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国家发改委、国家能源局发布:氢能被明确纳入“新型储能”

日期:2021-08-30    来源:中国能源报

国际氢能网

2021
08/30
09:00
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关键词: 新型储能 加氢站 燃料电池发电

近期,国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》, 氢能被明确纳入“新型储能”。

构建以新能源为主体的新型电力系统,加快新型储能规模化部署尤为关键。有研究表明,氢能有望成为一种重要的储能形式,并与电化学储能互为补充,但目前氢储能各环节产业化程度较低,需进一步规模化发展。

资料显示,氢储能一般分为三种情况。首先是可再生能源电解水制氢;其次是电解制氢后,再用氢气发电,包括燃料电池发电上网和氢燃料电池汽车等在交通领域的应用;除此之外,是电解水生产的氢气与二氧化碳合成甲醇进行储运及应用。也就是说,电解制氢是氢储能产业链的源头。

风与光发电具有间歇性和波动性特征,如果将风光发电直接供应给终端用户,会造成经常性断电或因电压过大而烧断电器。为解决上述问题,发电端利用大量电池组存储电能,可以在风光较弱时进行补充发电,或选择直接接入国家电网,利用智能电网分时消纳不稳定电力。但业内专家指出,这两种情况都存在成本高、技术难度大等弊端。

“对于风力、光伏等不稳定能源发电,氢储能是一个非常理想的解决方案。电解水制氢可以根据电力系统需求,随时调整氢气产量,有效利用风光发电过程中不可上网的、质量较差的电力。” 北京久安通氢能科技有限公司总经理、教授级高级工程师张立芳表示,这一技术路径经过多次课题验证,已被证明是合理且有效的。

“通过建设专门的制氢站,利用风光发电形成一个微网用于制氢,由于弃风弃电电费不高,氢气制取成本也会相应降低。”张立芳认为,现在很多电厂的风光电被白白浪费,一旦加以利用,将大有好处。

张立芳表示,从效率上来说,氢储能的效率并非是所有储能方式中最高的,但其未来发展潜力巨大。在整个产业链中,如果将可再生能源与氢储能相结合,利用可再生能源电解制氢并储运应用,氢储能将发挥出重要作用。

根据国际可再生能源机构的测算,目前全球仅有4%的氢气来自电解水制氢,其余均来自煤炭、天然气以及石化领域。在我国富煤、贫油、少气的能源结构下,国内煤制氢的占比超过60%,电解水制氢比例不到2%,可再生能源制氢未来发展空间巨大。

张立芳表示,相较于化石能源制氢方式,电解制氢的氢气质量非常高,更符合燃料电池应用过程中的要求。虽然煤制氢等传统方式制取的氢气价格更加便宜,但在碳达峰、碳中和大背景下并不能持续。

“氢储能与其它储能方式相比有很大不同。首先,氢作为二次能源,可直接储存,而电化学储能,目前来看,直接储电的能量密度还不够高,对将来的应有有一定限制;其次,电化学储能效率低,同时也面临安全性和单位能量成本高等问题,而燃料电池的重量功率密度可达400 瓦/千克,体积功率密度达到4000瓦/千克,未来有望达到2000瓦/千克,高于锂电池的150瓦/千克—200瓦/千克 ,其开放的系统储能方式使续航里程更长。”

在张立芳看来,氢可以通过储存运输,实现长时间、跨季节储能,在交通、工业和可再生能源等领域具有广泛的应用场景。他强调,现阶段,氢储能在一些技术节点需要进一步优化和提高,如在电解水制氢厂站建设中,考虑到发电量功率和电压波动较大,去着力提高电解设备应对电网电功率波动大的技术和控制策略水平。

虽然一些发电企业对氢储能产业感兴趣,却有不少怎样布局、能否回本、有没有足够的终端用户等之类的顾虑。张立芳认为,这些担心没有必要。目前全国氢气的售价在60-80元/公斤,如果合理利用风光弃电,保证电价便宜的基础上,氢气价格将更具竞争力,成本价能够达到15-18元/公斤。随着氢储能的规模化应用,成本下降会非常快,绿氢成本也会很快与煤制氢持平。

与此同时,张立芳指出,部署氢储能的前期设备投入巨大,除了风光发电设备和点解制氢设备,制取的氢气还需储存、升压、运输,因此,短期来看,氢储能的发展速度将慢于电化学储能,后续的产业进程需要各环节共同进步,完善基础设施,降低成本。


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