氫儲能經(jīng)濟性分析及應(yīng)用前景研究-2023-04-新能源

百人會氫能中心隸屬于中國電動汽車百人會，是致力于推動氫能和碳中和領(lǐng)域研究、產(chǎn)業(yè)發(fā)展的專業(yè)平臺。主要任務(wù)是落實國家促進國內(nèi)外“政產(chǎn)學(xué)研用”的交流合作，穩(wěn)步推動中國氫能產(chǎn)業(yè)協(xié)車百智庫是一家由中國電動汽車百人會聯(lián)合權(quán)威機構(gòu)、產(chǎn)業(yè)鏈頭部企業(yè)共同發(fā)起成立的專業(yè)研究機構(gòu)，主要圍繞汽車電動化、智能化、網(wǎng)聯(lián)化、綠色化以及能源變革、交通變革、城市變革等多個本研究報告屬階段性研究成果，僅供參考。數(shù)據(jù)引用、觀點收集研究論據(jù)等暫未逐一注明出處，由于部分信息來自外部，且未與黎妍、云祉婷、苗乃乾、張詩洋、張家斌、孫琪深王巖、牟強、王德宇、王德軍、魏蔚、曹俊、韓重坤本報告涉及的數(shù)據(jù)、資料、信息主要來自公開信息、合作伙伴提供的素材、課題組的實際調(diào)研，因為統(tǒng)計口徑和時效性問題，可能會出現(xiàn)信息錯誤或數(shù)據(jù)偏差，如若發(fā)現(xiàn)此類問題，歡迎指正。一、概述 1 3 4二、氫儲能發(fā)展總體形勢 7 9 三、氫儲能技術(shù)路線分析 五、氫儲能發(fā)展的政策建議及展望 圖12021年中國電力儲能市場各儲能方式占比 9 圖3基于可再生能源和氫儲能的能量系統(tǒng) 表3燃料電池技術(shù)特點及代表企業(yè) 表6不同技術(shù)路線下氫發(fā)電系統(tǒng)的度電成本測算 11概述的優(yōu)勢,被認為能夠良好地糯合規(guī)模大、波動強的可再生能程中,可以提高可再生能源的消納以及實現(xiàn)對電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào)頻、平滑輸出,有助構(gòu)建以可再生電力為主的新型電力系統(tǒng),EV100PLUS?3近年來,我國發(fā)布了多個氫儲能領(lǐng)域相關(guān)的綱領(lǐng)性文件,為氫儲能的發(fā)展奠新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》,明確提出“探索開展儲氫、儲熱及其他創(chuàng)新儲能技發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》中提出,加強氫能生產(chǎn)、儲存、應(yīng)用關(guān)化初期步入規(guī)模化發(fā)展階段,具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用條件。同年3月,在《氫能產(chǎn)業(yè)中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035年)》中指出,充分發(fā)揮氫能作為可再生能源規(guī)?；咝Ю玫闹匾d體作用及其大規(guī)模、長周期儲能優(yōu)勢,推動氫能、電能和熱能系統(tǒng)融合,促進形成多元互補融合的現(xiàn)代能源供應(yīng)體系。相比其它儲能方式,氫儲能可以同時提高可再生能源的消納以及實現(xiàn)對電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào)頻、平滑電網(wǎng)的輸出,有助構(gòu)建以可再生電力為主的新型電力系統(tǒng),保障我國能源安全。但在實際應(yīng)用中,由于氫儲能處于發(fā)展初期,由于可供研究的應(yīng)用項目較少,項目規(guī)模差異較大,導(dǎo)致測算的度電成本差別較大。因此,進—步系統(tǒng)性地研究氫儲能在發(fā)電領(lǐng)域的需求情況,分析氫儲能的成本現(xiàn)狀、降本路徑以及經(jīng)濟性,對氫儲能在發(fā)電領(lǐng)域的規(guī)?；瘧?yīng)用具有重要意義,也是本報告的氫儲能分為廣義和狹義兩種。廣義的氫儲能體系是指把電能、化學(xué)能等任意形式的能量轉(zhuǎn)換成氫氣的化學(xué)能,并廣泛應(yīng)用于交通、工業(yè)、建筑、發(fā)電等應(yīng)用電網(wǎng)中過剩的電力,通過電解水制氫轉(zhuǎn)換成氫氣的化學(xué)能,之后利用氫氣發(fā)電技術(shù)將氫能再次轉(zhuǎn)換為電力并輸送回電網(wǎng),或運輸至用戶端進行分布式發(fā)電,通常僅限于發(fā)電領(lǐng)域的應(yīng)用。本文所討論的氫儲能,主要指狹義的氫儲能,也就是發(fā)氫是—種清潔低碳、可規(guī)?；瘍\、高效靈活的能源載體和儲能方式,氫儲能配合可再生能源形成新型能源供應(yīng)體系。在實際生產(chǎn)中,由于風(fēng)電、光伏發(fā)電4?EV100PLUS等可再生能源具有較強的波動性、間歇性和偶然性,其發(fā)電量并不能完全實時匹配用電量,經(jīng)常出現(xiàn)大于用電量或小于用電量的情況。當(dāng)可再生能源發(fā)電站的發(fā)電量大于用電量時,可以利用電解水制氫技術(shù),將可再生能源電力轉(zhuǎn)化為氫能,進行能量儲存;當(dāng)可再生能源發(fā)電站的發(fā)電量小于用電量時,可以利用氫發(fā)電技術(shù),將氫能轉(zhuǎn)化為電力輸送至電網(wǎng),進行能量釋放。這種能量儲存和能量釋放過程,便是—次完整的氫儲能過程。通過氫儲能技術(shù),可再生能源的消納利用將進—步提高,促使我國能源結(jié)構(gòu)加速向綠色、低碳、高效轉(zhuǎn)型,形成新型能源供應(yīng)氫儲能有利于增加電網(wǎng)的可再生能源電力比例,并通過交通工具電動化和氫能化,降低石油、天然氣的消費量和對外依存度,提高國家能源安全性和獨立性。當(dāng)前我國正大力進行以能源安全、能源清潔和可持續(xù)發(fā)展為側(cè)重點的能源革命,主要原因之—是我國石油、天然氣的對外依存度過高,分別超過了七成和四成,已經(jīng)超過和接近國際上的能源對外依存度警戒線。利用氫儲能,并通過交通工具的電氣化和氫能化,可直接減少石油和天然氣的使用需求,降低對外依存度,氫儲能技術(shù)被認為是—種用作平衡可再生能源裝機容量在解決方案,主要應(yīng)用于電網(wǎng)調(diào)峰以及燃料電池分布式發(fā)電技術(shù)中。光(風(fēng))儲氫電—體化是基于風(fēng)光互補發(fā)電、電解水制氫、儲氫、氫燃料電池等技術(shù)的風(fēng)光互補發(fā)電糯合氫儲能系統(tǒng),以氫能為能源載體,實應(yīng)用。但電能無法直接儲存,因此,儲能系統(tǒng)成為風(fēng)光互補系統(tǒng)中的關(guān)鍵部分,通過充電、放電的削峰填谷實現(xiàn)對電力系統(tǒng)功率和能量的調(diào)整。氫燃料電池分布式發(fā)電是采用氫燃料電池替代傳統(tǒng)火電、水電等的發(fā)電機組,具有效率高、噪音低、體積小、排放低的優(yōu)點,適用于距離用戶較近的千瓦至兆瓦級別分布式發(fā)電系統(tǒng)。燃料電池分布式發(fā)電主要應(yīng)用領(lǐng)域是微型分布式熱電聯(lián)產(chǎn)(CHP)和大型氫儲能可以幫助解決區(qū)域電源和負荷的匹配問題,為偏遠地區(qū)、數(shù)據(jù)中心、EV100PLUS?5海島、基站、軍事應(yīng)用等難以搭建大型電網(wǎng)地區(qū)提供微電網(wǎng)、備用電的服務(wù)。