氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望
现有的储能系统主要分为五类：机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能和化学储能。机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等；电化学储能主要包括铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池；电磁储能包括超级电容器储能和超导储能；热储能是将热能储存在隔热容器的媒介中，适时实现热能直接利用或者热发电；化学储能是指利用氢等化学物作为能量的载体。储能即储存能量，根据能量形式的不同，储能又可以分为电储能、热储能和氢储能三类。机械储能、电化学储能和电磁储能属于电储能，目的是储电，适用于充放电短周期内的就地使用。氢储能与其他储能方式相比，具有以下4个方面的明显优势：①在新能源消纳方面，氢储能在放电时间（小时至季度）和容量规模（百吉瓦级别）上的优势比其他储能明显；②在规模储能经济性方面，随着储能时间的增加，储能系统的边际价值下降，可负担的总成本也将下降，规模化储氢比储电的成本要低一个数量级；③在储运方式灵活性方面，氢储能可采用长管拖车、管道输氢、天然气掺氢、特高压输电 ‒ 受端制氢和液氨等方式；④在地理限制与生态保护上，相较于抽水蓄能和压缩空气储能等大规模储能技术，氢储能不需要特定的地理条件且不会破环生态环境。截至2021年11月，世界主要发达国家在运营的氢储能设施已有9座，均分布在欧盟。目前，国内也有少量氢储能项目已正式运行或试运行。相比于传统电力系统，新型电力系统有以下几点重要变化：①从发电侧形态上看，将从以火电为主转向以风、光等新能源发电为主。特征变化方面，从高碳电力系统变为低碳电力系统、从连续可控电源变为随机波动电源。②从电网侧形态上看，将从单一大电网演变为大电网与微电网互补并存。特征变化方面，从刚性电网变为灵活韧性电网、电网数字化水平从低到高。③从用户侧形态来看，将从电力消费者转变为电力“产消者”。特征变化方面，从静态负荷资源转变为动态可调负荷资源、从单向电能供给变为双向电能互济、终端电能替代比例从低到高。④从电能平衡方式上看，将由“源随荷动”转变为“源网荷储”互动。特征变化方面，从自上而下调度模式变为全网协同的调度模式、从实时平衡模式变为非完全实时平衡模式。⑤从技术基础形态上看，将从以同步机为主的机械电磁系统变为以同步机和电力电子设备共同主导的混合系统。特征变化方面，从高转动惯量系统变为弱转动惯量系统。①构建新型电力系统的核心是新能源成为主体电源后如何实现不同时间尺度上的功率与能量平衡，其关键在于统筹发展不同功能定位的储能。电化学储能主要解决系统短期尺度的功率平衡，难以应对周、月、季等长期尺度下的能量不平衡问题，亟需引入先进的长时储能技术。②随着新能源逐步取代化石能源装机，能量在空间上的不平衡性愈发凸显。现阶段调峰资源以火电机组、抽水蓄能电站为主，跨区域调峰能力受输配电网络布局和容量的限制，且随着煤电机组的提前退役和抽水蓄能电站开发殆尽，未来调节能力有限，亟需引入大规模、跨区域的新兴调峰手段。③电能替代是实现碳中和目标的重要手段。然而，单纯依靠电气化难以实现重卡运输、铁路货运、航空航天等交通领域和冶金、水泥、化工等工业领域的深度脱碳，新型电力系统亟需与其他深度脱碳的能源品种进行有机融合。氢储能在新型电力系统中的定位有别于电化学储能，主要是长周期、跨季节、大规模和跨空间储存的作用，在新型电力系统“源网荷”中具有丰富的应用场景。