新型电力系统中氢能综合利用的发展

徐 飞，李晓霞，马 驰

（1.中广核研究院有限公司，广东 深圳 518000；2.中广核太阳能开发有限公司，北京 100071）

在“碳达峰、碳中和”战略目标背景下，国家已明确提出要着力建设以清洁电力为主导的新型电力系统[1]。新型电力系统的建设是一个系统性工程，将重新构造电能生产、消费、运输格局，改变电网调度模式、提升清洁能源的占比。其中以风电、光伏为主的可再生能源装机规模，将在“十四五”期间大幅提升，到2030年规划装机规模达12亿KW以上[2-3]。

而构建以清洁电力为主导的新型电力系统，氢能可在其中发挥举足轻重的作用。首先，从电源侧看，氢能与电能的结合可以极大促进可再生能源电力的消纳[4]。可再生能源受天气影响，其出力具有波动性、季节性、随机性特点。而高比例的可再生能源对于电力系统稳定而言是巨大挑战。利用可再生能源电力制氢，将瞬时性的电力转化为可长时间储存的氢气，可抑制出力波动，减小不确定性对电网的影响，促进可再生能源消纳。其次，氢能的储存与消纳不受时间限制，且储存成本与储能容量相关性比电化学储能弱，使其可作为大规模、长周期储能的潜在手段。

在新型电力系统中，风力、光伏等新能源市电力供应的主题，而煤炭、天然气等化石能源发电，将耦合碳捕集与封存技术，作为电网基础供应与调节手段。在负荷侧，电采暖、电动汽车等电能替代的方式，虽亦能支撑更高比例的新能源接入，但对新型电力系统的可靠性提出了更高的要求。而利用“绿氢”替代原基础能源热、气、电(缺电时段)等，借助氢能制、储、输、加/用各环节的柔性，增加电负荷的同时能够维持或提升电力系统可靠性。

此外，氢能可耦合碳捕集技术在新型电力系统中构建碳循环，助力“碳中和”目标的实现。碳元素是化工、医药等领域必不可少的资源。新型电力系统中的化石能源利用产生的二氧化碳，通过碳捕集技术收集后，与氢气耦合进行复杂化合物的合成，减少相关领域的化石能源消耗。

氢能对于新型电力系统构建具有重要意义。但目前来看，氢能在新型电力系统中的推广应用，仍存在诸多问题需要解决：（1）氢气的消纳问题、成本问题制约着氢能的大规模推广。（2）在新型电力系统中，氢能的发展路径、发展前景与经济性问题需要进一步研究。

1 氢能推广面临挑战

1.1 氢消纳问题

在新型电力系统中，清洁电力电解制取的氢气，除了作为电源侧的储能手段平抑出力波动外，也可以向外输送至氢气用户，替代化石能源的使用。对于氢气外送的氢能消纳，当前存在消纳难度大的问题，该问题主要源于化石能源竞争限制、氢气外送路径约束以及氢能法规标准限制问题。

（1）“双碳”约束对先进生产力的需求与能源粗犷利用间的矛盾。传统工业、交通领域、热力行业仍保留化石能源为主要原料与燃料的生产方式，堵塞了氢能作为原料与燃料的消纳路径。该问题的解决，需要国家出台相关政策，限制化石能源利用，鼓励氢能产业发展。

（2）受制于规模化储运技术与经济约束，氢能外送的通道被“电能外送”方案压制。氢气的物质属性，使其外送速度和外送成本与电能外送相比处于劣势。受限于基础设施建设情况，当前氢气外送的主要输送方式是长管拖车运输，单次运送量低、运输成本随运输距离显著增加。而这一问题的解决，一方面可通过推进“绿氢”的就地消纳，减少氢气外送需求；一方面可通过长距离的氢气输送管道基础设施的建设以及鼓励利用现有的天然气管道进行天然气管道掺氢运输，提高氢气的外送能力。

（3）氢能行业各项法律法规及配套实施细则尚未成熟，制约了氢能在电力、工业交通等领域的多途径消纳。法规层面，氢能是危化品，需要限制在工业园区内使用。标准层面，氢能标准与规范不完善，导致相关设施未落地。技术层面，相关技术仍在研发，产业配套须进一步完善以实现规模化。

