电氢能源体系如何使可再生能源迎来巨大发展空间？

国家电力投资集团有限公司党组书记、董事长钱智民日前在“2019全球能源转型高层论坛”上表示，随着储能、氢能技术的发展，光伏和风电的造价的大幅度下降，新能源发电不稳定的问题有望得到解决，可再生能源将会迎来巨大发展空间。

国发能研院、绿能智库认为，氢能作为战略新兴能源之一，长期得到关注和研究。近年以风、光为代表的可再生能源发展迅猛，氢能成为可有效突破可再生能源装机规模瓶颈的手段之一，这使氢能在我国的战略意义被重新定义和认知。

我国风、光等可再生能源储量丰富，据中国气象局风能太阳能资源中心发布的《2018年中国风能太阳能资源年景公报》显示，2018年，全国陆面70m高度年平均风功率密度约为237.1W/m2，超过150W/m2的区域面积合计达613.7万km2。其中内蒙古、西藏、东三省、青海、宁夏、新疆、甘肃等地区风能资源排名靠前。

图1 2018年全国年平均风功率密度和平均风速分布

全国陆地表面平均年水平面总辐照量约为1486.5kwh/㎡，其中甘肃西部、内蒙古西部、青海西部、西藏中西部年水平面总辐射量超过1750KWh/㎡。

图2 2018年全国太阳能水平面总辐照量分布

经测算，我国陆地70米高度平均风功率密度达到200瓦/平方米及以上等级的风能资源技术可开发量为50亿千瓦；而西部20万km2的闲置土地若用来建设光伏电站，装机潜力可达100亿千瓦以上。

截止2019年9月底，我国完成水电装机3.55亿千瓦、风电装机1.98亿千瓦、光伏发电装机1.90亿千瓦。风电和光伏发电装机规模仍远低于其开发潜力。然而，风电和光伏发电所具有的间歇性和波动性以及区域能源发展不平衡和不充分，导致富集在西部地区的可再生能源受到消纳问题的制约。据统计，2017年和2018年弃水、弃风和弃光电量分别为1007亿千瓦时和1022.9亿千万时。2019年可再生能源消纳问题持续好转，前三季度弃水、弃风和弃光电量合计约399亿千瓦时，但资源丰富地区消纳问题依然突出（图3-图4），并成为制约风、光等可再生能源规模化发展的重要因素。

图3 2019年1-9月全国部分省份光伏发电累计装机和弃光率

图4 2019年1-9月全国部分省份风电累计装机和弃风率

通过建设特高压输电线路，可远距离实现以电力为载体的能源区域间转移调配，促进西部可再生能源的消纳。据国家能源局统计，2018年特高压线路输送电量3982.7亿千瓦时，可再生能源占比达52.3%，但去除水电，风、光等可再生能源电量占比尚不足20%，仅415亿千瓦时。

根据公开的目前在建或规划中特高压输电工程配套风、光可再生能源发电项目情况，配合锡盟送山东交流、锡泰直流、昭沂直流、鲁固直流、青海送河南直流、陕北送湖北直流、张北送雄安交流等工程，各地规划建设风电和光伏发电项目合计约2400万千瓦，不足当前全部装机的6%。据了解，远距离特高压输电工程建设周期较长，从开工到投运一般需要近2年时间；所需投资较大，青海送河南特高压直流工程总投资达到226亿元。从国家发改委公示的信息看，不含线损，远距离输电价格在7分/千瓦时左右。

表1 部分特高压输电工程输电价格和线损率

中远期来说，从时效性、经济性和通道容量各因素考量，通过建设特高压输电工程并不能完全满足我国高份额的可再生能源电力规模化发展。

国发能研院、绿能智库认为，我国风电、光伏发电等可再生能源储量丰富，但开发规模将会持续受制于现有条件和技术手段。

根据既定的能源战略，未来我国将构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，显著特征之一是大幅提高可再生能源在一次能源消耗中的占比。

为应对全球气候变化，履行《巴黎协议》中碳减排目标，据国家可再生能源中心测算，我国既定能源政策仍需降低化石能源使用占比来达成气候变化低于2℃的目标。

图5 低于2℃情景和既定政策情景的CO2排放量比较（百万吨CO2）

根据《中国可再生能源展望2018》的预测，2020-2030年间，中国将迎来光伏与风电大规模建设高峰。其中，新增光伏装机容量约80-160GW/年，新增风电装机约70-140GW/年。到2050年，从我国一次能源需求来看，非化石能源的总体比例将达到70%，风能和太阳能成为我国能源系统的绝对主力，在可再生能源中的占比将分别达到44%和27%。

得益于未来产业经济结构调整，能效水平的大幅提升和工业与交通领域的电气化提升，2050年的我国终端能源需求总量得到控制，化石能源消费大幅缩减，电力消费显著上升，氢能在终端能源消费中显著增加。