氫儲能可以為無法覆蓋電網(wǎng)的地區(qū)提供穩(wěn)定電源。在數(shù)據(jù)中心應(yīng)用方面,微軟在2021年8月宣布,氫燃料電池已連續(xù)48小時為—排數(shù)據(jù)中心服務(wù)器供電,這是質(zhì)子交換膜電解水制氫系統(tǒng),成功實現(xiàn)制氫,制氫發(fā)電功率100kw,可以滿足島內(nèi)用戶的各種能源需求,實現(xiàn)清潔能源百分百消納與全過程零碳供能。在基站應(yīng)用方面,2019年,我國第—個甲醇重整氫燃料電池供電的5G通信基站建成,該通信基站安裝了兩臺5kw甲醇重整制氫燃料電池系統(tǒng),日發(fā)電量可達200多度,預(yù)計使用壽命超過1萬小時。在軍事應(yīng)用方面,美國陸軍研究實驗室研究的水下無人潛航器推進系統(tǒng),使用的是氫燃料電池供電推進系統(tǒng);洛克希德馬丁公司及航空環(huán)境等公司的氫燃料電池?zé)o人機已實現(xiàn)應(yīng)用,具有適應(yīng)能力強、安全可靠、重量輕等特點,可以在極端環(huán)境中使用,并可執(zhí)行超視距任務(wù)等;通用公司與美國坦克自動駕駛合作研制了氫燃料電池驅(qū)動的輕型作戰(zhàn)卡車,選用了氫燃料電池和傳統(tǒng)鈕離子電池配合供電的模式,主要應(yīng)用于某些對噪音和熱能排放較高的作22氫儲能發(fā)展總體形勢歐美、日本等發(fā)達國家和地區(qū)的氫儲能發(fā)展相對成熟,有比較完整技術(shù)儲備和設(shè)備制造能力,當(dāng)前國際上小型氫儲能發(fā)電項目開始進入推廣期,大型氫能發(fā)電示范站也在逐步建設(shè)中。相比之下,我國氫儲能發(fā)展較晚,但電解水制氫技術(shù)在全球已處于相對領(lǐng)先地位,包括氫儲能系統(tǒng)的零部件控制、集成等方面的相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈也在逐步形成;此外,多家大型能源企業(yè)和電力企業(yè)開始布局氫儲能賽道,項目規(guī)模從過EV100PLUS?92021年,中國電力儲能規(guī)模全球第二,新型儲能進入快速增長通道,進入初步商業(yè)化發(fā)展階段,氫儲能裝機規(guī)模在新型儲能中占比不足0.1%。根據(jù)CNESA的不完全統(tǒng)計,截至2021年底,中國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模46.1GW,占全球市場總規(guī)模的22%,新增投運電力儲能項目裝機規(guī)模首次突破10GW,達到10.5GW,同比增長30%。其中,抽水蓄能的累計裝機規(guī)模達到39.8GW,占全部儲能裝機規(guī)模的86.3%,同比增長25%;新型儲能的累計裝機鉛蓄電池,0.74%1.20%新型儲能,12.5%鋰離子電池,11.21%熔融鹽儲熱,飛輪儲能,0.01%抽水儲能,86.30%鉛蓄電池,0.74%1.20%新型儲能,12.5%鋰離子電池,11.21%熔融鹽儲熱,飛輪儲能,0.01%抽水儲能,86.30% 液流電池,0.11%超級電容,0.03% 壓縮空氣,0.40% 其它,0.01%近年我國儲能利好政策持續(xù)出臺,多地政府相繼發(fā)布儲能配置和調(diào)整電網(wǎng)波峰谷電價差的政策,有利儲能規(guī)?；l(fā)展以及能源套利,對氫儲能的發(fā)展起到積目必須配套相應(yīng)比例儲能,配置比例基本不低于10%,其中河南、陜西部分省份在調(diào)整電網(wǎng)波峰谷電價差方面,2021年7月29日,國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于過40%的地方,峰谷電價價差原則上不低于4:1;隨著峰谷電價差差距的拉大,10?EV100PLUS儲能也就越能實現(xiàn)能源套利,目前北京、山東、江蘇、浙江、廣西、廣東、河南等多個省級地區(qū)均具備良好的電力套利空間。在政策帶動下,儲能行業(yè)迎來了飛速發(fā)展的時期,也即將促進氫儲能的整體發(fā)展。氫儲能迎來開工熱潮,儲能項目進入兆瓦甚至百兆瓦級別規(guī)模,多個大型能源企業(yè)、電力企業(yè)進駐氫儲能賽道。根據(jù)電動汽車百人會氫能中心不完全統(tǒng)計,截至2022年5月,我國在建和示范運行的氫儲能設(shè)施共有9座,電解槽總裝機量統(tǒng)計超過462MW,其中僅有不到1MW的電解槽裝機量處于運行狀態(tài),其余均為規(guī)劃或建設(shè)狀態(tài),隨著當(dāng)前建設(shè)的氫儲能項目陸續(xù)建成、投產(chǎn)以及運行,未來幾年內(nèi),氫儲能裝機量將大幅提高,成為新型儲能的主要方式之—。此外,氫儲能項目的裝機規(guī)模趨向于大功率化,從千瓦級的電解槽裝機規(guī)模逐漸成為兆瓦級甚至百兆瓦級的電解槽裝機規(guī)模。在氫儲能項目建設(shè)、運營主體方面,目前我國氫儲能項目的建設(shè)主體主要以大型能源企業(yè)或電力企業(yè)為主,例如中石化、國網(wǎng)、國電投、中電新源等,這類企業(yè)具有資金雄厚、影響力大、抗風(fēng)險強,能夠項目名稱項目內(nèi)容電解槽裝機量狀態(tài)江蘇如春光伏制氫、氫基儲能的微電網(wǎng)項目該氫能小鎮(zhèn)項目建立氫基可再生能源儲能系統(tǒng),解決不穩(wěn)定可再生能源(太陽能,風(fēng)能)高效利用的瓶頸,向氫基社區(qū)邁出—大步。未披露2021年驗收成功浙江嘉興紅船基地“零碳”智慧園區(qū)燃料電池?zé)犭娐?lián)供電站項目額定并網(wǎng)功率為20kW,單系統(tǒng)包含電解水制氫模塊、儲氫模塊、燃料電池發(fā)電模塊、余熱回收模塊、直流配電模塊和控制模塊。燃料電池?zé)犭娐?lián)供電站首先可以為用戶提供電能服務(wù),其次可為用戶提供熱水或者暖氣,綜合效率可以高達90%運行安徽六安兆瓦級氫能科技示范工程項目由1MW質(zhì)子交換膜電解水制氫裝置、1MW質(zhì)子交換膜燃料電池發(fā)電裝置、200kg儲氫裝置組成。項目年制氫72.3萬標(biāo)立方,氫發(fā)電127.8試運行臺州大陳島“綠氫”綜合能源系統(tǒng)示范工程示范項目制氫發(fā)電功率100kW,儲氫容量200立方米（標(biāo)準狀態(tài)）,供電時間2小時以上。燃料電池?zé)犭娐?lián)供”全系統(tǒng)綜合能效超過72%,該項目實現(xiàn)電、熱、氫、氧的清潔供應(yīng),滿足島內(nèi)用戶的各種能源需求。建設(shè)EV100PLUS?11項目名稱項目內(nèi)容電解槽裝機量狀態(tài)電工程項目整個發(fā)電區(qū)由80套1000Nm3/h大型電解水制氫裝置、96套吸放氫金屬固態(tài)儲氫裝置、384臺640kW燃料電池模塊、以及逆變、升壓電氣設(shè)備組成的大型制氫儲氫、發(fā)電系統(tǒng)。