氫電綜合利用價值及模式分析

徐飛 李曉霞 程麗敏

（1.中廣核研究院有限公司 2.中廣核太陽能開發(fā)有限公司）

0 引言

雙碳背景下，我國將持續(xù)建設(shè)多元化、清潔化、現(xiàn)代能源體系，可再生能源將作為能源轉(zhuǎn)型的主要方向，光伏、風(fēng)電等可再生能源發(fā)電量將不斷擴大[1]。截至2021年底，光伏、風(fēng)電裝機規(guī)模分別達到3.06億kW、3.28億kW。目前我國7個?。▍^(qū)）的新能源裝機占比達到20%，高比例新能源電力系統(tǒng)在局部電網(wǎng)已經(jīng)形成，正向以新能源為主體電源的新型電力系統(tǒng)邁進。新能源將替代傳統(tǒng)能源成為主體能源是發(fā)展趨勢[2]。

氫能是未來能源的重要構(gòu)成部分，具有低碳、易存儲和大規(guī)模運輸?shù)膬?yōu)勢。隨著電解水制氫技術(shù)的進步，電解制氫裝置的寬功率運行，有利于適應(yīng)新能源的波動性。將新能源與氫能結(jié)合利用，將優(yōu)化新型電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性安全性，支撐高比例可再生能源電力的發(fā)展。

1 高比例可再生能源電力系統(tǒng)面臨挑戰(zhàn)

風(fēng)電、光伏等可再生能源的發(fā)電伴隨著波動性與隨機性，給高比例可再生能用電力系統(tǒng)帶來了以下挑戰(zhàn)。

1）可再生能源日內(nèi)功率波動大，對常規(guī)電源調(diào)節(jié)能力提出更高要求。根據(jù)《2020年中國風(fēng)電行業(yè)深度報告》顯示，2019年新能源日最大功率波動在1億kW以上，山東、山西、寧夏、新疆等地區(qū)日最大功率波動在超過1000萬kW以上。由于電的瞬時性，電力系統(tǒng)需要保證電能供應(yīng)與電能消費的基本平衡，這一平衡過程一般通過常規(guī)電源出力調(diào)節(jié)來維持。然而，隨著新能源占比的提高和常規(guī)電源占比的下降，只有少量常規(guī)電源能配合新能源靈活調(diào)節(jié)，因此高比例新能源并網(wǎng)存在電力平衡的問題[3]。

2）受自然條件制約，新能源出力曲線與負(fù)荷相關(guān)性弱。例如，青海電網(wǎng)2019年6月日均晚高峰最大負(fù)荷為821萬kW，但新能源最大出力僅占2.8%[4]。可再生能源低出力時間長，與負(fù)荷需求同時率低，不可調(diào)控，無法滿足用戶側(cè)功率需求。

3）可再生能源出力的季節(jié)性變化明顯，反調(diào)峰特性突出。2020年，某省電網(wǎng)全年可再生能源發(fā)電量最低為1064GWh，僅占可再生能源裝機容量的39%，新能源月發(fā)電量特性規(guī)律與月用電量特性規(guī)律相差較大[5]。

4）可再生能源對電網(wǎng)支撐性弱。對比常規(guī)電源，可再生能源發(fā)電支撐能力弱、抗干擾能力低、慣量低。且由于新能源發(fā)電單體容量小、總體數(shù)量多的特征，接入電網(wǎng)后管理難度大，支撐能力弱。

國外的高比例可再生能源電力系統(tǒng)已出現(xiàn)一些由于可再生能源波動造成的事故。國內(nèi)外新能源并網(wǎng)技術(shù)要求見表1。2021年2月，美國多地遭逢雪災(zāi)，德州大面積停電，部分地區(qū)斷電長達30小時，數(shù)百萬人遭逢斷電。德州的風(fēng)電裝機規(guī)模是美國最大的，寒流突襲，凍住了風(fēng)力發(fā)電機組的渦輪機，導(dǎo)致發(fā)電量驟然下降。2020年8月14日，美國加州的天氣連續(xù)高溫，加大了電力需求。而光伏在夜間不發(fā)電、風(fēng)力因為天氣影響發(fā)電量顯著下降，整個加州可再生能源發(fā)電出力不到光伏裝機的12%，造成電力嚴(yán)重不足，40萬以上居民持續(xù)斷電時間1h 左右；次日，20萬以上居民被輪流限電[6]。