氢储能在电源侧的应用价值主要体现在减少弃电、平抑波动和跟踪出力等方面。由于光伏、风力等新能源出力具有天然的波动性，弃光、弃风问题一直存在于电力系统中。随着我国“双碳”目标下新能源装机和发电量的快速增长，未来新能源消纳仍有较大隐忧。因此，利用广义氢储能将无法并网的电能就地转化为绿氢，不仅可以解决新能源消纳问题，并可为当地工业、交通和建筑等领域提供清洁廉价的氢能，延长绿色产业链条。国家能源局统计数据显示，2020年水、弃风和弃光电量为3.01×1010kW·h、1.66×1010kW·h和5.26×109kW·h。制氢电耗按照5kW·h/Nm3计算，理论上总弃电量可制取绿氢9.28×105t。
质子交换膜(PEM)电解技术可实现输入功率秒级、毫秒级响应，可适应0~160%的宽功率输入，冷启动时间小于5min，爬坡速率为每秒100%，使得氢储能系统可以通过实时地调整跟踪风电场、光伏电站的出力。氢储能系统在风电场、光伏电站出力尖峰时吸收功率，在其出力低谷时输出功率。风光总功率加上储氢能的功率后的联合功率曲线变得平滑，从而提升新能源并网友好性，支撑大规模新能源电力外送。
通过对风电场、光伏电站的出力预测，有助于电力系统调度部门统筹安排各类电源的协调配合，及时调整调度计划，从而降低风光等随机电源接入对电力系统的影响。另一方面，随着新能源逐步深入参与我国电力市场，功率预测也是报量、报价的重要基础。然而，由于预测技术的限制，风光功率预测仍存在较大误差。利用氢储能系统的大容量和相对快速响应的特点，对风光实际功率与计划出力间的差额进行补偿跟踪，可大幅度地缩小与计划出力曲线的偏差。
氢储能在电网侧的应用价值主要体现在为电网运行提供调峰容量和缓解输变线路阻塞等方面。
电网接收消纳新能源的能力很大程度上取决于其调峰能力。随着大规模新能源的渗透及产业用电结构的变化，电网峰谷差将不断扩大。我国电力调峰辅助服务面临着较大的容量缺口，到2030年容量调节缺口将达到1200GW，到2050年缺口将扩大至约2600GW。氢储能具有高密度、大容量和长周期储存的特点，可以提供非常可观的调峰辅助容量。
在我国部分地区，电力输送能力的增长跟不上电力需求增长的步伐，在高峰电力需求时输配电系统会发生拥挤阻塞，影响电力系统正常运行。因此，大容量的氢储能可充当“虚拟输电线路”，安装在输配电系统阻塞段的潮流下游，电能被存储在没有输配电阻塞的区段，在电力需求高峰时氢储能系统释放电能，从而减少输配电系统容量的要求，缓解输配电系统阻塞的情况。氢储能在电网侧的应用价值主要体现在参与电力需求响应、实现电价差额套利以及作为应急备用电源等方面。
新型电力系统构建理念将由传统的“源随荷动”演进为“荷随源动”甚至“源荷互动”。在此背景下，负荷侧的灵活性资源挖掘十分重要。分布式氢燃料电池电站和分布式制氢加氢一体站可作为高弹性可调节负荷，可以快速响应不匹配电量。前者直接将氢能的化学能转化为电能，用于“填谷”。后者通过调节站内电制氢功率进行负荷侧电力需求响应，用于“削峰”。
电力用户将由单一的消费者转变为混合型的“产消者”。我国目前绝大部分省市工业用户均已实施峰谷电价制来鼓励用户分时计划用电。氢储能用于峰谷电价套利，用户可以在电价较低的谷期利用氢储能装置存储电能，在高峰时期使用燃料电池释放电能，从而实现峰谷电价套利。目前，从2021年国内工商业电价来看，我国一半以上地区可以达到3∶1峰谷价差要求，价差值在0.5~0.7元/kW·h。此外，我国一些省份已开始实施季节价差（如浙江省），提高了夏季和冬季的电价。随着我国峰谷电价的不断拉大和季节电价的执行，氢储能存在着一定的套利空间。