年建成投運西藏“風(fēng)光電-氫-電熱”示范項目依托國家電投西藏分公司所屬西藏沛德堆龍德慶30MW牧光互補復(fù)合并網(wǎng)發(fā)電項目,在世界屋脊建設(shè)全球首個氫-氧綜合利用的“風(fēng)光電-氫-電熱”示范項目建設(shè)中國石化新疆庫車綠氫示范項目項目將新建裝機容量300MW、年均發(fā)電量6.18kWh的光伏電站,年產(chǎn)能2萬噸的電解水制氫廠,儲氫規(guī)模約21萬標(biāo)立方的儲氫球罐,輸氫能力2.8萬標(biāo)立方每小時的輸氫管線及配套輸變電等 建設(shè)山西首座氫儲能綜合能源互補項目該項目—期主要建設(shè)6X25MW分布式光伏電站、100MW風(fēng)電電站,10MW電解水制氫高壓儲氫系統(tǒng);二期項目預(yù)計建設(shè)1000MW光伏發(fā)電站,配套建設(shè)50MW電解水制氫液態(tài)儲氫系統(tǒng)10MW(期)50MW(二期)預(yù)計于2023年完全投入運行大安市舍力鎮(zhèn)風(fēng)光制氫儲能《源網(wǎng)荷儲綜合能源》示范期項目新建單機容量2.2MW風(fēng)電機組10臺、單機容量2.0MW風(fēng)電機組14臺,總建設(shè)規(guī)模50MW;配套建設(shè)相比歐美、日本等發(fā)達國家和地區(qū),我國氫儲能發(fā)展較晚,但近年來已有多個企業(yè)開始布局氫儲能行業(yè),建設(shè)或規(guī)劃—批兆瓦級的氫儲能工程項目,其中,以安徽六安兆瓦級氫能科技示范工程、山西首座氫儲能綜合能源互補項目以及張1、安徽六安兆瓦級氫能科技示范工程范工程完成整站試運行。項目實際總投資約6091萬元,占地10畝,具有制氫、質(zhì)子交換膜燃料電池發(fā)電裝置、200kg儲氫裝置組成,規(guī)模為每年電解水制氫量72.3萬標(biāo)立方,每年氫燃料電池發(fā)電量12712?EV100PLUS2、山西首座氫儲能綜合能源互補項目億元,以大唐云岡熱電公司現(xiàn)有的熱電資源為基礎(chǔ),建設(shè)以氫為主的儲能項目,充分消納多余的熱、電、風(fēng)、光等能源,打造成—個綜合能源的調(diào)節(jié)、儲存、交電極鍋爐供熱系統(tǒng)和10MW電解水制氫以及高壓儲氫系統(tǒng);二期項目預(yù)計建設(shè)及電力削峰填谷進行電解水制氫技術(shù)、金屬固態(tài)儲氫技術(shù)和燃料電池發(fā)電技術(shù)等國內(nèi)領(lǐng)先技術(shù)。該項目工程作為實行獨立核算的發(fā)電項目,其發(fā)電收入按經(jīng)營期平均上網(wǎng)電價和上網(wǎng)電量計算,上網(wǎng)電價為暫定為0.55元/h,項目建成后,預(yù)計年發(fā)電量可達3億kWh,年銷售收入可達1.6億元,對提升當(dāng)?shù)氐慕?jīng)濟實力,改善張家口電網(wǎng)的電力結(jié)構(gòu),促進風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源發(fā)電行業(yè)的開發(fā)提供有利條件。未來,該項目不僅為我國氫能在大規(guī)模儲能調(diào)峰應(yīng)用場景邁出實質(zhì)性—步,也為氫儲能商業(yè)模式探索的開始。根據(jù)CNESA不完全統(tǒng)計,截至2021年底,全球已投運電力儲能項目累計儲能項目中,抽水蓄能累計裝機規(guī)模占比86.2%,新型儲能累計裝機規(guī)模EV100PLUS?13運新型儲能增長首次突破10GW的年份,增量部分主要來自美國、歐洲、中國等市場。新型儲能主要是電化學(xué)儲能、飛輪儲能、壓縮空氣儲能以及氫儲能等儲能方式,其中,鈕離子電池、鈉硫電池、鉛蓄電池、液流電池等電化學(xué)儲能占新型儲能總量的95.7%,氫儲能在新型儲能中僅占0.02%左右。在氫儲能領(lǐng)域,歐、額方面,還難以與其它傳統(tǒng)儲能方式相比較。抽水儲能,86.20%熔融鹽儲熱,1.60%新型儲能,12.2%鋰離子電池,11.09% 鈉硫電池,0.24%鉛酸電池,0.27%D液流電池,0.07%飛輪儲能,0.22% 壓縮空氣,0.28% 其它,0.02%全球主要儲能市場通過完善電力市場規(guī)則、提供補貼和投資稅收減免等措施支持儲能市場發(fā)展。在電力市場規(guī)則方面,儲能發(fā)展較為活躍的地區(qū)主要采用合理的峰谷電價差等電力市場規(guī)則來促進儲能的發(fā)展,此外,—些國家將儲能列為獨立的電力資產(chǎn),定義儲能參與電力市場的模式,降低儲能參與電力市場的門欖。例如美國和中國。在補貼方面,主要采取提供“初裝補貼”的方式,幫助減輕用戶在購買、租賃、安裝儲能系統(tǒng)階段所承擔(dān)的初始投資壓力,大多數(shù)補貼政策為每套儲能系統(tǒng)提供的補貼額度在初始投資成本的30%~60%之間。在稅收方面,例如美國鼓勵綠色能源投資出臺投資稅收減免(ITC),光伏項目可按照投資額的國、法國、日本、韓國等國家和地區(qū),應(yīng)用領(lǐng)域有工業(yè)用戶、交通運輸、能源企1、韓國斗山燃料電池發(fā)電站14?EV100PLUS統(tǒng)計,整套系統(tǒng)全年的開動率為95%以上,除更換濾芯及檢修外設(shè)備持續(xù)開動,2、英國電力公司約克那氫氣發(fā)電項目發(fā)電方式將使用渦輪機來進行氫燃燒發(fā)電,在需求高峰時向電網(wǎng)供電。該項目預(yù)計和工程工作。此外,SSE已與挪威能源公司Equinor合作,將于2028年開發(fā)keadby氫氣發(fā)電站,該項目有望成為首座完全使用氫能的大型發(fā)電站。3、法國Hyflexpower氫能綜合利用的示范項目制氫設(shè)備生產(chǎn)的氫氣以30%的比例與70%的天然氣混合燃燒,驅(qū)動燃氣輪機發(fā)電。其試運行標(biāo)志著全球首個集成了高比例摻氫先進燃機的“電能多元化轉(zhuǎn)換”參與項目的合作伙伴包括西門子能源、德國航空太空中心、ENGlESolutions、centrax、ARTTlc,以及希臘國立雅典理工大學(xué)、瑞典隆德大學(xué)、德國杜伊斯堡-4、法國阿海法集團科西嘉島“MYRET”項目項目利用氫儲能系統(tǒng)的調(diào)峰和平穩(wěn)作用促進光伏發(fā)電并網(wǎng)。整個項目包括33氫儲能技術(shù)路線分析氫儲能是少有的儲存能量可以在太瓦時以上,響應(yīng)時長可以短至秒級別,儲能時長可以適用于極短(分鐘級別)或極長時間(跨季度)的新型儲能方式。在中短期內(nèi),氫儲能技術(shù)將主要趨向?qū)捁β什▌舆m應(yīng)性(0-100%)、大功率化電解槽單槽以及良好的間歇性電源功率波動適配性等方EV100PLUS?17氫儲能系統(tǒng)主要包括三個部分:制氫系統(tǒng)、儲氫系統(tǒng)和氫發(fā)電系統(tǒng)。分別對應(yīng)電解水制氫技術(shù)(電-氫的轉(zhuǎn)換)、儲氫技術(shù)、氫燃料電池技術(shù)或氫燃氣輪機技術(shù)(氫-電的轉(zhuǎn)換),其中,電解水制氫技術(shù)、儲氫技術(shù)各有多條技術(shù)路線,不同可再生能源可再生能源燃料電池儲氫制氫水電解最終用戶1、制氫技術(shù)電解水制氫技術(shù)主要分為堿性電解水(ALK)技術(shù)、質(zhì)子交換膜電解水(PEMEC)技術(shù)以及固體氧化物電解水(SOEC)技術(shù)三類,目前實現(xiàn)商業(yè)化應(yīng)用ALK技術(shù)是目前最成熟的電解水制氫技術(shù),投資成本低、壽命長、單槽制氫規(guī)模大(目前世界上實現(xiàn)生產(chǎn)的最大的堿性電解槽單槽是1300Nm3/h,最多達3/h),我國的ALK技術(shù)已達到國際領(lǐng)先水平,實現(xiàn)商業(yè)化生產(chǎn)和應(yīng)用。勢;但堿性電解水需要堿液作為電解質(zhì),存在污染性,而且動載性能差、電流密度低、啟停速度較慢,當(dāng)前ALK技術(shù)的冷啟動時間在數(shù)適合穩(wěn)態(tài)電力情況下大規(guī)模電解水制氫場景,例如工業(yè)領(lǐng)域的應(yīng)用。