表1 新能源并網(wǎng)技術(shù)要求

2 氫電綜合利用是建設(shè)現(xiàn)代能源體系的重要途經(jīng)

現(xiàn)代能量系統(tǒng)是基于可再生能源和氣體能量相互融合的多元能量架構(gòu)，由傳統(tǒng)能量體系逐漸演進產(chǎn)生的嶄新能量系統(tǒng)。優(yōu)先可再生能源、支持氣體再生能源、供求互動、資源有序分配、節(jié)能有效的平衡用能方案，是中國現(xiàn)代能源制度的核心特點。

氫能與電能同屬于二次能源，可與電能共建為互聯(lián)互通的現(xiàn)代能源網(wǎng)絡(luò)。通過新能源電解制氫以及氫能多途徑綜合利用（包括發(fā)電、汽車燃料、化工等），可實現(xiàn)電能載體與氫能載體的靈活互轉(zhuǎn)，擺脫新能源對電網(wǎng)單一依賴性，促進新能源大規(guī)模消納，融合電網(wǎng)、氣網(wǎng)、熱網(wǎng)、交通、化工等形成多元化能源網(wǎng)絡(luò)，契合未來能源架構(gòu)。

不斷提升氫儲運、可再生能源制氫及氫綜合應(yīng)用技術(shù)，進一步開發(fā)風(fēng)力、光伏等可再生能源電站進行就地制氫，可以有效降低制氫成本，促進氫能消納，從而促進可再生能源消納。

氫電綜合利用可以促進新能源規(guī)?；l(fā)展，增大能源系統(tǒng)中可再生能源的占比。

3 制氫技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀

3.1 主要制氫技術(shù)現(xiàn)狀

目前，制氫技術(shù)主要有以下三種較成熟的路線：一是化石能源重整制氫（煤炭、天然氣）；二是工業(yè)副產(chǎn)氫（焦?fàn)t煤氣）；三是電解水制氫[7]。

與其他制氫技術(shù)相比，水電解制氫技術(shù)具有零排放、高效率的優(yōu)勢，在技術(shù)不斷升級的情況下，發(fā)電成本和制氫成本將不斷減小，綠電制氫將成為未來氫氣來源的主要途徑。

表2 制氫技術(shù)對比

3.2 水電解制氫技術(shù)現(xiàn)狀分析

目前水電解制氫技術(shù)主要有三大類：堿性水電解制氫（AWE），質(zhì)子交換膜水電解制氫（PEM）及固體氧化物水電解制氫（SOEC）。表3是三種水電解制氫技術(shù)的參數(shù)對比統(tǒng)計表。

表3 三種水電解制氫技術(shù)參數(shù)對比

堿性水電解制氫技術(shù)商業(yè)應(yīng)用最成熟，使用的材料價格低廉，成本優(yōu)勢明顯。但該技術(shù)也存在一些缺點，比如，在電解水過程中，多孔的催化層會被碳酸鹽阻塞，反應(yīng)物和產(chǎn)物的傳輸受到阻礙；不能迅速調(diào)節(jié)制氫速度及啟停電解槽[8]。

質(zhì)子交換膜水電解制氫技術(shù)正在迅速興起并用于商業(yè)。與現(xiàn)有的堿性電解水制氫裝置相比，質(zhì)子交換膜電解裝置在運行中的靈活性和反應(yīng)效率更高。目前質(zhì)子交換膜電解槽成本（以每千瓦）已大幅下降，但仍高于堿性電解槽。

