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氫儲能有著怎樣的市場和前景

文字:[大][中][小] 手機頁面二維碼 2022/3/18     瀏覽次數:    
氫能是現代能源體系的重要組成部分,將深刻影響中國能源應用的前景。氫儲能是解決可再生能源消納和緩解峰谷電差的有效方式之一。

通過電轉氫技術可以實現規模化、長期、廣域的儲能。氫儲能或將成為未來重大創新技術,可有效彌補電能存儲性能差的短板,有力支撐高比例可再生能源發展,有助于優化能源結構,提升能源系統整體效率,促進能源革命。但氫儲能現階段真的可行么?

氫儲能是什么?

目前氫氣制取主要有以下三種較為成熟的技術路線:一是化石燃料制氫;二是工業副產氫尾氣提純制氫;三是電解水制氫。

國家能源局統計結果顯示,2021年,我國可再生能源新增裝機1.34億千瓦,占全國新增發電裝機的76.1%。可再生能源發電量穩步增長,2021年,全國可再生能源發電量達2.48萬億千瓦時,占全社會用電量的29.8%。

發展切實有效的大規模儲能技術,對消納棄電、保障電力系統穩定具有重要意義。

四大儲能技術對比

下表給出了幾種儲能方式的綜合比較:

儲能方式對比

注:* 表示電站通常設計使用壽命;** 堿性電解設備壽命15 年,燃料電池發電受制于現階段的技術成熟度,壽命約 6年,綜合取 10 年。

目前較為成熟的儲能方式主要有抽水蓄能和電化學儲能兩大類。抽水蓄能電站需要具有發達的水系和優良的地質條件,并且建設周期長;電化學儲能近些年發展迅速,但由于成本較高,電池壽命只有五年左右,并且廢舊電池處理面臨諸多環保問題。

目前在容量需求小的調頻率儲能應用較多,大規模調峰儲能應用不具有經濟可行性。其他方式的儲能包括壓縮空氣儲能、電磁儲能(超級電容器、超導儲能)和熱儲能等,受制于技術成熟度、成本、效率等方面因素影響,目前難以做到大規模商業化應用。


氫儲能技術是利用電力和氫能的互變性而發展起來的:

利用電解制氫,將間歇波動、富余電能轉化為氫能儲存起來;在電力輸出不足時,利用氫氣通過燃料電池或其他發電裝置發電回饋至電網系統。

電解水制氫技術成熟,工藝簡單,清潔環保,制取的氫氣和氧氣純度高,而且設備單機容量大,市場成熟產品可做到 5 MW/ 臺,制氫量 1000 Nm3/h,可大規模使用。

氫儲能目前存在的問題是效率較低、造價高。電解水制氫效率達 65%~75%,燃料電池發電效率為 50%~60%,單過程轉換效率相對較高,但電 - 氫 -電過程存在兩次能量轉換,整體效率較低。

氫儲能調峰站造價估算表

氫儲能調峰站造價估算表


制氫設備的單位造價約 2000 元 /kW,儲氫和輔助系統造價為 2000 元 /kW,燃料電池發電系統造價約9000 元 /kW,燃料電池的投資占到氫儲能系統總投資的接近 70%;且現階段規模化燃料電池發電系統應用較少,技術成熟度、系統壽命有待驗證。

傳統意義的氫儲能是電 -氫 -電的轉換,前文已論述存在效率低、價格高的問題。效率主要問題是兩次能量轉換,整體效率低;價格主要問題是燃料電池投資占比高。

廣義氫儲能利好可再生能源消納

相較于傳統儲能,廣義氫儲能強調電-氫單向轉換,由于廣義氫儲能系統效率高和成本低,上游與可再生能源發電結合,下游瞄準高純氫市場需求,具有廣闊的應用場景,受到國內外學術界、產業界的廣泛關注和研究。


電解制氫將難以儲存的電能轉化為可存儲的氫氣,氫作為能源和原料,供氫燃料電池交通、燃料電池應急備用電源、天然氣摻氫燃料、化工原料、工業還原保護氣體等場景使用。


中國三北地區風光資源豐富,西南部水資源豐富。但是由于我國的經濟發展存在地域間的較大差異,西部地區的經濟發展程度相對較為落后,可再生能源在中西部地區難以就地消納.