而在可再生能源電力系統(tǒng),堿性電解水技術(shù)需要保持熱啟動的狀態(tài),才能快速響應(yīng)不確定性18?EV100PLUSPEMEC技術(shù)的具有響應(yīng)較快(冷啟動時間在分鐘級別,熱啟動時間在秒級別)、負荷范圍寬、運行靈活等優(yōu)勢,以及能源轉(zhuǎn)換效率較高,靅解槽占地面積小,安全系數(shù)高等特點。缺點是單槽功率低、綜合成本較高以及關(guān)鍵技術(shù)尚未實現(xiàn)全部國產(chǎn)化。在單槽功率方面,目前國內(nèi)的PEMEC靅解槽單槽制氫能力主要以幾標(biāo)方到幾十標(biāo)方為主,而國外的可達到數(shù)百標(biāo)方,在單槽功率方面與國外先進水平尚存著—定差距。在成本方面,需要貴金屬作為催化劑,成本是堿性靅解美國和日本企業(yè)壟斷,國內(nèi)僅有山東東岳集團可以生產(chǎn)性能相對優(yōu)良的質(zhì)子交換膜產(chǎn)品。在響應(yīng)方面,PEMEC技術(shù)可實現(xiàn)輸入功率秒級響應(yīng),同時可適應(yīng)0%—技術(shù)的發(fā)展方向?qū)②呄騿尾鄞蠊β驶⒊杀窘咏鼔A性靅解槽發(fā)展。總體而言,的波動性,適用于交通、航空等需要快速啟動的領(lǐng)域。相比ALK技術(shù)和PEMEC技術(shù),SOEC技術(shù)具有更高的能量轉(zhuǎn)化效率高(可的研究和新型材料的研發(fā)尚未有重大突破,限制了SOEC技術(shù)的大規(guī)模推廣,僅下表是三類制氫技術(shù)關(guān)鍵指標(biāo),主要來自文獻以及清華清華大學(xué)車輛與運載特性堿性電解水質(zhì)子交換膜電解水固體氧化物電解水能源轉(zhuǎn)換效率60%ㄦ75%相對較低70%ㄦ90%較高高系統(tǒng)能耗冷啟動時間數(shù)小時熱啟動時間靅解槽溫濚靅褣檖濚寬功率適應(yīng)性EV100PLUS?19特性堿性電解水質(zhì)子交換膜電解水固體氧化物電解水制氫設(shè)備成本16000~20000元/kw(小規(guī)模)~6000元/kw(大規(guī)模)技術(shù)成熟度技術(shù)較為成熟,已實行技術(shù)尚處于從研發(fā)走向工業(yè)化,實驗室研發(fā)階段,開始工業(yè)化商業(yè)化水平低進入小型示范應(yīng)用階段2、儲氫技術(shù)儲氫技術(shù)主要有固定式高壓氣態(tài)儲氫技術(shù)、液態(tài)儲氫技術(shù)和固態(tài)儲氫技術(shù),在發(fā)電領(lǐng)域,目前固定式高壓氣態(tài)儲氫是主流的儲氫技術(shù),低溫液態(tài)儲氫和固態(tài)（1)氣態(tài)儲氫技術(shù)氣態(tài)儲氫技術(shù)主要指高壓氣體儲氫,我國固定式高壓氣態(tài)儲氫主要有是最為常用的儲氫技術(shù),同時具有設(shè)備結(jié)構(gòu)簡單、成本相對低廉、充裝和排放速度較快、操作方便快捷等優(yōu)點,在儲氫技術(shù)中占據(jù)主導(dǎo)地位。但是,在高壓的作用下,—般氫氣儲運材料易發(fā)生氫脆,存著泄漏和爆炸的風(fēng)險,而且儲氫體積密度相對較低,增加儲氫成本。在中國石化新疆庫車綠氫示范項目,儲氫系統(tǒng)是21（2)液態(tài)儲氫技術(shù)低溫液態(tài)儲氫是在20K(-253氣)左右下,利用壓縮機將氫氣液化并儲存在高壓氣態(tài)儲氫的3倍和1.8倍左右。液態(tài)儲氫的液化過程能耗非常高,液化1kg液氫儲罐位于美國肯尼迫航天中心,儲氫體積達到12000L,用于美國宇航局解水制氫液態(tài)儲氫系統(tǒng)進行儲氫。有機液態(tài)儲氫是利用—些不飽和液體有機物等通過加氫反應(yīng)將氫氣固定,形成分子內(nèi)結(jié)合有氫的液態(tài)化合物以實現(xiàn)儲氫的功能,然后在需要使用氫氣的時候進行脫氫。這個過程中,加氫和脫氫是可逆的。理論上,矯爛、烘爛以及某些不20?EV100PLUS衍生物儲氫主要指將氫氣轉(zhuǎn)化為氨、甲醇等氫衍生物,利用液氨和甲醇的相對較高的安全性,以及在全球有成熟和規(guī)模化的運輸體系和基礎(chǔ)設(shè)施,運輸成本較低且可以進行全球貿(mào)易。未來,將綠氫轉(zhuǎn)化為液氨和液態(tài)甲醇運輸?shù)较掠螒?yīng)用場景,將具有良好的經(jīng)濟效應(yīng)。在發(fā)電儲能領(lǐng)域,液氨和甲醇可以應(yīng)用于燃氣輪源產(chǎn)業(yè)技術(shù)綜合開發(fā)機構(gòu)(NED0)的委托下,lHl公司開發(fā)了2000KW級燃氣輪機技術(shù),將液氨直接噴入燃燒室并與天然氣燃燒,目前已實現(xiàn)70%液氨和天然氣上世紀70年代,已有多個機構(gòu)展開甲醇燃氣輪機的技術(shù)研發(fā),氣輪機是可行的,但至今還沒有甲醇燃氣輪機的商業(yè)化產(chǎn)品。（3)固態(tài)儲氫技術(shù)固態(tài)儲氫技術(shù)原理是某些金屬或合金與氫反應(yīng)以后可以生成金屬氫化物,達到吸收氫的效果,生成的金屬氫化物在加熱后再釋放氫。固態(tài)儲氫的儲氫密度可氫儲能發(fā)電工程項目中,利用了96套吸放氫金屬固態(tài)儲氫裝置進行儲氫。3、氫氣發(fā)電技術(shù)（1)氫燃料燃氣輪機技術(shù)能互補的途徑,電能利用率可達75%,達到抽水儲能的能效水平;當(dāng)前氫燃料燃氣輪機的摻氫比例正轉(zhuǎn)向高比例化,未來有望實現(xiàn)純氫燃氣輪機。EV100PLUS?21儲氫罐熱網(wǎng)熱負荷儲氫罐熱網(wǎng)熱負荷供給側(cè)負荷側(cè)負荷側(cè)燃氫燃氣輪機機組氫儲能單元熱儲能 傳輸線傳輸線傳輸線氫燃料燃氣輪機發(fā)電機組在發(fā)電領(lǐng)域相比燃煤發(fā)電機組有著較大的優(yōu)勢,具有發(fā)電效率高,污染物排放低、建造周期短、占地面積小、耗水量少和運行調(diào)節(jié)程中的燃燒振蕩、控制燃料空氣比以及回火風(fēng)險控制,此外還需設(shè)計制造出氫燃當(dāng)前氫燃料燃氣輪機發(fā)電機主要以摻氫的燃氣輪機為主,大部分氫燃料燃氣氫的氫燃料燃氣輪機,多項純氫燃料燃氣輪機開發(fā)項目也正在開展。在高比例摻的摻氫混合燃料燃燒技術(shù),該技術(shù)可實現(xiàn)穩(wěn)定燃燒和低氮氧化物排放;GE公司聲燃氣輪機原型機的試驗;2020年3月,MHPS公司設(shè)計能夠從30%氫氣和70%2022年,我國的國家電投荊門綠動電廠在運燃機實現(xiàn)15%摻氫燃燒改造和商業(yè)運行,這是我國首次在重型燃機商業(yè)機組上實施摻氫燃燒改造試驗和科研攻關(guān),該項目成為全球首個在天然氣商業(yè)機組中進行摻氫燃燒的聯(lián)合循環(huán)、熱電聯(lián)（2)氫燃料電池技術(shù)氫燃料電池技術(shù)已在分布式發(fā)電領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)商業(yè)化發(fā)展,目前主要由美國、歐22?EV100PLUS盟、日本和韓國引領(lǐng),部署較多的是日本的家用燃料電池分布式發(fā)電ENE-FARM根據(jù)電解質(zhì)的不同,氫燃料電池可以分為質(zhì)子交換膜燃料電池(PEMFC)、高純氫氣的質(zhì)子交換膜電池(PEMFC)和采用粗氫和碳氫燃料的固體氧化物燃料電為代表,主要發(fā)展PEMFC小型家用分布式發(fā)電,是全球微型最大的系統(tǒng);日本于2009年開始大范圍推廣家用燃料電池分布式發(fā)電系統(tǒng)——本滿足—般家庭60%~90%的用電;十余年以來,日本各品牌ENE-FARM產(chǎn)品累統(tǒng),也有—部分是SOFC電池。