我国可再生能源与盐穴氢储能技术耦合发电的分析与展望

周 晗，李正宇，徐俊辉，陈留平，龚领会

（1中国科学院理化技术研究所，北京 100089；2中盐金坛盐化有限责任公司，江苏省井矿盐综合利用工程技术研究中心，江苏 常州 213200）

近年来随着科技和工业等方面的快速发展，能源需求逐步增加，而煤炭、石油等化石能源的使用会带来诸如环境污染、碳排放等问题。在此背景下，清洁能源的开发及利用成为能源发展的重点方向。2020年9月，国家主席习近平在第七十五届联合国大会上宣布，中国力争2030 年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和目标。发展风能、太阳能等可再生能源是我国实现节能减排、能源结构低碳转型和“双碳”目标的重要方式。随着可再生能源规模的不断扩大，需要配备大规模、长周期的储能系统对可再生能源进行消纳，提高其利用效率。

1 概述

1.1 我国可再生能源发展

我国可再生能源发电的发展势头良好，根据国务院网站上公布的数据[1]，2021年我国可再生能源装机突破10亿千瓦，占全国发电总装机的43.5%，相较2015 年底实现装机规模翻倍，新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%。其中水电、风电装机超过3亿千瓦，海上风电规模居世界第一。根据我国贯彻落实的可持续发展的能源发展战略，黄其励等[2]指出，在2030年前后可再生能源在我国整体能源系统中将占有重要地位，成为主流能源之一；而在2050 年左右可再生能源则有望成为主导能源之一，可基本实现能源结构根本性地改变。此外，我国“十四五”规划也明确提出到2030 年非化石能源占一次能源消费达25%左右，风电和太阳能发电总装机容量达到12 亿千瓦以上等指标。

1.2 大规模储能技术

可再生能源发电具有明显的季节性、波动性的特点，江苏省临海风电资源丰富，海上风电装机总量多年来位居全国第一，以江苏省的风能发电为例(图1)，可以看出风电具有明显的季节性特点。

图1 江苏省风电季节发电量[3]Fig.1 Seasonal wind power generation in Jiangsu Province[3]

随着未来我国可再生能源装机总量的持续扩大、可再生能源消费占比的进一步提升，可以预见可再生能源发电的弃电总量将随之增大，为提高可再生能源的利用率，需要配备大规模的储能系统进行储能调峰，保障一年四季的稳定用电。氢能被誉为21 世纪最具发展前景的二次能源，其能量密度大、产物只有水是理想的储能媒介。但由于氢气长期被当作危化品进行管理，主要作为化工原材料使用，近年来，随着技术的进步和能源环保需求的增长，氢气的能源属性逐渐得到重视[4-5]。

地下氢储能(UHS)是大规模长周期储能技术之一。有研究[6]指出未来风力发电的储能至少在TWh级别，储能周期可能长达数周甚至数月，而抽水储能缺乏合适的地址且能量密度较低，压缩空气储能能量密度低且难以增加，因此，这两种方式都存在局限性，通过地下储氢来储能是目前技术潜力为100 GWh的能源存储系统之一。而地下盐穴储气库由于其垫层气量需求低、岩盐的密封能力强、盐的惰性可以防止储存的氢污染，并且操作灵活，有着较高的注入速率和提取周期，被认为是目前最有前景的地下氢储能选择之一[7]。

2 盐穴储氢的研究现状

2.1 国外盐穴储氢概况

盐穴储气库是建设在地下盐层中的，通过注入淡水进行循环溶蚀，泵空盐水后形成一定空间的洞穴，注入气体成为储气库[8]。地下盐穴储氢装置的基本结构如图2所示。

图2 大型盐岩结构中的盐穴示意图[9]Fig.2 Schematic diagram of salt caverns in a large salt-rock structure[9]

根据研究人员[10]调研，这一课题研究目前还处于初级阶段，仍然缺乏储存氢气的实际经验，只有几个工业装置和极少数研究项目的结果。现有可查的储氢盐穴的实例仅有3 个，分别位于英国和美国。存储的氢主要供给化学工业及石油化工产业，具体参数如表1所示。

表1 美国和英国现有储氢盐穴及参数[9-10]Table 1 Existing hydrogen-storage caverns and parameters in the United States and the United Kingdom[9-10]

近年来欧洲各国对地下氢储能的研究较为重视，例如由欧洲的德国、法国、英国等七个国家的12 家单位发起的地下大型氢能源存储项目“HyUnder”，该项目在欧洲范围内以地下盐穴储氢进行可再生电力长期存储的潜力评估。该项目建立了一套评估方法研究氢能储存经济性，主要涉及到车用氢、天然气加氢、工业设备、发电，分析的对象分别是2025—2050 年的氢气储能市场，以及德国HYPOS 研究所近年启动的新试点项目“H2research caverns”，用于研究德国中部地下储氢的可能性，旨在建设一个盐穴储氢的研究平台。