1.2 系统能效问题

在新型电力系统中，氢储能的过程是清洁电力转化为氢气，再由氢气转化为其他能源或者资源的一个过程，该过程的系统能效问题影响着氢能的推广利用。

对于发电侧的狭义氢储能，氢储能的作用是实现波动性可再生能源的“削峰填谷”，该能量转化过程为“电-氢-电”，整体的能量转化效率低于40%，远低于电化学储能的能量转化效率。因此，在新型电力系统中，氢储能的概念应进一步扩大为将电网无法及时消纳的电能转化为氢气中的化学能储存起来，而对于氢气的后续应用，则不加以限制。

制氢设备利用率是影响系统经济性的重要因素。可再生能源场站设备的等效利用小时数较低，光伏场站的等效利用小时数在1 700小时/年左右，风力发电的等效利用小时数则在2 400小时/年左右。对于光伏、风电耦合制氢工程，制氢设备的等效利用小时数与可再生能源场站设备等效利用小时数相当，造成制氢设备的利用率较低，影响制氢工程经济性[5]。

2 发展氢能的路径

2.1 发展氢能的思路

国家《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出了氢能产业发展基本原则，主要思路如下：开发技术、产品、应用和商业模式，主攻氢能产业技术瓶颈，增强产业稳定性和竞争力；强化氢能全产业链重大风险的预防和管控，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢；探索氢能利用的商业化路径，引导产业规范发展；统筹考虑氢能供应能力、产业基础、市场空间和技术创新水平，有序开展氢能技术创新与产业应用示范。地方上各省政府也陆续出台氢能产业扶持政策，发展天然气分布式能源、分布式光伏发电，加快储能、氢能发展。

氢能使用的应用场景主要是电力、交通、热能、工业4个板块。具体来说，工业领域，合成氨、冶金、石油炼化是氢能的主要消纳途径；电力领域，主要是构建氢电耦合系统，利用氢的储能特性，促进可再生能源的消纳；热力领域，集中体现在天然气管气掺氢，降低天然气的使用；交通领域，主要是氢燃料电池汽车、重卡等交通工具采用新能源替代化石能源的燃料，起到降污减排的作用[5]。新型电力系统背景下，结合实际情况，其氢能发展路径如图1所示。

图1 氢能发展路径

2.2 氢能需求评估

目前，“中国氢能联盟”数据显示，2018年我国氢能约占终端能源总量份额的2.7%，产量2 000万吨左右，到2030年，预计在终端能源体系占比达到5%，氢气年需求量将达3 500万吨，可再生能源电解制氢、碳捕获与封存技术配合煤制氢将成为有效供氢主体，各占比50%，电解制氢市场规模达到每年2 000万吨。到2050年氢气需求量约为6 000万吨，占比接近10%，可减排7亿吨CO2[6]。我国中长期氢能需求预测如图2所示。

图2 中国中长期氢能需求预测[7]

目前来看，氢气在工业领域未来需求主要包括合成氨、冶金、石油炼化等方面，在交通领域的需求主要集中在氢燃料电池汽车上。

通过探索可再生能源制氢耦合合成氨工艺，增大新型电力系统中可再生能源的比例，可以促进氢的就地消纳。合成氨行业对氢气的需求量巨大，全球年氢气产量的一半用于合成氨生产，其中95%的氢气来源于化石燃料，导致每年420 000万吨的二氧化碳排放。目前国外正在积极开展可再生能源制氢耦合合成氨工艺的探索，建设了“水电+碱性电解槽+合成氨工厂”“风电+高温电解+合成氨工艺”等多种形式的“绿氨”示范工程。将氢能作为脱碳介质，利用“绿氢”合成氨耦合二氧化碳生产尿素，在有色金属冶炼领域和氢气长距离运输课题研究方面探索天然气掺氢，在电力企业发展氢储能。

通过探索可再生能源制氢耦合钢铁工艺，也可以促进氢的就地消纳。一直以来，钢铁行业的碳排放量较高，在我国CO2排放量中钢铁工业CO2排放量约占15%，约占全球钢铁行业碳排放量的60%以上。而在炼钢过程中，氢气可以代替传统工艺中的焦炭，作为还原剂去除铁矿石中的杂质，从而减少CO2的排放，因此，“氢气炼钢”技术是目前减碳的较好选择。德国正在建设全球首家氢气炼钢示范工厂，以100%的氢作为还原剂的直接还原铁，生铁年生产能力约10万吨，生产氢的能源来自德国北部沿海的风力发电场[8]。