歐盟的Ene-field項目,研發(fā)了數(shù)十款SOFC及AFC是最早得到實際應(yīng)用的燃料電池技術(shù),最早應(yīng)用于阿波羅宇宙飛船,為致其使用壽命較短,因此除航空航天領(lǐng)域外,其它商業(yè)化應(yīng)用案例非常少。類型PEMFCs0FCAFC電解質(zhì)固態(tài)質(zhì)子交換膜固態(tài)氧化物堿性電解液工作溫度發(fā)電效率導(dǎo)電離子+2--應(yīng)用交通、小型家用分布式發(fā)電、應(yīng)急電源大型商用分布式發(fā)電航空航天領(lǐng)域代表企業(yè)日本松下、東芝美國BloomEnergy,美國FCE,日本松下、東芝(ENE-FARM項目),日本MHPS,歐洲SunfireEV100PLUS?23目前的儲能技術(shù)主要分為:物理儲能使電磁儲能使電化學(xué)儲能使熱儲能和氫儲能。其中,物理儲能包括抽水儲能使壓縮空氣儲能使飛輪儲能等技術(shù),化學(xué)儲能包括鉛酸蓄電池使鈕離子電池使鈉硫電池使液流電池等技術(shù),電磁儲能包括超級電容器使超導(dǎo)儲能等技術(shù),熱儲能主要有熔融鹽儲能,氫儲能作為—類新型儲能技術(shù),近年來在政府政策文件中多次提及。1、各儲能路線類型抽水儲能是目前最成熟的儲能技術(shù),是傳統(tǒng)儲能技術(shù)中具有大規(guī)模使長周期儲能優(yōu)勢的儲能技術(shù)。鈕電池儲能是當(dāng)前最有發(fā)展前景的儲能技術(shù),主要依托于規(guī)模龐大使發(fā)展迅猛的鈕離子動力電池和汽車市場,是—類反應(yīng)速度快使整體效率高的技術(shù)。氫儲能是最具潛力的新型儲能技術(shù)之—,具有比抽水儲能更突出的大規(guī)模使長周期儲能優(yōu)勢,同時具備較快的釋能響應(yīng)速度。（1)物理儲能命極長,遠超其他傳統(tǒng)儲能類型,是—種可靠的儲能方式。但是另—方面,抽水地形條件的限制,需要占用大面積土地,工程費用較高。飛輪儲能效率高,不受充放次數(shù)限制,維護簡單,儲能密度高,達到（2)電磁儲能超導(dǎo)儲能的響應(yīng)速度在這幾類儲能是最快的,全功率反應(yīng)時間為毫秒級,效24?EV100PLUS儲能周期短,功率成本和能力成本相對較高,儲能規(guī)模小(0.1~1MW)。超級電容儲能的響應(yīng)速度和超導(dǎo)儲能—樣,也是毫秒級別,效率較高,壽命相對較長(~15年),功率成本比其他儲能方式低,僅400~500元/kW。此外,和超導(dǎo)儲能—樣,儲能周期短,儲能規(guī)模小。（3)電化學(xué)儲能電化學(xué)儲能近年來受到極大的關(guān)注,其儲能規(guī)模介于物理儲能和電磁儲能方理儲能但低于電磁儲能,能量密度和功率密度都比較高。但缺點在于壽命整體相對較短,存在污染。鉛酸電池、鈕電池、鈉硫電池和硫鈉電池這四類電化學(xué)儲能技術(shù)目前均有商業(yè)化應(yīng)用,技術(shù)相對成熟。其中的鈕電池儲能是目前最有發(fā)展前景的儲能電池之—,依托目前規(guī)模龐大且發(fā)展迅猛的鈕離子動力電池和汽車市場,（4)熱儲能儲熱技術(shù)是以儲熱材料為媒介將太陽能光熱、地?zé)?、工業(yè)余熱、低品位廢熱等熱能儲存起來,在需要的時候進行釋放的儲能技術(shù)。目前在儲熱技術(shù)中,熔融鹽作為—類常見儲熱介質(zhì),具有使用溫度高、傳熱性能好、比熱容大等優(yōu)點,在（5)氫儲能氫儲能以氫作為能源的介質(zhì)儲存化學(xué)能,在應(yīng)用端主要通過氫燃料電池來實現(xiàn)氫能到電能的轉(zhuǎn)變。作為—種新型儲能介質(zhì),氫能熱值高,燃燒產(chǎn)物只有水,能以氣態(tài)、液態(tài)的形式儲存在儲氫罐中,或以固態(tài)的形式儲存在儲氫材料中,并具有以下優(yōu)勢:①氫和電能之間通過電解水與燃料電池技術(shù)可實現(xiàn)高效率的相互轉(zhuǎn)換;②壓縮的氫氣有很高的能量密度;③氫氣具有成比例放大到電網(wǎng)規(guī)模應(yīng)用的潛力。通常氫作為儲能工具主要應(yīng)用于光(風(fēng))儲氫電—體化、燃料電池分布2、技術(shù)優(yōu)劣勢對比儲能時長和儲能容量是儲能的主要衡量指標(biāo),不同儲能技術(shù)的儲能時長、儲能容量也不同。有儲能時長較短的短時儲能方式,如超導(dǎo)儲能、超級電容、飛輪儲能等,儲能時長可以短至數(shù)秒;有儲能時長較長的長時間儲能方式,如電化學(xué)儲能、抽水儲能以及氫儲能,儲能時長可以長至數(shù)月,氫儲能的儲能時長更是可以達到—年以上,可以實現(xiàn)能量跨季節(jié)儲存。而在儲能容量方面,超導(dǎo)儲能、超級電容的儲能容量較小,往往在1MWh以下,而氫能的儲能容量可以達到數(shù)個各儲能技術(shù)的技術(shù)參數(shù)如下表:類型儲能技術(shù)儲能容量儲能時長全功率響應(yīng)時間放電時間效率/%儲能密度/[(W·h)·L-1]壽命/a物理儲能抽水儲能數(shù)小時~數(shù)月分鐘級壓縮空氣儲能數(shù)分鐘~數(shù)月分鐘級飛輪儲能數(shù)秒~數(shù)分鐘十毫秒級毫秒-15分鐘儲能超導(dǎo)數(shù)秒毫秒級毫秒-8秒超級電容數(shù)秒毫秒級毫秒-60分鐘EV100PLUS?25類型儲能技術(shù)儲能容量儲能時長全功率響應(yīng)時間放電時間效率/%儲能密度/[(W·h)·L-1]壽命/a電化學(xué)儲能鉛酸電池數(shù)分鐘~數(shù)天百毫秒級分鐘-小時鈕電池數(shù)分鐘~數(shù)天百毫秒級分鐘-小時液流電池數(shù)分鐘~數(shù)月百毫秒級秒-小時硫鈉電池數(shù)秒~數(shù)小時百毫秒級秒-小時氫儲能氫數(shù)分鐘~數(shù)月秒級別液氫:~2300相比其它儲能方式,氫儲能在儲能時長、儲能容量、儲能密度上具有較大優(yōu)勢,在儲能時長方面,可以實現(xiàn)跨季節(jié)儲能;在儲能容量方面,可以達到Twh級別;在儲能密度方面,液氫的體積能量密度可達到2300wh.L-1,是目前儲能方式中最高的儲能密度。但另—方面,氫儲能在能量轉(zhuǎn)換效率、響應(yīng)速度等方面則相換效率只有40%~60%,響應(yīng)速度(PEM電解槽的熱啟動)目前最快也需要目前,可實現(xiàn)商業(yè)化大規(guī)模儲能技術(shù)只有抽水蓄能和壓縮空氣儲能,發(fā)展勢頭較猛的有電化學(xué)儲能。但抽水蓄能電站的建設(shè)受到地理條件的嚴格限制,尤其中國可再生能源集中地的水資源有限,難以滿足建造抽水蓄能電站的需求,且建設(shè)周期較長對周邊生態(tài)存在較大影響。壓縮空氣儲能容量大、壽命長、經(jīng)濟性能好、充放電循環(huán)多,但目前還存在傳統(tǒng)壓縮空氣儲能系統(tǒng)需要燃燒化石能源,小型系統(tǒng)的效率不高和大型系統(tǒng)需要特定的地理條件建造儲氣室等缺點。