2.2 国内盐穴储氢概况

国内关于地下盐穴储氢的研究还处于起步阶段。重庆大学与岩土所合作进行了相关研究[6]，该研究结合以风能为代表的可再生能源发电剩余电量大规模存储，对我国江苏金坛的层状盐岩进行研究，从地质存储性、稳定性、岩洞致密性等方面对其作为UHS 潜在选址的可行性进行分析与评估，金坛盐穴盐层具有良好的密封性，能够满足建造UHS盐穴的要求。

金坛盐穴目前是我国西气东输主要的天然气储气库，拥有众多的盐穴储气库群和多年的地下盐穴天然气存储的营运经验，这也为地下盐穴储氢技术在我国的实施打下一定基础。

3 可再生能源与盐穴氢储能技术耦合发电

可再生能源与地下氢储能技术的耦合是加速实现我国“双碳目标”，进一步扩大我国可再生能源发电装机规模的有力支撑。盐穴氢储能技术储能密度大、绿色无污染且理论上能实现全流程自循环，是一种面向未来的理想大规模储能技术。其基本的技术路线图如图3所示，可基本划分为以下几个部分，即制氢单元、储氢单元和氢能再利用单元。

图3 可再生能源与盐穴氢储能技术耦合发电的技术路线图Fig.3 Technology roadmap showing the coupled generation of renewable energy and the salt-cavern hydrogen-storage technology

制氢单元用于消纳由于可再生能源发电的季节性、波动性的特点导致的过盈电量，在可再生能源旺季电解水制氢得到绿氢，实现对可再生能源的储能调峰，再经由氢压缩机增压后由地下盐穴进行存储。储氢单元由地下盐穴和氢气压缩机组成，由于盐穴盐层具有致密性与低渗透性的特点，盐穴非常适合用于存储氢气这类渗透性强的气体。盐穴存储的氢气应用场景丰富，既可以作为二次能源使用，通过燃料电池再发电供给用户；也可以作为原料，供给化工生产或是供给加氢站用于氢燃料电池车，亦或是注入天然气管道中，提高燃气的热值。

此外，江苏省具有丰富的可再生资源与大规模发展可再生能源的规划，根据江苏省“十四五”期间可再生能源发展目标，2025 年底江苏省全省风电装机达到2600 万千瓦、光伏发电装机达到2600万千瓦，分别新增1100万千瓦和900万千瓦；并且江苏省具有大量的盐穴资源与多年盐穴储气库运营经验，位于江苏省常州市金坛的盐穴储气库群，是我国“西气东输”重要的天然气储气库。同时，常州市的有效风能年时数能达到4000～5000 h，部分地区能达到5000～6000 h，且江苏省大部分地区的年均日照数在1400～3000 h[6,11]。因此在江苏省发展地下盐穴氢储能技术，可再生能源的发展趋势与地下盐穴储气库在空间上重叠性较好，所以江苏省是在我国落实该技术路线的理想地址。

4 发电度电成本分析

将该储能再发电的技术路线简单分为制氢、储氢和氢能再发电三个模块，对该储能发电的技术路线的度电成本进行核算。

4.1 制氢成本分析

电解水制氢的主要生产设备是电解槽，按照所用电解质的不同可分为碱性电解槽(AWE)、质子交换膜电解槽(PEM)和固体氧化物电解槽(SOEC)。目前在国内仅有碱性电解槽已经工业化，质子交换膜电解槽国内仅有小规模使用，固体氧化物电解槽则仍未商业化还处在实验室阶段[11]。碱性电解槽工作温度为70～90 ℃，以KOH或NaOH水溶液作为电解质，电解效率为60%～75%，能耗在4.5～5.5 kWh/Nm3，具有结构简单、安全可靠、运行寿命长等优点，是目前最成熟的电解水制氢技术[12-13]。

根据相关研究[12]对碱性电解槽电解水制氢成本的分析，以目前最大规模的1000 Nm3/h 的电解槽为例进行成本研究。单位体积氢气的制氢成本按公式(1)计算。

其中，H2cost1为单位体积氢气制氢成本，Pelc和Pw为电价和水价，Celc和Cw为制得单位体积氢气的电耗和水耗，Pdep和POM为每年的设备、土建折旧成本及运维成本，V为电解槽年制氢体积。

