氢电综合利用价值及模式分析

徐飞 李晓霞 程丽敏

（1.中广核研究院有限公司 2.中广核太阳能开发有限公司）

0 引言

双碳背景下，我国将持续建设多元化、清洁化、现代能源体系，可再生能源将作为能源转型的主要方向，光伏、风电等可再生能源发电量将不断扩大[1]。截至2021年底，光伏、风电装机规模分别达到3.06亿kW、3.28亿kW。目前我国7个省（区）的新能源装机占比达到20%，高比例新能源电力系统在局部电网已经形成，正向以新能源为主体电源的新型电力系统迈进。新能源将替代传统能源成为主体能源是发展趋势[2]。

氢能是未来能源的重要构成部分，具有低碳、易存储和大规模运输的优势。随着电解水制氢技术的进步，电解制氢装置的宽功率运行，有利于适应新能源的波动性。将新能源与氢能结合利用，将优化新型电力系统的稳定性安全性，支撑高比例可再生能源电力的发展。

1 高比例可再生能源电力系统面临挑战

风电、光伏等可再生能源的发电伴随着波动性与随机性，给高比例可再生能用电力系统带来了以下挑战。

1）可再生能源日内功率波动大，对常规电源调节能力提出更高要求。根据《2020年中国风电行业深度报告》显示，2019年新能源日最大功率波动在1亿kW以上，山东、山西、宁夏、新疆等地区日最大功率波动在超过1000万kW以上。由于电的瞬时性，电力系统需要保证电能供应与电能消费的基本平衡，这一平衡过程一般通过常规电源出力调节来维持。然而，随着新能源占比的提高和常规电源占比的下降，只有少量常规电源能配合新能源灵活调节，因此高比例新能源并网存在电力平衡的问题[3]。

2）受自然条件制约，新能源出力曲线与负荷相关性弱。例如，青海电网2019年6月日均晚高峰最大负荷为821万kW，但新能源最大出力仅占2.8%[4]。可再生能源低出力时间长，与负荷需求同时率低，不可调控，无法满足用户侧功率需求。

3）可再生能源出力的季节性变化明显，反调峰特性突出。2020年，某省电网全年可再生能源发电量最低为1064GWh，仅占可再生能源装机容量的39%，新能源月发电量特性规律与月用电量特性规律相差较大[5]。

4）可再生能源对电网支撑性弱。对比常规电源，可再生能源发电支撑能力弱、抗干扰能力低、惯量低。且由于新能源发电单体容量小、总体数量多的特征，接入电网后管理难度大，支撑能力弱。

国外的高比例可再生能源电力系统已出现一些由于可再生能源波动造成的事故。国内外新能源并网技术要求见表1。2021年2月，美国多地遭逢雪灾，德州大面积停电，部分地区断电长达30小时，数百万人遭逢断电。德州的风电装机规模是美国最大的，寒流突袭，冻住了风力发电机组的涡轮机，导致发电量骤然下降。2020年8月14日，美国加州的天气连续高温，加大了电力需求。而光伏在夜间不发电、风力因为天气影响发电量显著下降，整个加州可再生能源发电出力不到光伏装机的12%，造成电力严重不足，40万以上居民持续断电时间1h 左右；次日，20万以上居民被轮流限电[6]。

表1 新能源并网技术要求

2 氢电综合利用是建设现代能源体系的重要途经

现代能量系统是基于可再生能源和气体能量相互融合的多元能量架构，由传统能量体系逐渐演进产生的崭新能量系统。优先可再生能源、支持气体再生能源、供求互动、资源有序分配、节能有效的平衡用能方案，是中国现代能源制度的核心特点。

氢能与电能同属于二次能源，可与电能共建为互联互通的现代能源网络。通过新能源电解制氢以及氢能多途径综合利用（包括发电、汽车燃料、化工等），可实现电能载体与氢能载体的灵活互转，摆脱新能源对电网单一依赖性，促进新能源大规模消纳，融合电网、气网、热网、交通、化工等形成多元化能源网络，契合未来能源架构。