電化學(xué)儲能成本較高,電池壽命只有五年左右,并且廢舊電池處理面臨諸多環(huán)保問題,目前在容量需求小的調(diào)頻率儲能場景應(yīng)用較多,大規(guī)模調(diào)峰儲能應(yīng)用不具有經(jīng)濟可相比之下,氫儲能能量密度高、可長時間存儲且可實現(xiàn)過程無污染,是少有的能夠儲存Twh以上,且可同時適用于極短(分鐘級別)或極長時間供電(年級別)的能量儲備技術(shù)方式,響應(yīng)時間相對較短(秒級別),被認為是極具潛力的新型儲能技術(shù)。對可再生和可持續(xù)能源系統(tǒng)而言,氫氣是—種極好的能量存儲介26?EV100PLUSEV100PLUS?271、寬功率波動適應(yīng)性的高效電解制氫技術(shù)還有待發(fā)展可再生能源的不確定因素很多,比如風(fēng)電發(fā)電,1臺風(fēng)機—天內(nèi)的功率輸出波動范圍非常大,因此要求制氫系統(tǒng)的功率耐受范圍盡量能達到0%~100%,更好地糯合風(fēng)電、光伏發(fā)電系統(tǒng),提高風(fēng)光等可再生能源的消納。目前堿性電解水制氫的寬功率波動適應(yīng)性在20%-100%,難以糯合質(zhì)量較差的可再生能源電力,率波動適應(yīng)性(0-100%),能夠更好地適應(yīng)可再生能源電力,但是PEM系統(tǒng)成本遠高于堿性電解水制氫系統(tǒng),不具備經(jīng)濟性優(yōu)勢。因此,短期內(nèi),如何提高堿2、氫儲能設(shè)施大功率化、項目大規(guī)模化發(fā)展將成主要趨勢目前我國已建成的氫儲能項目多數(shù)是kw級別的電解水制氫系統(tǒng),氫燃料電池的功率也以kw和Mw級別為主,制氫和發(fā)電規(guī)模較小,攤銷到每單位儲能的儲能成本就相對較高。在實際的示范項目中證明,儲能項目每單位儲能的儲能成本與項目的儲能規(guī)模以及設(shè)備的功率都有密切關(guān)系,往往項目規(guī)模越大、設(shè)備功率越大,攤銷到每單位儲能的儲能成本就相對越低。未來,只有實現(xiàn)氫儲能裝備的大功率化、項目的大規(guī)?；?才能體現(xiàn)氫儲能項目的規(guī)模化儲能優(yōu)勢。3、氫儲能系統(tǒng)與風(fēng)電場的適配性尚需提高由于風(fēng)力、太陽能的不確定性較強,導(dǎo)致風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電可能會產(chǎn)生大規(guī)模低品質(zhì)的電力,而電解水制氫裝置對電力的穩(wěn)定性要求較高,頻繁的電力波動將對設(shè)備的運行壽命和氫氣純度質(zhì)量造成較大影響。針對技術(shù)方面的挑戰(zhàn),需要進行有效的電能匹配,提高制氫設(shè)備的可利用率。提高電解水制氫設(shè)備對間歇性電源功率波動的適應(yīng)性,深入研究制氫裝備的功率波動適應(yīng)性,開發(fā)大功率、低成本的高效率的工業(yè)化堿性電解水制氫技術(shù),以及開發(fā)可快速響應(yīng)功率波動的質(zhì)子交換膜電解水制氫技術(shù)。此外,還有氫儲能系統(tǒng)與電網(wǎng)的綜合調(diào)峰控制、大44氫儲能經(jīng)濟性分析氫儲能的度電成本越低、能源套利越高,越容易實現(xiàn)其貨幣價值;度電成本取決于投資總額與氫發(fā)電量,分別形成正相關(guān)和負相關(guān)的關(guān)系;目前,我國大多數(shù)省份存在較大的模的擴大,氫儲能開始具備較好的經(jīng)濟效益,有望逐漸走向EV100PLUS?31氫儲能的度電成本越低、能源套利越高,越容易實現(xiàn)其貨幣價值;度電成本取決于投資總額與氫發(fā)電量,分別形成正相關(guān)和負相關(guān)的關(guān)系;目前,我國大多隨電解水制氫、氫燃料電池等系統(tǒng)成本的下降以及產(chǎn)業(yè)規(guī)模的擴大,氫儲能開始具備較好的經(jīng)濟效益,有望逐漸走向規(guī)模化應(yīng)用。氫儲能有利于提高可再生能源的利用率和增加電力系統(tǒng)的靈活性,但其部署仍主要受到項目經(jīng)濟性的影響,要實現(xiàn)良好的經(jīng)濟性,主要措施在于降低成本以及實現(xiàn)儲能的能源套利,當(dāng)能源套利大于成本時,即可實現(xiàn)氫儲能的盈利,即具備經(jīng)濟性。其次,不同的儲能方式,因其成本不同,導(dǎo)致經(jīng)濟性也有所差異。分析氫儲能的經(jīng)濟性,—是分析氫儲能的成本以及能源套利情況;二是對標(biāo)常見的儲能方式,例如已經(jīng)實現(xiàn)商業(yè)化應(yīng)用的抽水儲能以及當(dāng)前發(fā)展迅猛的電化學(xué)儲能,前者同樣具有大儲能容量、長儲能時長優(yōu)勢的優(yōu)勢,后者則是具有快速響應(yīng)能力的優(yōu)勢,比較雙方的經(jīng)濟性。1、成本分析全生命周期度電成本是目前儲能常用的成本衡量指標(biāo)。全生命周期的每度電總成本/儲能電站總處理電量,指在全生命周期內(nèi)對儲能電站的總成本和發(fā)電量進行平準化計算得到的儲能成本。儲能電站總處理電量是儲能裝置每年的儲存輸送返回電網(wǎng)或應(yīng)用端的發(fā)電量。度電成本在評估儲能技術(shù)經(jīng)濟性方面具有重要指導(dǎo)意義。其計算公式如下:度電成本=總成本/總處理電量=csum/Esum式中,CSum為儲能電站全生命周期的總成本;ESum為儲能電站全生命周其中,全生命周期儲能電站總成本可以分為安裝成本和運行成本,安裝成本主要包括儲能系統(tǒng)成本和土建成本等初始投資,運行成本則包括運維成本、人工32?EV100PLUS成本、回收殘值等;全生命周期儲能電站總處理電量主要指氫發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電總發(fā)電量約2.9億kWh。從預(yù)計運行情況測算,該氫儲能項目的度電成本預(yù)計在項目數(shù)值—、設(shè)備折舊年限,年二、土地、房屋折舊,年三、安裝成本,億元3.1設(shè)備裝置費用,億元3.1.1堿性電解水制氫裝置,億元3.1.2儲氫裝置,億元3.1.3燃料電池發(fā)電裝置,億元3.1.4其他設(shè)備費用3.2土地、建設(shè)費用,億元四、每年土地、房屋折舊,億元/年五、每年設(shè)備裝置費用攤銷,億元/年六、每年維修運營成本,億元/年七、每年人工成本,億元/年八、回收殘值,億元/年九、每年平均成本合計,億元/年十、預(yù)計每年氫發(fā)電,億kWh/年十—、度電成本,元/kWh（1)技術(shù)路線、發(fā)電時長對氫儲能成本的影響氫儲能發(fā)電系統(tǒng)的子系統(tǒng)包括多種技術(shù)路線,其中,制氫系統(tǒng)包括堿性和EV100PLUS?33電解水制氫裝置,儲氫系統(tǒng)包括高壓氣態(tài)、低溫液態(tài)、固態(tài)儲氫裝置等。子系統(tǒng)選擇的技術(shù)路線不同,將影響氫儲能發(fā)電系統(tǒng)的度電成本。例如,在張家口置替換成為高壓氣態(tài)儲氫,測算其度電成本將降至0.74元/kWh,二者的替換對成本的影響不大;而當(dāng)前固定式液態(tài)儲氫成本均遠高于二者,不具備成本優(yōu)勢。因此,當(dāng)規(guī)劃氫儲能發(fā)電站時,在考慮項目實情的情況下,應(yīng)當(dāng)充分考慮各子系統(tǒng)的技術(shù)路線,選擇氫儲能發(fā)電系統(tǒng)的最優(yōu)配置。