固體氧化物水電解制氫技術(shù)效率最高，但此技術(shù)尚不成熟。與堿性水電解和質(zhì)子交換膜水電解相比，固體氧化物水電解制氫技術(shù)有望進一步提高制氫效率[9]。然而，固體氧化物水電解制氫技術(shù)尚不成熟，仍處于實驗室研究階段。

4 氫電綜合利用發(fā)展瓶頸

目前氫電綜合利用面臨著制氫用氫成本高、清潔優(yōu)勢未能得到充分體現(xiàn)、可再生能源制氫尚未大規(guī)模推廣以及綠氫消納路徑尚未打通等問題。

制氫成本高。水電解制氫單位能耗較高，達到了4.0~5.5 h/Nm3，在總成本的中用電成本超過了70%。按照市電價格，制氫成本在30~40元/kg左右[6]，遠高于化石燃料重整制氫成本。

用氫成本高。氫氣的運輸存在高成本、低效率等問題，常用的高壓儲氫罐拖車和液氫槽車的價格在160~400萬元之間，它們每運輸100km，儲運價格約為8.66~13.57元/kg。并且運輸距離越長，成本越高，終端氫氣售價也會隨之增加。目前綠氫價格尚不具備市場競爭力，這極大阻礙了可再生能源制氫的規(guī)?；l(fā)展。

清潔優(yōu)勢未充分體現(xiàn)。市電中火電比重大，碳排放問題仍然存在，據(jù)估算，使用火電進行電解水制得1kg氫氣的碳排放，是化石能源重整制氫的三到四倍（單位碳排放）。綠電制氫沒有碳排放問題，但尚缺乏相應(yīng)的引導(dǎo)和鼓勵政策機制，未能使環(huán)境效益直接轉(zhuǎn)化為經(jīng)濟效益，用戶的綠氫替代意愿不高[10]。后續(xù)，隨著全國碳交易市場啟動運行，以及碳稅制度落地實施，綠氫清潔優(yōu)勢突出，市場競爭力將大幅提升，可以促進綠氫產(chǎn)業(yè)大規(guī)模發(fā)展。

可再生能源制氫尚未大規(guī)模推廣。通過可再生能源與制氫相互緊密結(jié)合，是實現(xiàn)節(jié)能減排和碳中和的重要途經(jīng)。目前國內(nèi)可再生能源制氫尚處于起步階段，以示范項目為主，未能實現(xiàn)工業(yè)大規(guī)模推廣應(yīng)用。究其原因，主要體現(xiàn)在國內(nèi)主要制氫技術(shù)尚不成熟，尚未形成自動化大規(guī)模制氫設(shè)備生產(chǎn)線，大規(guī)模制氫系統(tǒng)集成缺少設(shè)計、實施經(jīng)驗，綠氫應(yīng)用成本不具備市場競爭力，可推廣復(fù)制的商業(yè)模式尚未打通，綠氫消納缺少鼓勵政策及市場引導(dǎo)機制等方面。

綠氫消納路徑尚未打通。綠氫消納問題主要源于政策導(dǎo)向不顯著、技術(shù)約束及缺少市場競爭力幾個方面。低碳排放對先進生產(chǎn)力的需求與能源粗獷利用之間存在矛盾，傳統(tǒng)工業(yè)、交通領(lǐng)域、熱力行業(yè)仍愿意保留化石能源為主要原料與燃料的生產(chǎn)方式，堵塞了綠氫作為原料與燃料的消納路徑。受制于規(guī)?；瘹鋬\技術(shù)與經(jīng)濟性約束，氫能外送的通道被“電能外送”方案壓制。電制氫、氫的輸運、加注、應(yīng)用等環(huán)節(jié)的規(guī)劃設(shè)計、穩(wěn)定運行、安全控制等技術(shù)的標(biāo)準(zhǔn)與規(guī)范尚未成熟，制約了氫能在電力、工業(yè)、交通等領(lǐng)域的多途徑消納。

