氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望丨中国工程科学
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导言:
储能作为重要的调节资源,对于促进新能源高比例消纳和保障电力电量实时平衡具有重要作用。
编者按
储能作为重要的调节资源,对于促进新能源高比例消纳和保障电力电量实时平衡具有重要作用。现有的储能系统主要分为五类:机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能和化学储能。氢储能是一种新型储能,在能量维度、时间维度和空间维度上具有突出优势,可在新型电力系统建设中发挥重要作用。
中国工程院院刊《中国工程科学》2022年第3期刊发华北电力大学能源电力创新研究院刘建国教授研究团队的《氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望》一文。文章剖析了氢储能相对其他储能技术的优势,阐述了新型电力系统对氢能的诉求,并构建了氢储能在新型电力系统“源网荷”中的应用价值体系。
文章认为,氢储能在储存容量和放电时长等性能指标上可满足新型电力系统的要求,但在投资成本和转化效率方面与要求仍有一定差距;氢能系统与电力系统缺乏跨领域协同,氢储能在新型电力系统中的应用缺少相应的激励配套政策;在可再生能源制氢、电氢耦合运行控制和氢燃料电池发电等方面仍存在标准体系不健全甚至空白的问题。文章建议,现阶段应以效率高、成本低“电‒ 氢”广义氢储能方式为主,“电‒ 氢‒ 电”狭义氢储能方式为辅;充分发挥氢能市场、电力市场和碳市场力量,促进氢储能低碳低成本的健康发展;积极探索氢能在不同距离尺度下的运输方式组合,解决氢能资源与负荷逆向分布难题;加快完善电氢耦合产业新型标准体系建设,抢占国际标准化制高点。
一、 前言
2021年中央财经委员会第九次会议指出:要构建以新能源为主体的新型电力系统。新型电力系统的内涵是:以新能源为供给主体、以确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首要目标,以坚强智能电网为枢纽平台,以“源网荷储”互动与多能互补为支撑,具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动的基本特征。氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源,将为新型电力系统的安全低碳建设发挥重要价值。2022年3月,国家发展和改革委员会发布《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》,氢能的战略定位被提升到了未来国家能源体系的重要组成部分。
目前,许多国内外主流机构对氢能在终端能源的消费比重进行了预测。国际氢能委员会(Hydrogen Council)发布的报告《氢能规模化——全球能源转型的可持续途径》预计到2050年,在将温度升幅控制在2 ℃前提下,氢能将承担全球18%的终端能源消费(约80 EJ),全年的二氧化碳排放量能够较现在减少约6×109 t。美国燃料电池和氢能协会(FCHEA)发布的报告《美国氢能经济路线图——减排及驱动氢能在全美实现增长》预计到2050年,氢能将满足美国终端能源需求的14%。欧盟委员会发布的两项战略计划《欧盟氢能战略》和《欧盟能源系统集成战略》预计到2050年,氢能可以满足全欧盟24%的终端能源需求。
从中国范围来看,根据中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟(简称“中国氢能联盟”)预测,到2030年中国氢气需求量将达到3.5×107 t,在终端能源体系中占比5%,到2050年氢气需求量接近6×107 t,氢能将在中国终端能源体系中占比至少达到10%,可减排约7×108 t二氧化碳;《中国氢能产业发展报告2020》和《2021中国能源化工产业发展报告》得出2050年氢能在我国能源体系中占比10%的相同结论。与上述时点不同,《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》预计在2060年氢能在我国终端能源消费中占比将达20%左右。综合以上数据,保守估计2050年氢能在我国终端能源体系占比将达10%。氢能将与电能耦合互补,共同成为我国终端能源体系的重要消费主体。