不断提升氢储运、可再生能源制氢及氢综合应用技术，进一步开发风力、光伏等可再生能源电站进行就地制氢，可以有效降低制氢成本，促进氢能消纳，从而促进可再生能源消纳。

氢电综合利用可以促进新能源规模化发展，增大能源系统中可再生能源的占比。

3 制氢技术发展现状

3.1 主要制氢技术现状

目前，制氢技术主要有以下三种较成熟的路线：一是化石能源重整制氢（煤炭、天然气）；二是工业副产氢（焦炉煤气）；三是电解水制氢[7]。

与其他制氢技术相比，水电解制氢技术具有零排放、高效率的优势，在技术不断升级的情况下，发电成本和制氢成本将不断减小，绿电制氢将成为未来氢气来源的主要途径。

表2 制氢技术对比

3.2 水电解制氢技术现状分析

目前水电解制氢技术主要有三大类：碱性水电解制氢（AWE），质子交换膜水电解制氢（PEM）及固体氧化物水电解制氢（SOEC）。表3是三种水电解制氢技术的参数对比统计表。

表3 三种水电解制氢技术参数对比

碱性水电解制氢技术商业应用最成熟，使用的材料价格低廉，成本优势明显。但该技术也存在一些缺点，比如，在电解水过程中，多孔的催化层会被碳酸盐阻塞，反应物和产物的传输受到阻碍；不能迅速调节制氢速度及启停电解槽[8]。

质子交换膜水电解制氢技术正在迅速兴起并用于商业。与现有的碱性电解水制氢装置相比，质子交换膜电解装置在运行中的灵活性和反应效率更高。目前质子交换膜电解槽成本（以每千瓦）已大幅下降，但仍高于碱性电解槽。

固体氧化物水电解制氢技术效率最高，但此技术尚不成熟。与碱性水电解和质子交换膜水电解相比，固体氧化物水电解制氢技术有望进一步提高制氢效率[9]。然而，固体氧化物水电解制氢技术尚不成熟，仍处于实验室研究阶段。

4 氢电综合利用发展瓶颈

目前氢电综合利用面临着制氢用氢成本高、清洁优势未能得到充分体现、可再生能源制氢尚未大规模推广以及绿氢消纳路径尚未打通等问题。

制氢成本高。水电解制氢单位能耗较高，达到了4.0~5.5 h/Nm3，在总成本的中用电成本超过了70%。按照市电价格，制氢成本在30~40元/kg左右[6]，远高于化石燃料重整制氢成本。

用氢成本高。氢气的运输存在高成本、低效率等问题，常用的高压储氢罐拖车和液氢槽车的价格在160~400万元之间，它们每运输100km，储运价格约为8.66~13.57元/kg。并且运输距离越长，成本越高，终端氢气售价也会随之增加。目前绿氢价格尚不具备市场竞争力，这极大阻碍了可再生能源制氢的规模化发展。

清洁优势未充分体现。市电中火电比重大，碳排放问题仍然存在，据估算，使用火电进行电解水制得1kg氢气的碳排放，是化石能源重整制氢的三到四倍（单位碳排放）。绿电制氢没有碳排放问题，但尚缺乏相应的引导和鼓励政策机制，未能使环境效益直接转化为经济效益，用户的绿氢替代意愿不高[10]。后续，随着全国碳交易市场启动运行，以及碳税制度落地实施，绿氢清洁优势突出，市场竞争力将大幅提升，可以促进绿氢产业大规模发展。

可再生能源制氢尚未大规模推广。通过可再生能源与制氢相互紧密结合，是实现节能减排和碳中和的重要途经。目前国内可再生能源制氢尚处于起步阶段，以示范项目为主，未能实现工业大规模推广应用。究其原因，主要体现在国内主要制氢技术尚不成熟，尚未形成自动化大规模制氢设备生产线，大规模制氢系统集成缺少设计、实施经验，绿氢应用成本不具备市场竞争力，可推广复制的商业模式尚未打通，绿氢消纳缺少鼓励政策及市场引导机制等方面。