5 氫電綜合利用模式分析

氫電綜合利用關(guān)鍵技術(shù)包括氫電綜合控制與智能優(yōu)化運行技術(shù)，間歇性電能制氫技術(shù)以及大容量高密度氫儲技術(shù)。為進一步促進氫電耦合在實現(xiàn)碳達峰碳中和目標(biāo)的過程中充分發(fā)揮環(huán)境優(yōu)勢，在國家能源轉(zhuǎn)型、構(gòu)架現(xiàn)代能源體系、保障國家能源安全和環(huán)境安全方面發(fā)揮作用，提出以下兩種可參考的氫電綜合利用模式。

（1）分布式“制-用”一體化氫電綜合利用模式

分布式“制-用”一體化氫電綜合利用模式是指利用分布式新能源制氫，并進行氫能就近消納。主要包括電氫耦合一體化加氫站、就近工業(yè)用氫、就地冶金用氫等。分布式“制-用”一體化氫電綜合利用模式產(chǎn)生的直接效益為：利用氫電耦合建設(shè)分布式制氫儲氫用氫系統(tǒng)，能夠打破時間和地域限制，既可以隨時隨地充分利用富余清潔能源降低制氫成本，又可以節(jié)省運輸費用。此外。“制-用”一體化氫電綜合利用生態(tài)鏈還能夠產(chǎn)生諸多間接效益，例如，通過參與調(diào)峰調(diào)頻等電網(wǎng)輔助服務(wù)提高電網(wǎng)穩(wěn)定性、氫能的生產(chǎn)和使用過程均不產(chǎn)生任何有害氣體，使用可再生能源制氫可以節(jié)約化石能源等。

（2）基于大型輸氣管道的氫電綜合模式

西氣東輸天然氣管道及中俄東線天然氣管道形成了“橫跨東西、縱貫?zāi)媳?、?lián)通境外”的能源輸送格局。清潔能源資源多處西北、東北等電力負(fù)荷偏遠地區(qū)，而用電負(fù)荷中心集中在華北、華中地區(qū)。

基于大型輸氣管道的氫電綜合模式是指將富余清潔能源進行就地制氫并利用現(xiàn)有天然氣管道或新建管道進行遠程輸送，在受端區(qū)域進行氫的綜合消納。此模式開辟了一條新的清潔能源消納路徑，可有效解決目前清潔能源消納難題，實現(xiàn)清潔能源網(wǎng)和氣網(wǎng)互補轉(zhuǎn)換，促進清潔能源對于化石能源的替代，促進能源體系向低碳轉(zhuǎn)型。

6 結(jié)束語

綜上，本文分析了高比例可再生能源電力系統(tǒng)面臨的諸多挑戰(zhàn)及氫電綜合利用的優(yōu)勢，基于我國主要制氫技術(shù)現(xiàn)狀，重點探討了氫電綜合利用發(fā)展瓶頸并提出了兩種氫電綜合利用模式。目前可再生能源電力系統(tǒng)面臨日內(nèi)功率波動大、出力與負(fù)荷相關(guān)性弱、出力的季節(jié)性變化明顯及對電網(wǎng)支撐性弱等挑戰(zhàn)。制氫技術(shù)上，質(zhì)子交換膜水電解制氫成本過高，固體氧化物水電解制氫技術(shù)仍處于研發(fā)階段，堿性水電解制氫技術(shù)應(yīng)用較廣泛。目前，氫能發(fā)展的瓶頸主要是制氫用氫成本高、清潔優(yōu)勢體現(xiàn)弱、可再生能源制氫尚未大規(guī)模推廣以及綠氫消納路徑尚未打通等問題。而氫電綜合利用不僅可以提升高比例新能源電力系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性，助力電能的大規(guī)模、長時間存儲，同時可以有效降低制氫成本，促進可再生能源消納，有利于能源體系向低碳轉(zhuǎn)型。其中，分布式“制-用”一體化氫電綜合利用模式和基于大型輸氣管道的這兩種氫電綜合模式未來將具有廣闊的發(fā)展前景。