根据其相关假设成本数据具体如表2中所示，电解槽年工作时间为2000 h，年制氢量为200万Nm3，单位体积制氢电耗5 kWh、水耗0.002 t，可得单位体积制氢成本约为2.68元/Nm3(29.90 元/kg)。

表2 碱性电解槽制氢成本[12]Table 2 Cost of hydrogen production in the alkaline electrolytic cell[12]

4.2 储氢压缩成本分析

由于盐穴建设在地下深处，将其作为储气库使用则气体必须增压。假设盐穴无需额外建造，氢气的压缩成本可以认为是由氢压缩机成本、电耗及每年的人工运维成本组成，可由公式(2)进行计算。

其中H2cost2为氢气压缩成本，以处理能力为1000 Nm3/h的氢气压缩机为例，假设年工作小时数与电解槽相匹配为2000 h，功率为135 kW，具体假设及成本数据如表3所示。单位体积氢气压缩成本为0.33元/Nm3(3.67元/kg)。

表3 储氢压缩成本Table 3 Hydrogen storage compression costs

4.3 氢燃料电池再发电成本

2020年以来燃料电池堆的价格逐渐走低，2020年10 月国鸿氢能将电堆价格拉低至1999 元/kW[14]，可以以2000 元/kW 来估算电堆成本，目前市场上可查的国内燃料电池电堆使用寿命较过去也有显著提升，普遍可达10000 h[15]，则理想情况下每kW燃料电池全生命周期可发电10000 kWh，发电的度电成本可以估计为0.2元/kWh。

氢气的能量密度大，最高可达约142 MJ/kg[16]，即理论上单位质量氢气能发电约40 kWh/kg。当前燃料电池是氢能最高效的利用方式，理论上可在100%的热效率下运行，目前燃料电池的化学能效率普遍在40%～60%。按50%的效率进行计算，则单位质量氢气通过燃料电池电堆发电的发电量可达20 kWh/kg(约为1.8 kWh/Nm3)。由此，可对可再生能源地下盐穴氢储能再发电的发电成本进行核算，在电解槽年制氢量为200万Nm3的情况下，度电成本如表4所示。

表4 地下盐穴氢储能再发电度电成本Table 4 Electricity costs(kWh)of hydrogen storage and regeneration in underground salt cavern

可以看出，当前电解水制氢结合地下氢储能再发电这一技术路线的发电成本较高，约为1.88 元/kWh。分析成本构成发现其中电费成本和设备成本占主要部分，分别占总成本的61.1%和25.6%，如图4所示。

图4 地下氢储能再发电度电成本占比Fig.4 Ratio of the underground hydrogen storage to the kWh regeneration cost

对以下几种成本变化情况下的度电成本进行分析，情况1：目前电解水制氢再发电成本；情况2：设备成本均降低至现在的一半；情况3：电价降至0.2 元/kWh；情况4：可再生能源发电的过盈电量制氢储能(即电费为0的情况)；情况5：情况2+情况3；情况6：情况2+情况4；情况7：情况6+燃料电池效率提升至80%。结果如图5所示。

图5 地下氢储能发电变成本分析Fig.5 Cost analysis of the underground hydrogen storage power generation

可以发现，采用可再生能源旺季的无法上网的过盈电量进行电解水制氢储能，再发电的成本可降至0.64元/kWh，若随着技术与生产水平的进步，技术路线中涉及到的各种设备成本降低至当前的一半，则这一技术的度电成本可进一步降低至0.49元/kWh，与当前电价接近、具有实际应用前景。若燃料电池效率进一步提升至60%，则度电成本将进一步降至0.43 元/kWh，该价格与当前电价基本相同，而绿氢发电绿色环保、清洁无污染的特点将使得该技术路线相较传统化石能源发电变得具有竞争力。

5 地下盐穴氢储能可行性分析

盐穴是氢气这类渗透性强的气体的理想储气库，盐岩矿床的主要成分为NaCl，一方面由于其渗透性极低，且盐岩拥有良好的蠕变特性，可以自动修复裂隙，这便使得盐穴能够较好地阻止氢气的渗透和泄露；另一方面，盐岩在化学上对氢气是中性的，二者不会发生化学反应，且缺乏生物活性[17-19]。盐岩的这些优良的性质便为盐穴氢储能的稳定性提供了保障。

在英国与美国，已有多年在地下盐穴中大规模存储氢气的成功营运经验，这些盐穴储气库实例在客观上证明了这一技术路线落实的可行性。在我国的江苏金坛，拥有大规模的盐层与盐穴资源，且江苏省可再生能源发展规模位居全国前列、海上风电装机总量多年位居全国第一，具有针对可再生能源大规模调峰储能的需求。另外，江苏省的氢能产业发展势头良好，氢能相关企业数量位居全国第二[20]，这就为我国落实大规模可再生能源发电与地下氢储能耦合的技术路线提供了可能性。