新型电力系统耦合化工产业方面也需要用到氢气，如用“绿氢”耦合煤化工全产业，可以减少煤炭的消耗，降低CO2的排放[7]。宁东自产“绿氢”耦合精细化工不仅价格低廉，还能减小物流运输量，省时省力，满足园区内部经济性发展需求。

新型电力系统在交通领域发展方面也能促进可再生能源制氢的消纳，主要是利用氢燃料电池汽车替代现有的燃油汽车，实现绿氢对化石燃料的替代。氢燃料电池汽车推广的路径为前期在运行路线与使用频次较为稳定的商业车市场率先推广，后续扩展到普通乘用车领域。据预计，到2030年，燃料电池商业车需求达36万辆，占商业车总销量的7%，燃料电池乘用车占比将达到3%[7]。也可以发展氢能重卡，某些地区规划到“十四五”末期重载运输车中氢能源汽车占比达到20%以上。如果将1 200辆重载柴油车替换成氢能重卡，按照每辆车平均每天行驶150 km计算，每年又可减排二氧化碳8万吨。以氢能重卡为代表的交通运输业，开展氢能源汽车运营示范，充分发挥氢能源汽车高效、绿色、环保的特性，实现氢能源车替代传统重载运输汽车，这不仅符合国家发展氢能、创建氢能源汽车示范城市的战略目标，还有利于“碳达峰、碳中和”目标的实现。

2.3 氢能经济性评估

氢能成本是其在新型电力系统中推广应用的决定性因素。整个产业链成本来看，在现有的技术条件下，氢能最终到达终端的成本约为3.2元/Nm3当前国内氢能发展仍处在示范推进时期。虽然目前国际上已经对氢能的经济投入与收益能力开展了较深入的探讨，比如，有些发达国家已经给出了氢能项目的经济效益目标，并针对具体示范工程开展了资源的测算，但没有商业应用的验证结果。如甘肃省能源互联网示范工程，使用风能开展的大型电解水制氢项目，在经济可行性分析时，构建制、加氢一体化的年收益模型，指出0.69元/(kW·h)以上的风电价格和5.8元/Nm3的氢价为项目的盈亏平衡点。类似的政府补贴、商业模式等还在探索中[9]。

为了降低氢能的成本，各地区可以结合当地优势，因地制宜，获取便利的氢源。当前，氢气成本较高的客观原因是低成本制氢地与高需求用氢地距离较远，增加了运输成本。例如内蒙古、山东、山西等地煤炭资源丰富，制氢价格低廉；西北地区的光伏资源、风力资源较为便宜；西南地区水电资源丰富等，这些地区利用当地资源获取氢气成本较低。而中东部地区才是用氢大户，这种情况下，长距离运输是不可少的环节。研究表明，氢气运输距离超过200 km时，运输成本就会超过较为经济的工业副产氢的成本。因此，单一的制氢最优模式并不现实，整合当地资源，因地制宜才是具有可持续性的发展模式。在运输氢能方面未有大的突破情况下，沿海区域氢气来源还是工业副产氢，内陆区域氢气来源于煤炭和可再生能源。产氢企业与城市之间采用管道方式输送，短距离，如城市内部采用拖车输送，长距离，如300 km以上采用液氢罐车输送。

另一方面，据统计，制氢设备的单价和光伏电价呈逐年递减趋势，而制氢系统收益率逐年提高，氢能的综合利用成本在不断降低，未来市场前景广阔[7]。

另外，在当前低碳能源的大环境下，征收碳税也是未来的一个发展方向。有专家估计，到2025年，建议碳税为200元/吨，到2030年，建议碳税为100元/吨。未来随着碳税政策的实施，氢能的经济性优势将逐渐突显出来。

3 结束语

未来，能源结构中的新型电力占比将不断提高，可再生能源与传统电力能源将实现相互转化与互补，新能源储能与传统电力储能协调配合，以增加能源系统的灵活性和安全性，实现资源的综合利用。

而氢能的多途径消纳揽括了工业、交通、天然气管道等领域，尤其是利用风力、光伏等新能源电解制氢后，通过氢能的储存、运输和利用，能够最大限度地跨区域、跨季节地利用可再生能源，降低碳的排放。