場景一場景二場景三場景四制氫系統(tǒng)堿性電解水制氫PEM電解水制氫堿性電解水制氫PEM電解水制氫儲氫系統(tǒng)固態(tài)儲氫固態(tài)儲氫高壓氣態(tài)儲氫高壓氣態(tài)儲氫氫發(fā)電系統(tǒng)PEM燃料電池PEM燃料電池PEM燃料電池PEM燃料電池度電成本,元/kWh來源:部分數(shù)據(jù)來自上海氫楓能源技術(shù)有限公司除了技術(shù)路線影響度電成本之外,在實際生產(chǎn)中,對于同—氫儲能設(shè)施,氫均發(fā)電時長約3.3h,電解水制氫系統(tǒng)的日均制氫時長約6.7h(假設(shè)氫燃料電池發(fā)電效率為50%)。在未擴容的情況下,測算出氫日均發(fā)電時長越長,氫儲能度電成本越低。氫日均發(fā)電時長與電解水制氫系統(tǒng)利用率有關(guān),理論上,場景—的制電成本低至0.25元/kWh,相比抽水儲能開始具備成本優(yōu)勢。34?EV100PLUS度電成本，元/kWh6.005.004.003.002.001.000.00場景三場景四發(fā)電總量.場景一◆場景二場景三場景四發(fā)電總量12.0010.008.006.004.002.000.00發(fā)電量，億kWh/年0.02.04.06.08.010.012.014.0日均發(fā)電時長，h圖6氫儲能度電成本與氫發(fā)電時長相關(guān)性,未擴容因此,在通常情況下,氫儲能發(fā)電站通過選擇成本更低廉的堿性(ALK)電解水制氫和高壓氣態(tài)儲氫(或固態(tài)儲氫,規(guī)模化情況下,目前兩者的成本差距較小)的技術(shù)路線,以及盡可能延長氫發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電時長(實際上提高整個氫儲能電站的利用率),降低全生命周期儲能電站的總成本以及增加全生命周期儲能電站的總處理電量,達到降本的目的。（2)項目規(guī)模對氫儲能成本的影響子交換膜(PEM)電解水制氫裝置、1MW質(zhì)子交換膜燃料電池發(fā)電裝置、200kg儲氫裝置組成。根據(jù)同樣的計算方式,測算該項目的生命周期度電成本情況。從結(jié)果來看,該項目的氫儲能度電成本為2.19元/kWh,假設(shè)制氫方式與張家口電成本差距較大。究其原因,主要是兩個項目的規(guī)模差異導(dǎo)致。通常情況下,項目規(guī)模越大,土地、建設(shè)以及核心設(shè)備的算攤銷的成本越低,度電成本越低。EV100PLUS?35項目PEM電解水制氫場景（場景五)ALK電解水制氫場景（場景六)—、設(shè)備折舊年限,年二、土地、房屋折舊,年3.1設(shè)備裝置費用,萬元3.1.1電解水制氫裝置,萬元3.1.2儲氫裝置,萬元3.1.3燃料電池發(fā)電裝置,萬元3.2土地、建設(shè)費用,萬元四、每年土地、房屋折舊,萬元/年五、每年設(shè)備裝置費用攤銷,萬元/年六、每年維修運營成本,萬元/年七、每年人工成本,萬元/年八、回收殘值,萬元/年九、每年平均成本合計,萬元/年十、每年氫發(fā)電,萬kwh/年十—、度電成本,元/kwh（3)儲能時長對氫儲能成本的影響氫儲能系統(tǒng)的儲氫時長主要取決于儲氫系統(tǒng)容量,當(dāng)某段時間的儲氫容量遠高于氫發(fā)電所需氫氣時,氫儲能系統(tǒng)儲氫量增加,儲氫時長也隨之拉長。在文章前面度電成本測算中發(fā)現(xiàn),相比制氫系統(tǒng)和氫發(fā)電系統(tǒng),容量成本(儲氫系統(tǒng)帶來的成本)在總成本中占比較小(約9.5%),隨著儲能時長的增加,度電成本增在儲能時長方面,抽水儲能系統(tǒng)可以通過增加系統(tǒng)功率(影響容量成本,占總成本50%左右)來增加儲能量,鈕電池等電化學(xué)儲能可以通過增加電池組(即容量成本,占總成本88%左右)來增加儲能量,進而增加系統(tǒng)的儲能時長。增加儲能時長實際相當(dāng)于減少儲能系統(tǒng)的循環(huán)次數(shù),本質(zhì)上降低了系統(tǒng)利用率,最終36?EV100PLUS導(dǎo)致單位成本的增加。但相比之下,氫儲能系統(tǒng)的容量成本占比較低,對總成本影響較小,因此適用于大規(guī)模、長周期的儲能場景。根據(jù)相關(guān)資料顯示,當(dāng)儲能時長增加5倍,氫儲能的度電成本僅增加—倍不到。度電成本，元/kWh1.41.2 0.80.60.40.20050100150200250300350儲能時長，h（4)氫儲能與抽水儲能、電化學(xué)儲能度電成本比較/Mwh,系統(tǒng)能量效率76%,年運行比例約90%。由此測算可得,抽水蓄能產(chǎn)生的度電成本為0.21-0.25元/kwh,是目前成本最低廉的儲能方式之—。由于能量密度高、循環(huán)性能好、耐低溫性能相對較好,常用于消費級新能源電動EV100PLUS?372.52.1921.260.950.8810.820.820.860.740.50.710.620.670.610.250.2102.52.1921.260.950.8810.820.820.860.740.50.710.620.670.610.250.210圖8幾類典型儲能技術(shù)的度電成本,元/kWh注:氫儲能的規(guī)模在MW級別以上對比抽水儲能和電化學(xué)儲能,當(dāng)前氫儲能的度電成本比抽水儲能仍然偏高,但已經(jīng)下探到電化學(xué)儲能的成本區(qū)間,開始具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用的基礎(chǔ)。而且與電化學(xué)儲能相比,氫儲能的儲能容量增加的同時,其成本的增加遠低于電化學(xué)儲能,更適用于規(guī)?；瘍δ軋鼍啊?、能源套利當(dāng)電網(wǎng)峰谷電價差大于儲能的度電成本時,儲能有望實現(xiàn)盈利,且峰谷電價差越大,儲能套利空間越大,儲能的經(jīng)濟性就越好;當(dāng)前我國的海南、天津、浙江、廣東、上海等地已設(shè)置了較大的峰谷電價差,其氫儲能設(shè)施具有能源套利的2021年7月29日,國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于進—步完善分時差原則上不低于4:1;此外要建立尖峰電價機制,尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮以上,分別是天津、上海、重慶和浙江;15個省份單位峰谷電價差在0.8~1.2元38?EV100PLUS市。儲能設(shè)施的經(jīng)濟價值主要由能源套利來體現(xiàn),當(dāng)電網(wǎng)峰谷電價差大于儲能的度電成本時,儲能設(shè)施才有望實現(xiàn)經(jīng)濟性,且峰谷電價差越大,儲能套利空間越大,儲能的經(jīng)濟效益就越好。電價差達到1.14/kwh左右,遠高于0.75元/kwh的度電成本,理論上可以實現(xiàn)有19個省市,大部分地區(qū)已經(jīng)具備大規(guī)模氫儲能電站的能源套利空間與傳統(tǒng)的抽水儲能和發(fā)展勢頭較猛的電化學(xué)儲能相比,當(dāng)前氫儲能的成本偏高,經(jīng)濟效益較差。但由于氫能產(chǎn)業(yè)還處于初級發(fā)展階段,隨著技術(shù)、產(chǎn)品的不斷突破和創(chuàng)新,規(guī)?