绿氢消纳路径尚未打通。绿氢消纳问题主要源于政策导向不显著、技术约束及缺少市场竞争力几个方面。低碳排放对先进生产力的需求与能源粗犷利用之间存在矛盾，传统工业、交通领域、热力行业仍愿意保留化石能源为主要原料与燃料的生产方式，堵塞了绿氢作为原料与燃料的消纳路径。受制于规模化氢储运技术与经济性约束，氢能外送的通道被“电能外送”方案压制。电制氢、氢的输运、加注、应用等环节的规划设计、稳定运行、安全控制等技术的标准与规范尚未成熟，制约了氢能在电力、工业、交通等领域的多途径消纳。

5 氢电综合利用模式分析

氢电综合利用关键技术包括氢电综合控制与智能优化运行技术，间歇性电能制氢技术以及大容量高密度氢储技术。为进一步促进氢电耦合在实现碳达峰碳中和目标的过程中充分发挥环境优势，在国家能源转型、构架现代能源体系、保障国家能源安全和环境安全方面发挥作用，提出以下两种可参考的氢电综合利用模式。

（1）分布式“制-用”一体化氢电综合利用模式

分布式“制-用”一体化氢电综合利用模式是指利用分布式新能源制氢，并进行氢能就近消纳。主要包括电氢耦合一体化加氢站、就近工业用氢、就地冶金用氢等。分布式“制-用”一体化氢电综合利用模式产生的直接效益为：利用氢电耦合建设分布式制氢储氢用氢系统，能够打破时间和地域限制，既可以随时随地充分利用富余清洁能源降低制氢成本，又可以节省运输费用。此外。“制-用”一体化氢电综合利用生态链还能够产生诸多间接效益，例如，通过参与调峰调频等电网辅助服务提高电网稳定性、氢能的生产和使用过程均不产生任何有害气体，使用可再生能源制氢可以节约化石能源等。

（2）基于大型输气管道的氢电综合模式

西气东输天然气管道及中俄东线天然气管道形成了“横跨东西、纵贯南北、联通境外”的能源输送格局。清洁能源资源多处西北、东北等电力负荷偏远地区，而用电负荷中心集中在华北、华中地区。

基于大型输气管道的氢电综合模式是指将富余清洁能源进行就地制氢并利用现有天然气管道或新建管道进行远程输送，在受端区域进行氢的综合消纳。此模式开辟了一条新的清洁能源消纳路径，可有效解决目前清洁能源消纳难题，实现清洁能源网和气网互补转换，促进清洁能源对于化石能源的替代，促进能源体系向低碳转型。

6 结束语

综上，本文分析了高比例可再生能源电力系统面临的诸多挑战及氢电综合利用的优势，基于我国主要制氢技术现状，重点探讨了氢电综合利用发展瓶颈并提出了两种氢电综合利用模式。目前可再生能源电力系统面临日内功率波动大、出力与负荷相关性弱、出力的季节性变化明显及对电网支撑性弱等挑战。制氢技术上，质子交换膜水电解制氢成本过高，固体氧化物水电解制氢技术仍处于研发阶段，碱性水电解制氢技术应用较广泛。目前，氢能发展的瓶颈主要是制氢用氢成本高、清洁优势体现弱、可再生能源制氢尚未大规模推广以及绿氢消纳路径尚未打通等问题。而氢电综合利用不仅可以提升高比例新能源电力系统运行的稳定性，助力电能的大规模、长时间存储，同时可以有效降低制氢成本，促进可再生能源消纳，有利于能源体系向低碳转型。其中，分布式“制-用”一体化氢电综合利用模式和基于大型输气管道的这两种氢电综合模式未来将具有广阔的发展前景。