当前关于氢储能的综述性研究较多关注技术研发与应用进展、可再生能源系统集成等方面,而针对氢储能在新型电力系统中的应用价值分析研究较为匮乏。针对于此,本文从我国新型电力系统“源网荷”各个环节对氢储能的应用价值进行梳理和归纳,力求深入探讨氢储能在新型电力系统中应用存在的挑战并展望未来发展。通过本文的研究,可以促进氢储能产业与新型电力系统建设的有机融合,驱动电力、交通、建筑和工业等部门的碳排放快速达峰。
二、氢储能系统与技术
(一)氢储能系统
现有的储能系统主要分为五类:机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能和化学储能。机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等;电化学储能主要包括铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池;电磁储能包括超级电容器储能和超导储能;热储能是将热能储存在隔热容器的媒介中,适时实现热能直接利用或者热发电;化学储能是指利用氢等化学物作为能量的载体。储能即储存能量,根据能量形式的不同,储能又可以分为电储能、热储能和氢储能三类。机械储能、电化学储能和电磁储能属于电储能,目的是储电,适用于充放电短周期内的就地使用。
氢储能是一种新型储能,在能量维度、时间维度和空间维度上具有突出优势,可在新型电力系统建设中发挥重要作用。氢储能技术是利用电力和氢能的互变性而发展起来的。氢储能既可以储电,又可以储氢及其衍生物(如氨、甲醇)。狭义的氢储能是基于“电 ‒ 氢 ‒ 电”(Power-to-Power,P2P)的转换过程,主要包含电解槽、储氢罐和燃料电池等装置。利用低谷期富余的新能源电能进行电解水制氢,储存起来或供下游产业使用;在用电高峰期时,储存起来的氢能可利用燃料电池进行发电并入公共电网。广义的氢储能强调“电 ‒ 氢”单向转换,以气态、液态或固态等形式存储氢气(Power-to-Gas,P2G),或者转化为甲醇和氨气等化学衍生物(Power-to-X,P2X)进行更安全地储存。
氢储能与其他储能方式相比,具有以下4个方面的明显优势:
①在新能源消纳方面,氢储能在放电时间(小时至季度)和容量规模(百吉瓦级别)上的优势比其他储能明显,如图1所示;
②在规模储能经济性方面,随着储能时间的增加,储能系统的边际价值下降,可负担的总成本也将下降,规模化储氢比储电的成本要低一个数量级;
③在储运方式灵活性方面,氢储能可采用长管拖车、管道输氢、天然气掺氢、特高压输电 ‒ 受端制氢和液氨等方式;
④在地理限制与生态保护上,相较于抽水蓄能和压缩空气储能等大规模储能技术,氢储能不需要特定的地理条件且不会破环生态环境。
图1 各类储能在放电时间和容量性能的对比
截至2021年11月,世界主要发达国家在运营的氢储能设施已有9座,均分布在欧盟,如表1所示。
表1 主要发达国家在运营氢储能设施
(二)氢储能技术
表2 不同储氢技术的密度
1. 物理储氢技术
(2)低温液态储存技术。低温液态储氢将氢气冷却至-253 ℃,液化储存于低温绝热液氢罐中,储氢密度可达约71 kg/m3,体积密度为气态时的845倍,实现高效储氢,其输送效率高于气态氢。但液氢装置一次性投资较大,液化过程中能耗较高,储存过程中有一定的蒸发损失,其蒸发率与储氢罐容积有关,大储罐的蒸发率远低于小储罐。国内液态储氢应用成本较高,目前主要用于航天航空领域及军事领域。北京航天试验技术研究所(101所)以及北京中科富海低温科技有限公司等正在突破相关核心装备。
(3)地质储氢技术。氢气地质储存是氢能大规模和长期储存的最佳选择。国际上,根据现有的地理条件,选择盐穴、废弃矿井、油气井和含水层大规模长期储存压缩氢气的方式。这种储氢成本低,约0.6美元/kg,效率约为98%。从具体国家来看,美国具有最大的可储存氢的盐穴(1×104~2×104 t),英国有3个盐穴可以储存1000 t氢气,德国计划于2023年建设1个氢气的盐穴储存示范项目(3500 t)。
2. 化学储氢技术