图6 低于2℃情景下终端能源消费（百万吨标煤）

目前，我国能源发展逐步从总量扩张向提质增效转变，能源效率、能源结构、能源安全已成为影响我国能源高质量发展的三大关键所在。国发能研院、绿能智库认为，相比其他转型方式，氢能与电能结合将成为构建现代能源体系的重要途径。

电能是多种能源间灵活高效转化的关键媒介，能量转换效率通常在90%以上。电气化水平的提升，有利于提升能源利用效率、降低化石能源在终端能耗中的占比，并缓解我国能源资源与负荷中心逆向分布的问题。

国发能研院、绿能智库研究发现，氢能与电能同属二次能源，更容易耦合电能、热能、燃料等多种能源并与电能一起建立互联互通的现代能源网络。更为重要的是，氢能可实现不连续生产和大规模储存，这将显著增加电力网络的灵活性，支撑更高份额的可再生能源电力的发展。

图7 氢能和电能结合共同构建现代能源体系

据国网能源研究院预测，随着工业、建筑、交通等各部门的电气化、自动化、智能化发展，清洁电力供应的优势将逐步显现，电能在终端用能结构中占比持续提升，2050年电力在我国终端能源消费的比重将增长至47%，超出全球平均水平。

国发能研院、绿能智库研究发现，随着可再生能源发电比例持续升高和季节性供热需求的增加，电网的灵活性面临相当大的挑战，需要大规模储能支撑。目前为止，氢能制备及应用是满足规模化、长周期储能需求且经济可行的主要解决方案。更为重要的是，通过为交通和工业领域提供替代燃料，并通过固定式燃料电池提供电能和热能，氢能可有效降低化石能源的使用，继续提升电力在能源系统中的比重。据中国氢能联盟预测，2050年，氢能将在我国能源体系中的占比达到10%。

现代能源体系中，持续加大终端领域用电比例，将有效促进包括风电和光伏发电在内的可再生能源电力的消纳，支持更多可再生能源的规模化开发，国发能研院、绿能智库认为，通过可再生能源制氢以及氢能与电能的深度耦合，可显著增强电网灵活性，支撑以可再生能源为主的能源结构稳定运行。

同时，可再生能源制氢与氢储运、氢应用技术的不断进步，有望使部分优势地区的可再生能源摆脱电网设施及消纳条件的限制。通过大规模开发风、光等可再生能源电站，以较低的发电成本就地制氢，通过氢能储运网络实现可再生能源高效、低成本的区域输送调配，而丰富的氢能应用场景和电、氢深度耦合体系将有力支持大规模氢气的消纳。

以2018年三峡格尔木500MW领跑者基地项目为例，平均中标电价及测算的就地制氢电价成本对比如下表，本地消纳制氢电价有望降低1/4。考虑到未来风电和光伏发电成本持续下降，该比例有望继续下降。

表2  典型光伏发电项目发电价格测算分析（单位：元/KWh）

注：输电价格和线损率分别取7分/KWh和6.5%，光伏电站配套升压及送出工程占投资比重约6%，未考虑就地制氢时光伏电站其它设备的变化。降低比例为就地制氢电价比东部落地电价减少的比例

国发能研院、绿能智库认为，届时，氢能有望成为我国重要的出口能源重构世界能源格局。这为突破可再生能源发展瓶颈提供了新的思路和空间。

水电方面，西南地区水电资源丰富，但丰水期消纳问题制约了水电资源的开发利用，富余水电与制氢相结合将使水电资源开发拥着广阔的前景。《成都市氢能产业发展规划（2019—2023年）》数据显示，仅四川省目前丰水期富余水电就可制备氢气约2.53亿吨。

吉林省白城市域内可开发风电和光伏发电潜力达3000万千瓦，截至2019年10月白城市市新能源装机达466万千瓦。随着鲁固直流特高压工程建成投运，白城市新能源利用率大幅提升至97%以上，但受制于吉林省2019-2020年本省消纳平价风电建设规模，白城市新能源开发规模以及外送和消纳又将面临瓶颈。通过将新能源开发与氢能产业发展相结合，白城市选择了可再生能源就地制氢作为主要技术路线，发展氢能全产业链，变电力输出地区为氢能供应与应用地区。通过构建省内氢能走廊、充分利用氢能大棚供热、天然气掺氢和氢能合成甲醇等技术，提高可再生能源开发规模和消纳水平。

在国际可再生能源署发布的《张家口2050能源转型报告》中，2050年张家口实现高份额可再生能源占比的途径被定义为电气化和加强氢能利用。届时风电和光伏发电将分别实现40GW和30GW的装机规模，在氢能场景中，氢能与电能构成的能源体系将支持可再生能源发电占比接近95%。

图8  2050年张家口可再生能源发电预测（氢能情景）

国发能研院、绿能智库认为，电氢耦合将成为现代能源体系的重要特征，电氢能源体系将为开发我国丰富的可再生能源提供可靠的载体并培育适合的产业生态，可再生能源有望突破现阶段各种约束，迎来巨大的发展空间。

来源：北京国发智慧能源技术研究院、绿能智库