柴油发电机、铅酸蓄电池或锂电池是目前应急备用电源系统的主流。使用柴油发电机的短板在于噪音大、高污染排放。铅酸蓄电池或锂电池则面临使用寿命较短、能量密度低、续航能力差等缺陷。在此情况下，环保、静音、长续航的移动式氢燃料电池是最理想的替代方案之一。例如，国内首台单电堆功率超过120kW氢燃料电池移动应急电源参与抗击广东省的“山竹”台风。
现阶段，受技术、经济、政策和标准等因素的制约，氢能在新型电力系统中的应用仍面临诸多挑战。
现阶段，抽水蓄能、飞轮储能、锂电池、钠硫电池以及各种电磁储能的能量转化效率均在70%以上。相对而言，氢储能系统效率较低。其中，国内“电 ‒ 氢”转化过程的碱性电解水、PEM电解水和固体氧化物(SO)电解水制氢效率分别为63%~70%、56%~60%和74%~81%。广义氢储能仅考虑“电 ‒ 氢”转化过程，SO电解效率与其他储能具有可比性，而碱性和PEM相对较低。另一方面，“氢 ‒ 电”转化过程的燃料电池发电效率为50%~60%，其中有大部分能量转化为热能。狭义氢储能的“电 ‒ 氢 ‒ 电”过程存在两次能量转换，整体效率仅有40%左右，与其他储能的效率差距明显。
当前抽水蓄能和压缩空气储能投资功率成本约为7000元/kW，电化学储能成本约为2000元/kW，而氢储能系统成本约为13000元/kW，远高于其他储能方式。其中，燃料电池发电系统造价约9000元/kW，占到总投资的近70%。基于PEM和SO技术的可逆式燃料电池(RFC)可以将燃料电池和电解池集成于一体，从而降低投资成本。然而，国内RFC技术与国际先进水平有一定差距，主要体现在技术成熟度、示范规模、使用寿命和经济性方面，关键核心材料也主要依赖进口。
针对电氢耦合的顶层规划和激励机制尚不完善。氢能已被国家作为中长期科学和技术发展的重点研究方向，氢储能也被明确纳入“新型储能”，但关于电氢耦合的顶层规划有待完善。在顶层的补贴与奖励方面，2020年国家层面已发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，采取“以奖代补”方式，对符合条件的城市群开展燃料电池汽车技术研发和示范应用给予奖励。该政策间接性地推动了氢储能系统的示范和规模化。但在上游的电解水制取绿氢环节，仅有部分省份出台了政策性的电价优惠，相应的顶层激励机制仍然缺失。
随着氢能产业的快速发展，标准对氢能产业发展的规范和支撑作用也日趋明显。我国于2008年批准成立了全国氢能标准化技术委员会（SAC/TC309）和全国燃料电池及液流电池标准化技术委员会（SAC/TC342），分别构建了我国的氢能技术标准体系和燃料电池标准体系。截至2021年4月，现行氢能相关国家标准共计95项，涉及氢安全、临氢材料、氢品质、制氢、氢储运、加氢站、燃料电池和氢能应用等方面。但国家标准层面主要集中在氢能应用燃料电池技术方面，其他领域氢能技术标准相对薄弱，且有相当部分标准的制定年限较为久远，现阶段适用性不强。因此，在电氢耦合方面，仍需进一步加快制定 / 修订新能源制氢、电制氢加氢一体化、可逆式燃料电池、电氢耦合系统运行等标准。技术标准是个复杂系统工程，需要再进一步提升政、产、学、研各方的协同水平。氢储能将应用于新型电力系统“源网荷”的各个环节，呈现电氢耦合发展态势。针对氢储能在新型电力系统应用面临的挑战，本文从以下几个方面对氢储能在新型电力系统的未来发展进行展望。