(1)固态储存技术。固态储氢是利用氢气和储氢材料之间发生物理或化学反应从而转化为固溶体或者氢化物的形式进行氢气储存。固态储氢材料主要可分为物理吸附储氢和化学氢化物储氢。相较于高压气态和低温液态储氢,其储氢体积密度较大、储氢压力小、运输方便、安全性高、可重复利用等优点,适用于对体积要求较严格的应用场景,是最具发展潜力的一种储氢方式。但其对储氢材料要求较高,目前,各种材料多数处于研究阶段。
(2)有机液态储氢。有机液态储氢是通过不饱和液体有机物的可逆加氢和脱氢反应来实现氢能储存的方法。该技术先将液体有机氢能载体催化加氢储能,再将加氢后的液体输送至各站点分发,最后输入脱氢反应装置中发生催化脱氢反应,释放氢能。有机液态储氢具有较高储氢密度,在环境条件下即可储氢,安全方便,可实现跨季节、跨地区的长期储存,便于长距离运输,但也存在费用高,氢气纯度不够等缺点。
(3)液氨储氢技术。氢与氮气在催化剂作用下合成液氨,以液氨形式储运。液氨在常压、约400 ℃下分解放氢。相比于低温液态储氢技术要求的极低氢液化温度(-253 ℃),氨在一个大气压下的液化温度要高得多(-33 ℃),“氢 ‒ 氨 ‒ 氢”方式的耗能、实现难度及运输难度相对更低。同时,液氨储氢中体积储氢密度比液氢高1.7倍,更远高于长管拖车式气态储氢技术。该技术在长距离氢能储运中有一定优势。
三、氢储能在新型电力系统中的应用价值及规模分析
①从发电侧形态上看,将从以火电为主转向以风、光等新能源发电为主。特征变化方面,从高碳电力系统变为低碳电力系统、从连续可控电源变为随机波动电源。
②从电网侧形态上看,将从单一大电网演变为大电网与微电网互补并存。特征变化方面,从刚性电网变为灵活韧性电网、电网数字化水平从低到高。
③从用户侧形态来看,将从电力消费者转变为电力“产消者”。特征变化方面,从静态负荷资源转变为动态可调负荷资源、从单向电能供给变为双向电能互济、终端电能替代比例从低到高。
④从电能平衡方式上看,将由“源随荷动”转变为“源网荷储”互动。特征变化方面,从自上而下调度模式变为全网协同的调度模式、从实时平衡模式变为非完全实时平衡模式。
⑤从技术基础形态上看,将从以同步机为主的机械电磁系统变为以同步机和电力电子设备共同主导的混合系统。特征变化方面,从高转动惯量系统变为弱转动惯量系统。
图2 新型电力系统与传统电力系统的对比
①构建新型电力系统的核心是新能源成为主体电源后如何实现不同时间尺度上的功率与能量平衡,其关键在于统筹发展不同功能定位的储能。电化学储能主要解决系统短期尺度的功率平衡,难以应对周、月、季等长期尺度下的能量不平衡问题,亟需引入先进的长时储能技术。
②随着新能源逐步取代化石能源装机,能量在空间上的不平衡性愈发凸显。现阶段调峰资源以火电机组、抽水蓄能电站为主,跨区域调峰能力受输配电网络布局和容量的限制,且随着煤电机组的提前退役和抽水蓄能电站开发殆尽,未来调节能力有限,亟需引入大规模、跨区域的新兴调峰手段。
③电能替代是实现碳中和目标的重要手段。然而,单纯依靠电气化难以实现重卡运输、铁路货运、航空航天等交通领域和冶金、水泥、化工等工业领域的深度脱碳,新型电力系统亟需与其他深度脱碳的能源品种进行有机融合。
面对以上新型电力系统的诉求,氢能可发挥如下的关键作用:
①氢可以多种方式进行储存,如高压压缩、低温液化、固体储氢、转化为液体燃料或与天然气混合储存在天然气基础设施中,从而实现小时至季节的长时间、跨季节储存;
②液态氢能量密度大(143 MJ/kg,可折算为40 kWh·kg),约为汽油、柴油、天然气的2.7倍、电化学储能(根据种类不同,在100~240 Wh/kg)的百倍,氢储能是少有的能够储存百吉瓦时以上的方式,且氢气的运输方式多元,不受输配电网络的限制,从而实现大规模、跨区域调峰。
③氢能作为高能量密度、高燃烧热值的燃料,可在重卡运输、铁路货运、航运和航天等交通应用场景发挥重要作用;与此同时,氢能还是一种重要的工业原料,绿色氢能可用于替代化石燃料作为冶金、水泥和化工等工业领域的还原剂。
氢储能在新型电力系统中的定位有别于电化学储能,主要是长周期、跨季节、大规模和跨空间储存的作用,在新型电力系统“源网荷”中具有丰富的应用场景,如图3所示。
图3 氢储能在新型电力系统“源网荷”的应用场景
(一)氢储能在电源侧的应用价值
1. 利用风光弃电制氢
2. 平抑风光出力波动
3. 跟踪计划出力曲线
(二)氢储能在电网侧的应用价值