以10万m3的盐穴储库为例，假设氢气的存储压力为8 MPa，则每年所存储的氢气量为800 万Nm3，理论上可发电约14400 MWh，而江苏省人均日用电量约为2.8 kWh/天，则该储能系统可供给约57000名居民一季度的生活用电需求。此外，电解水制氢得到绿氢产品的同时也会生成相当比例的高纯氧气产品，例如在上述10万m3盐穴氢储能系统中，相应地将产生400万Nm3的高纯氧气，高纯氧气的收入可以进一步降低制氢储能再发电的成本。

同时，江苏省正在大力发展氢能汽车，省内多地有加氢站建设项目，2021 年江苏省规划建设加氢站26 座，主要分布在苏州、南京、无锡和南通等城市。氢能相关产业与地下盐穴氢储能技术的发展应当是相互促进的关系，氢能相关制造业的发展与技术的进步，能更好地支撑盐穴氢储能技术的实施，产业发展和技术进步将降低氢储能再发电的成本；而盐穴氢储能技术的发展在客观上也能带动相关制造业的产业升级与技术进步。盐穴储库存储的氢气不仅可以用于调峰储能发电，也可以作为燃料气供给加氢站，这也能在一定程度上降低盐穴氢储能的成本，使得该技术应用面更广、可行性更高。

6 结论与展望

大规模盐穴氢储能技术可以消纳大量的可再生能源电力、调节电网负荷、降低可再生能源的上网压力，同时可以极大地利用氢能的可储可运的特性实现多能互补。通过可再生能源大规模制氢储氢用氢和发电可极大地推动我国绿色能源发展和能源结构的调整，提高我国的能源安全。还可带动先进制造业快速发展和技术进步(如高效水电解技术和装备、高效燃料电池堆技术和装备、氢能交通技术和装备等)。

本文对这一技术路线进行成本分析发现，目前该技术发电的度电成本至少为1.88 元/kWh，暂时不具备实际应用价值，但随着可再生能源装机总量的进一步扩大，可用可再生能源发电旺季的过盈电量进行电解水制氢储能，若相关的设备(如电解槽、氢压缩机和燃料电池)的价格随着技术水平的提升能进一步降低，在未来该技术成本有望降至0.5元/kWh以下，甚至达到0.4元/kWh左右，届时该方式将具有实际应用价值。例如，目前已经有相关企业能生产2000 Nm3/h 的单个电解槽，这将能进一步降低制氢成本；电解水制氢得到的高纯氧气产品、氢气作为产品气供给加氢站等方式也能将该技术路线的成本进一步降低。因此，通过本文的研究分析可以得出：

（1）单纯地计算当前氢能储能发电的经济性是一种短视和无大局观的行为，应当以发展的眼光看待这一技术；

（2）随着技术的进步和氢规模的增大，氢能成本和发电成本与化石能源发电相比将有很强的竞争力，还可带动先进制造业快速发展和技术进步；

（3）我国发展盐穴氢储能技术是与国际发达的西方国家同步起跑和同台竞争的，该技术可以提高我国在国际能源领域的竞争力和能源安全。

可再生能源与盐穴氢储能技术耦合发电这一技术路线，是实现可再生能源的高效利用及可持续发展和“双碳”目标的理想途径之一。可再生能源电解水制得“绿氢”储能再发电，该能源利用路径清洁、绿色、无污染，是一种极为理想的能源利用体系。而以地下盐穴氢储能为支撑，可以匹配我国未来可再生能源的装机规模的增长需求，保障以可再生能源为社会主要能源消费的能源体系的稳定性。我国江苏省拥有丰富的盐穴资源，可再生能源资源丰富，氢能产业发展位居全国前列，这让可再生能源与地下氢储能技术耦合发电这一技术路线在我国落地生根并发展壮大成为可能。

符号说明

Celc—— 单位体积氢气制氢电耗，kWh/Nm3H2

Cw—— 单位体积氢气制氢水耗，t/Nm3H2

H2cost1—— 单位体积氢气制氢成本，元/Nm3H2

H2cost2—— 单位体积氢气压缩成本，元/Nm3H2

Pdep—— 电价，元/kWh

Pelc—— 每年设备及土建折旧成本，元/年

POM—— 每年运维成本，元/年

Pw—— 水价，元/t

V—— 电解槽年制氢体积，Nm3