发展谷电制氢提高可再生能源部署能力的探讨

赵 学 良

(中国石油化工股份有限公司发展计划部，北京 100029)

我国提出到2030年中国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到1.2×109kW以上等目标。这不仅是为了实现我国2030年前碳达峰、2060年前碳中和气候目标的承诺，也是为了保障我国的能源安全。在逆全球化愈演愈烈的情势下，降低油气对外依存度过高带来的风险，实现能源供给多元化势在必行。2020年我国风电和太阳能发电总装机容量5.346 6×108kW[1]，距离1.2×109kW的目标还有较大差距。然而，风能、太阳能等不稳定可再生能源的发展受到电网接纳能力的制约。而且，在现阶段储能技术条件下，靠储能解决大电网问题路径不通，经济性难以承受。2020年3月颁布的《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能〔2020〕17号)明确要求：风电、光伏发电投资企业要综合考虑项目所在地区可再生能源“十三五”相关规划执行情况、电网消纳能力等，理性投资，防范投资风险。这一通知还要求国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力公司发挥电网并网关口作用，严格按照规划和消纳能力合理安排项目并网时序。多省出台政策，支持可再生能源配套储能设施，对储能的重视显示了可再生能源消纳任务的重压。国网河南电力公司在《关于2020年申报平价风电和光伏发电项目电网消纳能力的报告》中指出，到2025年全省风电、光伏发电弃电率将超过消纳上限，无新增规模空间。湖南省发改委则专门发文称2020年全省电网已无新增消纳空间，暂停装机6 MW以上的普通地面光伏发电项目备案工作。因此，寻找一种经济可行的储能方式对于提高可再生能源部署能力、实现2060年碳中和目标是十分必要的。利用电网负荷低谷时段的富余电能制氢，即谷电制氢，具备成为这种储能方式的巨大潜力。

1 发展谷电制氢的必要性

(1)谷电制氢可根据电网需求调节负荷，助力打造智能电网，提高可再生能源部署能力。可再生能源发电具有很强的波动性、季节性，存在因电网短时无法消纳风、光、水发电全部功率输出的电力而导致的弃电或富余电的现象。2019年，新疆、甘肃、内蒙古三省(区)弃风率超过5%，弃风电量合计1.36×1010kW·h，占全国弃风电量的81%[2]。随着不稳定可再生能源部署比例的提高，国内电网调节能力受到挑战，储能调峰能力不足限制可再生能源的进一步部署。电解水制氢响应速度可达毫秒级，可有效实现调频调峰。与加氢站同站布置共用储氢瓶，不增加储能成本。谷电制氢装置可充当智能电网调节负荷的重要手段，实时根据不稳定能源供给能力调度制氢负荷，实现调峰调频，为可再生能源的进一步部署创造条件。

(2)谷电制氢可降低油气需求，有助于保障国家能源安全。利用可再生电力进行谷电制氢，可用于为交通运输领域供能，降低石油需求。2019年全国弃风电近1.7×1010kW·h，如用于制氢可得氢气约300 kt。0.8 kg氢气可推动燃料电池车行驶100 km，同等燃油车需消耗汽油5.5 kg。300 kt氢气用于燃料电池汽车，可替代2 060 kt汽油。除了用作动力能源，氢气还是合成氨、炼油、石化等领域不可或缺的原料，需求日益增长。发展可再生电力谷电制氢，也可降低制氢所需的天然气等化石能源的用量。

(3)谷电制氢可有效减排二氧化碳。利用可再生能源生产绿色氢能被视为电网脱碳和运输脱碳的关键措施。1 kg汽油完全燃烧将排放3.15 kg二氧化碳。全国弃电用于制氢可替代2 060 kt汽油，相当于减排6 490 kt二氧化碳。按二氧化碳碳税30元/t计算，可节省碳税1.95亿元。利用谷电制氢提高可再生能源发电占比，亦可有效降低电力行业的二氧化碳排放。

2 谷电制氢储能可行性分析

以美国能源部(DOE)发布的《氢能计划发展规划》所设定的目标对谷电制氢进行经济性分析。具体来讲，美国能源部设定的氢能发展到2030年的技术和经济指标主要包括：①电解槽成本降至300美元/kW，运行寿命达到80 000 h，系统转换效率达到65%，工业和电力部门用氢价格降至1美元/kg，交通部门用氢价格降至2美元/kg；②早期市场中交通部门氢气输配成本降至5美元/kg，最终扩大的高价值产品市场中氢气输配成本降至2美元/kg；③车载储氢系统成本为8美元/(kW·h)，便携式燃料电池电源系统储氢成本为0.5美元/(kW·h)，储氢罐用高强度碳纤维成本达到13美元/kg；④用于长途重型卡车的质子交换膜燃料电池系统成本降至80美元/kW，运行寿命达到25 000 h，用于固定式发电的固体氧化物燃料电池系统成本降至900美元/kW，运行寿命达到40 000 h。以此目标为基准，对谷电制氢的4种主要用途进行经济性分析。

谷电制氢的4类主要用途为：氢气储能发电；将氢气按一定比例注入天然气管网充当燃料气使用；氢气外送用于炼油厂油品精制或钢厂炼钢等；氢气外送用于驱动燃料电池汽车等移动工具。