1. 提供调峰辅助容量
图4 我国2020—2050年调峰容量缺口
2. 缓解输配线路阻塞
(三)氢储能在负荷侧的应用价值
1. 参与电力需求响应
2. 实现电价差额套利
3. 作为应急备用电源
(四)氢储能的未来规模分析
①电源侧储能政策方面:我国已有超过20个省份发布新能源强制配置储能的相关政策,所提出的储能配置比例基本在5%~20%、时间在1~4 h。此外,山东省下发的《关于开展储能示范应用的实施意见》鼓励风电、光伏发电制氢,制氢装机运行容量视同配建储能容量。
②电网侧储能政策方面:2019年5月,国家发展和改革委员会印发的《输配电定价成本监审办法》第十条中明确规定了电网投资的电储能资产不计入输配电价成本。目前,电网侧储能成本的疏导机制尚不完善,电网企业投资储能的积极性不高,短期内电网侧大规模储能建设增长幅度有限。
③用户侧储能政策方面:2021年7月,国家发展和改革委员会发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》,要求系统峰谷差率超过40%的地方,峰谷电价价差原则上不低于4∶1,其他地方原则上不低于3∶1。此外,我国部分省份也开始实行季节价差。然而,由于氢储能系统成本过高与效率偏低,目前峰谷价差和季节价差难以刺激用户侧氢储能投资建设。
四、 氢储能在新型电力系统应用的挑战及展望
图5 氢储能性能与新型电力系统要求对比
(一)氢储能在新型电力系统应用挑战
1. 氢储能系统效率相对较低
2. 氢储能系统成本相对较高
3. 电氢耦合政策体系仍不完善
4. 电氢耦合标准体系仍不健全
(二)氢储能在新型电力系统应用展望
1. 广义氢储能为主、狭义氢储能为辅
2. 充分发挥市场力量促进氢储能发展
3. 积极探索氢能运输方式的最优组合
我国风光资源集中在“三北”地区、水资源集中在西南地区,而氢能主要需求在东南沿海地区,呈逆向分布。在氢能短距离运输方面,高压气态拖车运氢具有明显成本优势。以20 MPa压力为例,当运输距离为200 km以下时,氢气的运输成本仅为9.57元/kg;而距离增加至500 km时,运输成本将近22.3元/kg。此外,该方式人工费占比较高,下降空间有限。
因此,在氢能长距离运输方面,需要积极探索以下多种新兴方式:
①利用现有西气东输、川气东输等逾80 000 km天然气主干管网和庞大的支线管网,掺入一定安全比例(5%~20%)氢气进行输送;
②利用我国世界领先的“十四交十二直”26项特高压工程输电线路,采用“特高压输电+受侧制氢”模式进行氢气虚拟运输;
③利用液氨储运的成本和安全优势,将液氨作为氢气储运介质,采用“氢 ‒ 氨 ‒ 氢”模式进行氢气运输。据预测,当运输距离为10 000 km时,2030年液氨运输成本大概在16.7元/kg,2050年下降至4.7元/kg。未来需要进一步对比多种新兴路线的技术经济性,寻求氢能运输方式的最优组合。
4. 氢储能发展加速电力系统形态演进
①氢储能可以突破新能源电力占比的限制,促进更高比例的新能源发展,快速支撑新型电力系统内新能源装机占比和发电占比超过50%;
②电解制氢、储氢和氢燃料电池发电可构建微电网系统,进行热、电、氢多元能源联供,有效解决偏远地区清洁用能的问题,并提高微电网在电力系统中的渗透率,增强新型电力系统的抗风险能力;
③氢储能作为电力系统“源网荷”多侧的关键灵活性资源,可促进“源网荷储”各环节协调互动,实现新型电力系统在不同时间尺度上的电力电量平衡;
④氢储能系统可以作为能源枢纽之一,可在源侧、荷侧实现多能源互补。在电源侧,氢储能可以促进“风光氢储一体化”“风光水火储氢一体化”等多能互补综合能源基地建设,在用户侧,制氢加氢一体站可以与加油站、加气站和充电站进行合建,形成综合能源服务站。
注:本文内容呈现略有调整,若需可查看原文。
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■ 背景简介:文章2022年7月14日发表于微信公众号 中国工程院院刊(氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望丨中国工程科学),风云之声获授权转载。
■ 责任编辑:陈昕悦
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