；l(fā)展的實現(xiàn),氫能產(chǎn)業(yè)具有較大的降本空間,這將直接推氫儲能的經(jīng)濟性主要受到成本以及峰谷電價差影響,成本主要受制于各系統(tǒng)成本、儲能項目規(guī)模以及綠氫成本等因素,因此降本路徑也主要取決于這幾點;而峰谷電價差主要收到政策的影響,設(shè)置合理的峰谷電價差是實現(xiàn)氫儲能經(jīng)濟性1、降本路徑除了制氫方式以及氫發(fā)電量等生產(chǎn)因素以外,氫儲能的降本,主要取決于各系統(tǒng)的成本下降,而各系統(tǒng)的成本下降來自于技術(shù)突破、國產(chǎn)化程度以及規(guī)?；a(chǎn)。在技術(shù)突破方面,需要提高制氫系統(tǒng)的電流密度、減少貴金屬使用、開發(fā)大功率電解槽,開發(fā)新型儲氫材料降低材料價格,減少燃料電池系統(tǒng)中貴金屬使用、開發(fā)大功率氫燃料電池系統(tǒng)/氫燃氣輪機等;在國產(chǎn)化方面,需要提高關(guān)鍵材目前仍主要被美國和日本的企業(yè)所壟斷,儲氫罐的碳纖維材料,也EV100PLUS?39在規(guī)模化生產(chǎn)方面,需要刺激下游應(yīng)用端需求,擴大產(chǎn)業(yè)的規(guī)模,同時優(yōu)化生產(chǎn)流程,提高自動化生產(chǎn)水平。（1)關(guān)鍵技術(shù)突破和核心產(chǎn)品國產(chǎn)化是氫儲能降本的直接推動力對于制氫系統(tǒng),可以通過提高電流密度、減少貴金屬催化劑的使用量以及提隔膜和電極等重要材料的使用量,制氫設(shè)備成本將下降10%~20%。在催化劑方面,研究新型催化劑,減少或避免催化劑中貴金屬的使用占比,也是目前降本的重要路徑之—。在電解槽單槽制氫功率方面,目前大功率制氫設(shè)備的單位制氫設(shè)備成本(元/MW)比小功率制氫設(shè)備低;例如,1MW堿對于氫燃料電池系統(tǒng),以PEMEC技術(shù)度、降低催化劑貴金屬負載、降低質(zhì)子交換膜厚度以及國產(chǎn)化、規(guī)?；a(chǎn)等均到1000元/kW;到2030年,當(dāng)生產(chǎn)產(chǎn)能規(guī)模達到50~100萬臺級別,氫燃料電.1000050001000.100005000100020000○○5002018年2020年2022年2025年2030年產(chǎn)能規(guī)模系統(tǒng)成本（元/kW)圖9氫燃料電池系統(tǒng)成本下降趨勢預(yù)測,元/kw40?EV100PLUS除了氫燃料電池技術(shù),氫燃料燃氣輪機發(fā)電技術(shù)也是氫發(fā)電技術(shù)的主要發(fā)展趨勢之—。目前大部分氫燃料燃氣輪機發(fā)電機摻氫比例在10~20%左右,多項高比例摻氫甚至純氫燃料燃氣輪機開發(fā)項目也正在開展。根據(jù)明陽集團數(shù)據(jù),當(dāng)前電系統(tǒng)成本可以控制在5000元/KW左右,成本與氫燃料電池系統(tǒng)相當(dāng)。但氫燃料燃氣輪機發(fā)電技術(shù)可沿用現(xiàn)有內(nèi)燃機工業(yè)體系進行開發(fā),產(chǎn)業(yè)化轉(zhuǎn)化更有利;其次采用傳統(tǒng)燃燒做功模式,對氫氣燃料純度要求較低,燃料適應(yīng)性好;此外,氫燃料燃氣輪機不需要貴金屬催化劑,更適合大規(guī)模應(yīng)用場景。近年來,多個企業(yè)正在開發(fā)高比例摻氫的氫燃料燃氣輪機技術(shù),未來將與氫燃料電池技術(shù)并行發(fā)（2)氫能產(chǎn)業(yè)各環(huán)節(jié)規(guī)模化生產(chǎn)促進氫儲能綜合成本下降目前氫能產(chǎn)業(yè)還未達到大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用,整體規(guī)模偏小,這也是導(dǎo)致氫能各環(huán)節(jié)成本偏高的主要因素。例如電解水制氫系統(tǒng),由于產(chǎn)業(yè)規(guī)模整體偏小,部分裝備尚未實現(xiàn)自動化生產(chǎn),造成電解水制氫系統(tǒng)生產(chǎn)成本偏高;隨著電解水制氫設(shè)備的應(yīng)用進—步擴大,可以通過自動化生產(chǎn)降低生產(chǎn)過程的成本。2、經(jīng)濟性預(yù)測低至140~160萬元,預(yù)計到2025年,主流型號的堿性電解水設(shè)備的成本基本能下降到140萬元/MW。到2030年,堿性電在儲氫系統(tǒng)方面,目前高壓儲氫的成本(僅充裝裝置)大約為88萬元/噸儲氫。參考車載儲氫瓶,據(jù)美國汽車研究理事會研究發(fā)現(xiàn),當(dāng)生產(chǎn)規(guī)模越大,儲氫降20%,其儲氫成本在70萬元/噸儲氫左右。固態(tài)儲氫系統(tǒng)(僅充裝裝置)的成在氫燃料電池系統(tǒng)方面,到2025年,預(yù)計單套燃料電池系統(tǒng)成本有望降至元/MW;之后氫燃料電池系統(tǒng)的成本降速變緩。EV100PLUS?4100綜合制氫設(shè)備、儲氫和輔助系統(tǒng)、燃料電池發(fā)置、儲氫裝置(高壓氣態(tài))組成的氫儲能項目為例,在當(dāng)前制氫時長6.7h,發(fā)電氫儲能的度電成將大幅下降,分別為0.46、0.29和0.25元/kWh,遠低于場景四目前0.74元/kWh的度電成本,具有良好的經(jīng)濟性。從時間上來看,到2025年,外,從運營的角度,制氫裝置可以在購買具有綠電證書綠電的前提下,實現(xiàn)24h制氫,此時的氫發(fā)電時長最長可達到11.6h,氫發(fā)電時長增加將帶來氫發(fā)電總量的用場景的主要目的之—,這需要根據(jù)各地區(qū)的實際用電高峰缺口、可再生能源發(fā)電特征或綠電應(yīng)用等情況,以具體研究儲能裝置的配置比例和氫發(fā)電裝置的發(fā)電未來隨著波動性較強的可再生能源電力逐漸替代穩(wěn)定的火電,以可再生能源42?EV100PLUS年可再生能源發(fā)電裝機量突破10億kW,達到10.6億kW,發(fā)電量達到2.5億kWh左右,占全國發(fā)電量的29.7%,可再生能源利用總量達7.5億噸標(biāo)準煤,占億kW(46.1GW),儲能總裝機量占可再生能源電力的4%左右。目前全國地方看,目前儲能的裝機量仍然偏少,還有較大的需求空間。未來隨著可再生能源裝機量的進—步增加以及儲能配置政策的進—步推動,必然推動氫儲能等能夠良好裝機容量，萬kW12000010000080000600004000020000020.0%20.0% 18.0% 16.0%14.4%14.0%12.0%10.0%8.0%6.0%4.0%2.0%0.0%17.5%14.5%13.5%12.1%8.7%2016年2017年2018年2019年2020年2021年水電風(fēng)電太陽能發(fā)電生物質(zhì)發(fā)電增長率圖112016-2021年我國可再生能源電力累計裝機量及增長趨勢,萬kw按照新能源項目配套儲能比例10%來計算,儲能規(guī)模需求至少在2.214億kW 目前氫儲能規(guī)模的數(shù)十倍。在電動汽車百人會氫能中心的測算中,當(dāng)氫儲能占儲EV100PLUS?43能行業(yè)20%的情況下,未來整個氫儲能的設(shè)備投資市場可達3000億元。累計裝機規(guī)模，GW2502001501000221.446.146.12021年2030年（預(yù)測）1、設(shè)置合理的峰谷電價差實現(xiàn)氫儲能的貨幣價值當(dāng)前氫儲能的度電成本大約為0.74元/kwh(以堿性電解水制氫為例),全國已經(jīng)有多個地區(qū)的峰谷電價差大于此成本,理論上可以實現(xiàn)能源套利,實現(xiàn)氫儲能的盈利。但實際考慮到土地成本以及實際生產(chǎn)中,電解水制氫裝