(1)氢气储能发电。美国能源部高级研究计划局(ARPA-E)的DAYS计划中，每个项目的目标是实现可以持续数天的0.05美元/(kW·h)储能。目前，电解水制氢能效大约为65%(中国科学院大连化学物理研究所最新研究成果显示制氢能耗可低于4.0 (kW·h)/m3，能效可达约88%)，氢气通过燃料电池发电能效大约为50%，氢气储能的总能效约为32.5%。氢气储能的成本约为0.5美元/(kW·h)，远低于电池储能成本300美元/(kW·h)目前唯一同时具备大容量和高能量密度的储能电池是钠硫电池，NGK公司是全球最大的钠硫电池生产商，其目标是到2020年将成本从300美元/(kW·h)降低到200美元/(kW·h)。因此，与电池储能相比，氢气储能更适用于可再生能源大规模储能。

(2)将氢气按一定比例注入天然气充当燃料气使用。氢气的热值为143 MJ/kg，天然气的热值为50 MJ/kg。目前我国LNG综合进口到岸价为2 800元/t。1 t氢气按热值折算相当于2.86 t天然气，按LNG到岸价可售得8 000元，高于6 500元/t的氢气成本(1美元/kg)。可以看出，随着可再生能源的发展、不可消纳的电力增多以及电解槽制造成本的下降，目前德国、英国等正在发展的P2G(Power to Gas，可再生电力制氢或甲烷)技术有广阔的市场前景及可观的经济回报。

(3)氢气用于炼油厂油品精制。当可再生电力价格逐渐降低并低到一定水平，电解水制氢成本会大幅降低。使用碱性电解水制氢，当生产能力为20 000 m3/h、电价为0.1元/(kW·h)、年生产时间为4 000 h时，电解水制氢成本约为13元/kg[3-4]，与煤制氢成本相当。若电解水制氢成本进一步降低到美国能源部所设定的工业和电力部门用氢价格1美元/kg时，则电解水制氢成本将会低于煤制氢成本，远低于天然气制氢成本。而化石能源制氢则可能会随着碳减排形势的发展，需要对其所产生的碳排放负责，成本将会进一步提高。因此，届时用谷电制氢替代化石能源制氢不仅具有经济的可行性，也将会成为炼化企业实现“碳中和”的重要手段。

(4)氢气用于驱动燃料电池汽车等移动工具。当交通部门用氢价格降至2美元/kg时，若配送价格为2美元/kg，则小型轿车百公里行驶燃料费将降至约20元，远低于汽油车。同时燃料电池车的成本也将随着技术进步大幅下降。以《氢能计划发展规划》中提及的燃料电池成本80美元/kW以及车载储氢系统成本8美元/(kW·h)为例，100 kW发动机成本为52 000元，75 kW·h储氢系统成本为3 900元，与普通燃油车内燃机加变速箱的总成本相当。因此，到2030年时氢燃料电池车在经济上具备大规模推广的可能性。

3 我国发展谷电制氢存在的主要问题

我国在可再生能源制氢方面起步晚、规模小，且在质子交换膜(PEM)制氢、氢气储运和应用等全产业链方面尚与外国存在较大差距。

美国早在2005年便启动风电制氢项目，欧洲和日本都有兆瓦级风电制氢项目，而我国可再生能源制氢起步晚、规模小，如张北和大连的风电制氢项目也仅有100 kW，且关键技术缺乏验证，与欧美等国家相比有较大差距，也缺乏系统性、全链条的示范验证。国家能源集团正在牵头承担“大规模风/光互补制氢关键技术研究及示范”项目，有望填补我国兆瓦级大规模风光耦合制-储-用氢系统运营示范工程空白。

在高效水电解制氢技术方面，较为理想的技术选择是PEM水电解制氢技术[5]，但目前PEM水电解商业装置的供应商主要集中在加拿大Hydrogenic公司、美国Proton公司(被挪威Nel公司收购)、Giner公司和德国H-TEC公司。PEM水电解设备成本高，膜电极的质子膜工业化生产技术主要在国外，且严重依赖贵金属催化剂，亟需发展经济、高效的非贵金属电解催化剂。我国在膜技术和催化剂技术方面还不成熟，不利于可再生能源储能和绿氢生产。

从氢气储运来看，我国的风电和太阳能发电场大多位于偏远地区，在当地制氢距主要用氢地较远，对所产氢气进行经济有效的运输也是需要考虑的问题。需根据用氢地的远近，相应选择高压长管拖车、液氢、有机液态或固体储氢以及管道输氢等方式，其中管道输氢具有较大的成本优势，但管道输氢对运输规模非常敏感，且投资较大，对管道材质等有较高的要求。在天然气管道中掺入一定比例的氢气进行输氢在德国有较为成功的案例，但我国幅员辽阔，天然气管道相对较少，还需进行风电和太阳能制氢经天然气管道输送的可行性研究。

4 结束语

利用谷电制氢提高可再生能源的部署能力经济上可行。氢气有着广阔的应用前景，能高效消纳可再生能源产生的不稳定电源，是电能的“大蓄水池”，开发利用好氢能技术是实现“碳中和”的重要手段。建议在今后的发展中：①加大低成本、高能效电解槽的研发投入；②开展管道掺氢输送的相关研究，包括现有天然气管道管材及管件的氢气耐受度研究，以及相关安全标准规范的研究；③在2060年实现“碳中和”的大背景下开展可再生能源制氢替代化石能源制氢在炼化企业中实施的方案研究。