另外,可再生能源具有季節性、波動性特點,使其無法在市場中準確申報電量,造成了可再生能源一定程度上的棄電浪費。電網系統為應對大規模可再生能源上網,保障配套投資增加,火電、燃機深度調峰,無法高效最優運行,以至排放增加。

在可再生資源豐富地區就近建設大規模電解水制氫站,消納清潔能源,減緩風光發電間歇波動,對電網穩壓性的影響是廣義氫儲能的一種應用方式。

氫儲能方式

氫儲能電站如何設計


東部經濟發達地區用電負荷量大,峰谷電差也大。以某沿海城市為例,日均用電負荷功率13500 MW,峰谷電差達 4000 MW,調峰問題日益突出。利用氫的儲能特性和電 -氫靈活轉化關系,發揮氫儲能在電網中“填谷”作用。谷電時段,電網將可再生能源電能輸送到高純氫需求端,通過電解水制氫儲能,供燃料電池交通和電子等行業使用,提高可再生能源消納和輸電通道利用率。電解制氫的副產氧純度在 98.5% 以上,主要雜質為 H2O 和 H2,提純成本低,經濟價值高。在峰電時段,由于氫燃料電池發電成本較高,可以采用天然氣摻氫富氫燃機發電向電網送電。富氫燃機具有以下優點——
  • 造價約 3000 元 /kW,遠低于燃料電池;
  • 可利用城市天然氣管網提供燃料;
  • 天然氣摻氫 20%,可提高燃燒效率,降低碳排放和污染物排放;
  • 摻氫比例可根據需求在 0~20% 之間調節;
  • 可熱電聯供,提高綜合效率。日本川崎、三菱、西門子等公司在天然氣摻氫、純氫燃氣輪機方面,都具有相應的成功應用示范。

氫儲能調峰站配套質子膜氫燃料電池(PEMFC)發電作為應急備用電源,替代傳統的柴油發電機備電。

PEMFC 燃料電池利用儲存的氫氣發電,相比柴油發電具有運行安靜、零排放、燃料成本低(PEMFC 度電成本 1 元,柴油發電度電成本 2 元)等優點。

氫儲能電站調峰難題

儲能電站調峰面臨三大難題,一是用地條件限制,一是制氫設備技術成熟度限制,還有就是產業下游高純氫市場消納風險的限制。

雖然 2020 年 3 月修訂的《能源法》將氫氣作為能源一詞列入諸種能源之一。


但仍未改變其危化品管控屬性,規模化制氫站須入在化工園區,這限制了氫儲能調峰站的選址,尤其在電、氫負荷中心的東部經濟發達城市選址更加困難。




電解水制氫技術根據電解質不同,主要可分為堿性(ALK)、質子交換膜(PEM)、固體氧化物(SOEC)電解三大類,SOEC 電解可以利用外供熱源效率最高,PEM 和 ALK 次之。制氫設備參數對比


其中堿性電解技術成熟、成本低,是國內商業化應用的主流產品;但是其動態響應速度慢,在需要頻繁啟停、變負荷運行的氫儲能調峰站中應用有較大弊端。

PEM 制氫動態響應速度快、抗電源負荷波動性強,適合在氫儲能調峰站使用;但目前國內 PEM 制氫設備技術成熟待工程化應用驗證,其高昂的價格限制了大規模工程化推廣。

電解制取的高純氫,理想的市場消納方式是高純電子氫和能源氫,高純電子氫市場需求相對穩定,未來市場增長點集中于能源氫在氫燃料電池領域的應用。

氫儲能應從三方面開始探索

氫儲能是支撐高比例可再生能源發展有效方式之一,傳統電 -氫 -電的儲能方式綜合效率低、造價高,現階段不具備經濟適用性。

借助我國跨區域特高壓輸電通道優勢,將可再生資源豐富地區的電能輸送到高純氫負荷中心,建設氫儲能調峰站,谷電時段制氫儲能(P2H),峰電時段天然氣摻氫富氫燃機發電回饋電網,可以實現可再生能源消納,提高輸電通道利用率,緩解東部城市峰谷電差大的問題,解決氫氣遠距離運輸成本、安全等難題。

針對氫儲能調峰站發展面臨的挑戰,建議如下:

1、開展用戶端制氫試點探索

河北省為發展氫能產業,支持可再生能源綠色制氫和風光可再生能源消納,率先發布風力發電配套制氫項目可不進化工園區。

建議在認真做好技術評估、滿足安全要求的前提下,有序推進非化工園區制氫試點探索,開展用戶端制氫的示范,參照天然氣管理方式,在以能源方式利用時,將氫氣納入能源管理范疇。

2、發揮電網企業的作用

氫能和電能同屬于清潔的二次能源,充分發揮電網企業在二次能源領域的調度經驗,實現氫電之間深度耦合互補,提高能源綜合利用效率。

具體而言,建議電網企業在電網輸送通道利用率低的谷電時段,降低清潔能源跨區域輸送過網費;對以削峰填谷為目的的氫儲能調峰站,建議減免容量費。


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