现阶段应以推广效率高、成本低的“电 ‒ 氢”广义氢储能方式为主，直接为我国的交通、建筑和工业等终端部门提供高纯度氢气。在狭义氢储能的“氢 ‒ 电”转化环节，充分利用氢燃料电池的热电联产特性，实现不同品位能量的梯级利用，提高能量的转化效率。针对氢储能成本过高的问题，积极探索共享储能、融资租赁、跨季节价差套利等多元化商业模式来降低成本。与此同时，通过设立氢储能产业发展基金、借助资本市场拓展氢储能融资渠道、加强绿色信贷支持氢储能基础设施建设等方式，构建氢储能金融政策体系。未来，随着新能源电力价格以及电解资本支出的下降，氢储能中的电解系统成本将大幅下降。当电价为0.5元/kW·h时，碱性电解和PEM电解的单位制氢成本分别为33.9元/kg和42.9元/kg，而当电价下降为0.1元/kW·h时，上述数值分别仅为9.2元/kg和20.5元/kg。与此同时，随着规模效应和技术成熟，碱性和PEM电解槽投资成本将以每年9%和13%的学习率下降，氢燃料电池和储氢罐成本也分别以11%~17%、10%~13%的速率下降。
借助“加快建设全国统一大市场”的契机，构建氢能市场、电力市场和碳市场的多层次协同市场，促进氢储能发展。在氢能市场方面，积极探索我国氢能市场交易中心、结算中心建设，并关注氢能进出口国际贸易，可从拥有丰富可再生能源资源的沙特阿拉伯、智利等国家进口低成本绿氢，并利用我国海上风电制氢优势向日本、韩国等高氢氨需求国家出口氢氨能源；在电力市场方面，我国电力辅助服务市场建设尚处于初级阶段，需要健全覆盖氢储能的价格机制，探索氢储能参与电力市场的交易规则；在碳市场方面，未来将被纳入碳交易体系的八大行业中，既有直接生产氢气的化工行业，也有钢铁、建材等氢气需求行业，需要积极探索氢能行业合理的碳价信号，引导高碳制氢工艺向低碳制氢工艺转变、高碳用氢环节向低碳用氢环节转变，并推动绿氢的碳减排量纳入核证自愿减排量(CCER)市场交易。最后，加强氢能市场、电力市场、碳市场的顶层设计和规划，做好政策协调和机制协同。
我国风光资源集中在“三北”地区、水资源集中在西南地区，而氢能主要需求在东南沿海地区，呈逆向分布。在氢能短距离运输方面，高压气态拖车运氢具有明显成本优势。以20MPa压力为例，当运输距离为200km以下时，氢气的运输成本仅为9.57元/kg；而距离增加至500km时，运输成本将近22.3元/kg。此外，该方式人工费占比较高，下降空间有限。
因此，在氢能长距离运输方面，需要积极探索以下多种新兴方式：
①利用现有西气东输、川气东输等逾80000km天然气主干管网和庞大的支线管网，掺入一定安全比例（5%~20%）氢气进行输送；
②利用我国世界领先的“十四交十二直”26项特高压工程输电线路，采用“特高压输电+受侧制氢”模式进行氢气虚拟运输；
③利用液氨储运的成本和安全优势，将液氨作为氢气储运介质，采用“氢 ‒ 氨 ‒ 氢”模式进行氢气运输。据预测，当运输距离为10000 km时，2030年液氨运输成本大概在16.7元/kg，2050年下降至4.7元/kg。未来需要进一步对比多种新兴路线的技术经济性，寻求氢能运输方式的最优组合。
氢储能的大规模发展将加速电力系统形态演进，促进新型电力系统建成：
①氢储能可以突破新能源电力占比的限制，促进更高比例的新能源发展，快速支撑新型电力系统内新能源装机占比和发电占比超过50%；
②电解制氢、储氢和氢燃料电池发电可构建微电网系统，进行热、电、氢多元能源联供，有效解决偏远地区清洁用能的问题，并提高微电网在电力系统中的渗透率，增强新型电力系统的抗风险能力；
③氢储能作为电力系统“源网荷”多侧的关键灵活性资源，可促进“源网荷储”各环节协调互动，实现新型电力系统在不同时间尺度上的电力电量平衡；
④氢储能系统可以作为能源枢纽之一，可在源侧、荷侧实现多能源互补。在电源侧，氢储能可以促进“风光氢储一体化”“风光水火储氢一体化”等多能互补综合能源基地建设，在用户侧，制氢加氢一体站可以与加油站、加气站和充电站进行合建，形成综合能源服务站。
