好性也成为一种重要优势。“目前,电化学储能面临多个难题,比如,安全性问题突出、退役电池的后续处理难等。”王岩表示,氢储能全过程不存在污染,电解水生成氢气,氢气发电又生成水,全程不会产生碳,也不会产生其他污染。

在谢宏文看来,氢可以像石油、天然气等化石能源一样进行储存运输,实现跨季节、跨区域存储和能源互联;氢能更容易耦合电能、热能、燃料等多种能源,并在交通、工业、建筑、可再生能源等领域具有广泛的应用场景。她强调,“在这些产业的脱碳路径中,氢能都将扮演不可或缺的角色。”

构建电氢体系 仍需政策加持

“《指导意见》的发布,将对氢能发展起到积极的推动作用,坚定市场主体投资建设氢储能项目的信心。”谢宏文表示,目前,可再生能源规模化制氢已开始起步,其中,电解水制氢技术趋于成熟,居市场主导地位。同时,氢能产业链条正逐步健全,重大项目不断涌现,包括可再生能源制氢大型示范项目、大型氢能基础设施建设等;高比例耦合制氢的风光基地建设也在加速布局。

不过,在业内看来,正处于起步阶段的氢能,急需更多政策的加持。“目前,氢储能还没有享受到调峰调频的相关支持政策。”王岩表示,很多省份提出风电、光伏配一定比例储能的要求,但基本都局限于电化学储能,“我们希望氢储能也能得到相应的政策支持,在要求配储能的时候不再局限于电化学储能。”他告诉记者,在政策的支持下,随着氢能的发展,未来当氢和电比例达到3:7时,氢的输送将在新型电力系统中发挥重大作用,形成“地上一张网,地下一张网”的电氢体系。

对于氢储能未来的发展路径,刘坚指出,未来可以考虑用离网可再生能源项目制氢,如果只是用“弃风弃光弃水”的电力制氢,会导致电解槽的利用率低,进而影响其经济性。他表示,随着光伏等可再生能源度电成本的进一步下降,到“十四五”末期,在西部一些风光资源好的地区,廉价的绿氢就可以发挥更大的作用。

刘坚认为,在制氢领域,目前仍然需要在技术方面取得突破。他介绍,碱性与PEM电解水技术各具优势,目前碱性电解槽成本更低,而PEM对波动性电源的适应能力更强,两者各有其适用场景,需要通过技术示范,来探索技术路线的选择。

对此,王岩也表示认同。他指出,目前国内的碱液电解槽技术已在全球处于较领先地位,而PEM的部分装置仍然依赖进口,导致成本较高。“PEM当前的成本大约是碱液电解槽的6倍~7倍,所以我们用的90%都是碱液电解槽。”但他同时表示,面对新能源的波动性,碱液电解槽比PEM逊色,所以国家电投采用了一系列技术手段,来提高碱液电解槽的负荷适应性。“未来,会出现两种技术共存的格局。”他强调。