氢储能是长时储能未来解决方案

本文转自：中国改革报

国家能源局近日发布前三季度可再生能源装机规模数据：全国可再生能源新增装机1.72亿千瓦，同比增长93%，占新增装机的76%。其中，风电新增装机3348万千瓦，光伏发电新增装机12894万千瓦。新能源装机占比的提升，一方面，是我国践行碳达峰碳中和目标的重要举措；另一方面，新能源出力的间歇性、随机性、波动性为电力系统稳定运行带来挑战，储能市场发展将迎来爆发。

储能为新型电力系统提供柔性支撑

根据《“十四五”可再生能源发展规划》，预计到2030年，光伏、风电装机容量达到12亿千瓦以上，发电量占比不断增加。其间歇性、随机性、波动性等特点，改变了可调控电源应对负荷需求变化的模式，快速消耗了电力系统灵活调节资源。因此，我国提出构建具有安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大特征的新型电力系统。

《新型电力系统蓝皮书》提出，推动多时间、多尺度储能技术规模化应用。并提出储能技术的发展目标，2030年前，重点满足系统日内平衡调节需求；2045年前，规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求；2060年前，储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行，能源系统运行灵活性大幅度提升。

电力储能形式主要有抽水蓄能、熔融盐储热、新型储能。其中，抽水蓄能技术成熟，储能容量大，是长时储能的重要手段，累计装机占我国储能总量的77%，建设选址受地理条件影响较大；压缩空气储能，储能容量大、投资相对较小，是长时储能的重要手段，被列为“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一；电化学储能技术成熟，装机增长较快，是分钟至小时级储能手段；飞轮储能，能量密度高、充放次数多、使用寿命长、存储时间短；超级电容储能，初投资大、功率高、充放电快、能量密度低。

短时间储能侧重保证电力系统在瞬时干扰下保持平衡等电网安全问题，而长时储能一般侧重实现峰谷供需平衡。

截至2022年，风电装机3.65亿千瓦、太阳能装机3.93亿千瓦，发电量占全社会用电量的13.4%，未来装机占比会进一步提高。新能源发电“春秋多、冬夏少”的出力分布，将进一步增加冬、夏季节电力“保供”的难度，长时储能作为可以实现长期存储能源并经济地维持数小时、数天乃至数月电力供应的技术方案，将逐渐成为调控高比例可再生能源电力系统困境的解决方案。

氢能在长时储能场景中发挥重要作用

氢具有清洁低碳、安全可控、用途广泛、储运灵活等属性。可利用富余、非高峰、低质量的电力来大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来，然后在电力输出不足时，利用氢气通过燃料电池或其他方式转换为电能输送上网，实现调峰填谷。狭义氢储能是基于“电—氢—电”的双向转换过程，利用谷期富余的新能源电能进行电解水制氢并储存，用电高峰时，存储的氢发电返回电网；广义氢储能强调“电—氢”或“氢—电”的单向转换过程。

在发电侧，氢储能可以在“电—氢—电”转换过程中，促进可再生能源消纳，平抑出力波动、缩小与计划出力的误差；在电网侧，氢储能可参与调峰辅助、负载均衡；在用户侧，可作为灵活性资源参与需求响应，用于峰谷套利，或作为备用电源以及离网电源使用。

氢储能区别于其他储能方式，受地理因素限制较小，可通过增加氢气储罐尺寸，以较低的边际成本，独立于发电和制氢的规模而扩大其储能能力，其储能规模和周期远超过压缩空气和抽水蓄能。在面对极端天气、自然灾害或突发事件影响电网供电情况下，可通过氢能发电应对区域民生等用电需求问题，增强重要用户供应保障能力，增强电力供应的韧性。

氢能既可以与电网融合协同，在新型电力系统中发挥储能的柔性支撑作用，也可以在电网之外，单独组成氢能输运供应网络，自成体系，独立运营，应用于工业、交通、建筑、电力等领域。

氢储能具有明显规模化成本优势

目前，氢储能已具备完整产业链，示范项目取得阶段性成果，未来氢储能发展前景广阔。氢能装备技术水平不断提升，具备支撑氢储能产业规模化发展的能力。

氢储能具有明显的规模化成本优势，电化学储能的投资成本约为2000元/千瓦时，以2兆帕中压球罐为例，氢储能的投资成本约为100元/千瓦时，若采用常压气柜形式储能，投资成本将下降，储能成本具有明显优势。虽然氢储能系统面临诸多挑战，包括“电—氢—电”转化过程效率较低、氢储能系统投资成本较高、在“一天一充一放”或“一天两充两放”的套利模式下经济效益较差等问题，未来随着技术水平提升与盈利模式的完善，氢储能系统经济性将提升。

预计到2060年，全社会总用电量为17万亿千瓦时，长时储能规模将达到1.5万亿千瓦时。氢储能作为长时储能的重要方式，将成为新型电力系统的重要组成部分，助力早日实现“双碳”目标。