支撑中国能源安全的电氢耦合系统形态与关键技术

郜 捷，宋 洁，王剑晓，邓占锋，安 麒，郑力涛

（1.北京智慧能源研究院,北京市 102200；2.大数据分析与应用技术国家工程实验室,北京大学,北京市 100871；3.新能源电力系统国家重点实验室（华北电力大学）,北京市 102206）

0 引言

在能源资源、生态环境、经济发展等多重约束下,全球能源格局正在经历深刻变革。中国在“双碳”目标与能源清洁化转型背景推动下,一次能源供应加速低碳化,以风光为代表的非化石能源逐步成为能源供应的主体。据预测,至2030 年,中国非化石能源占一次能源消费的比重将由2020 年的16%提高到25%以上,并在2060 年达到79%～89%,其中,风光占比将超过50%［1］。高比例非碳能源快速发展的同时,其引发的能源供给复杂性、源荷双侧的强随机性逐渐成为中国能源安全的新边界。探寻新的能源系统形态和解决方案,对推动能源高质量发展、保障国家能源安全至关重要。

氢能作为新兴的零碳二次能源,是低碳驱动下全球能源转型发展的共识性解决方案。实现电力系统与氢能的耦合发展,可以突破可再生能源的发展限制,有效推动多种能源方式互联互补、源网荷储深度融合。近年来,世界主要发达国家高度重视电氢耦合发展,并将其作为各自经济去碳化的重要战略选择。欧盟利用可再生氢推动能源转型,着力推进电网、管网互联互通,重点发展可再生电力制氢及其在难以脱碳和电气化的重载运输、建筑物供能和工业过程的应用［2］。美国利用氢能燃料电池促进能源独立和高效利用,重点将氢作为一种便携式的电力储存选择,应用于分布式固定发电、载具燃料电池以及合成燃料的生产［3］。日本将氢能经济列为国家创新发展新战略,致力于降低氢能成本和提升电力效率,重点发展家庭用分散式燃料电池小规模发电和供暖以及轻型燃料电池汽车［4］。中国电氢耦合技术研发与产业化进程不断加快,可再生能源制氢的产业生态已在萌芽,氢能高效转存和新型储运技术不断涌现,以燃料电池技术为代表的终端应用场景正向大众商业化、多元化方向发展。

尽管技术发展已取得初步成效,但作为一种新的能源系统形态,其未来大规模产业应用仍面临诸多挑战。中国氢能核心技术、装备制造、基础设施建设等方面与国外存在一定差距,核心产业链对外依存度高,自主创新能力亟待加强；电力系统和氢能耦合应用较少,系统形态认知不足,氢能与电力系统源、网、荷耦合互动技术亟待突破。

为推动氢能与电力系统的深度融合,支撑中国高比例新能源发展需求,本文从氢能供应链的制-储-输-用一体化技术以及氢能对电力系统典型场景的关键支撑技术两方面入手,评述了电解制氢、氢能储运以及氢能综合利用在内的技术发展现状,围绕时间与空间维度剖析了氢能供应链支撑电力系统稳定运行的关键技术,阐述了电氢耦合技术发展面临的问题并给出了相关政策建议。

1 电氢耦合系统框架

在中国能源体系向高比例可再生能源转型的过程中,面临着多时空能量平衡的挑战,而电氢耦合系统这一概念的提出为该问题的解决提供了全新的思路。电氢耦合系统的发展是实现新能源消纳和能源系统高效安全运行的重要途径。

因此,构建电氢耦合系统的框架如图1 所示。耦合系统主要包含电力系统和氢能系统的制-储-输-用环节,两个子系统主要通过电解制氢和燃料电池进行能量转换。电氢耦合系统通过电解制氢设备将电力系统中富余的可再生能源转化为氢气,将氢气进行长距离运输与大规模存储以实现氢能在时间与空间维度上的优化配置,推动氢能在交通、发电与工业等领域的多元应用以保障氢能的高效利用,通过上述过程促进电氢系统之间的深度耦合以及氢能供应链的制-储-输-用一体化发展。

图1 电氢耦合系统框架Fig.1 Framework of integrated electricity-hydrogen system

如图1 所示,氢能供应链在时间与空间两个维度上支撑电力系统安全稳定运行。

在时间维度上,氢能供应链向电力系统提供多时间尺度的辅助服务,包括:1）秒级的虚拟同步惯量,氢能系统通过协助虚拟惯量控制,提高可再生能源接入电力系统的频率稳定性；2）小时级的深度调峰,电解制氢装置协同常规电源机组参与深度调峰,通过改善电源侧结构为可再生能源消纳提供空间；3）中长期的季节性储能,将富余的电能转化为氢气并进行存储,在电力系统供需关系紧张时,利用氢能发电助力电能供需平衡。

在空间维度上,氢能供应链参与电力系统源-网-荷-储多环节协同运行,包括:1）可再生能源消纳,利用电解制氢装置将富余的可再生能源转化为氢气,提升电力系统的源侧灵活性；2）潮流阻塞管理,利用氢能系统的储能特性实现电能的时空平移,从而解决输电线路过载问题,缓解线路阻塞；3）灵活性资源调度,在需求侧对分布式氢能发电、氢燃料电池汽车配合云储能等灵活性资源进行调度控制,从而提升需求侧灵活性［5］。

2 氢能供应链技术现状

氢能系统的供应链主要包含制、储、输、用4 个环节。在以电和氢作为二次能源的能源系统中,电氢之间的耦合将变得更加密切,通过电解制氢、氢储运以及氢能综合利用技术,可以为电力系统的安全、稳定、经济运行提供可靠支撑,提升可再生能源在能源消费中的占比,促进碳减排,推进中国清洁低碳、安全高效的能源转型。

2.1 电解水制氢技术

目前,氢气的制取方法主要包括水电解制氢、化石燃料制氢、生物质制氢等。在现有氢能系统中,生产的氢气大部分来自化石燃料（约60%来自天然气和煤炭）,这与氢能的低碳环保理念并不相符。因此,基于可再生能源的电解水制氢技术的开发对于氢能助力能源转型以及电氢系统联合发展具有重要意义。电力系统可以向电解设备提供绿色的可再生能源,而电解制氢设备又可以作为电力系统中的可控负荷,助力新能源的消纳。电解水制氢技术实现了电能向氢能的转换,是电氢耦合系统的关键环节。图2 展示了电氢耦合背景下,氢能系统供应链中主要技术路径的结构图。

图2 氢能供应链主要技术路径结构Fig.2 Main technical path structure of hydrogen supply chain

附录A 表A1［6-10］给出了4 种电解制氢方式的技术参数。 碱水电解（alkaline water electrolysis,AWE）是最早实现工业化生产、最为成熟的电解水技术,目前已广泛应用于工业生产之中。得益于碱性的电解环境和成熟的工业技术,AWE 具有最低的造价和较高的安全性和可靠性［6］,目前已能实现较宽负载范围内的快速响应,且使用寿命较长。但碱水电解具有氢气纯度较低、电流密度低、体积和重量大的缺点［11］。

质子交换膜（proton exchange membrane,PEM）电解采用具有高质子传导性、低气体穿透性和薄厚度的PEM 替代传统的石棉［7］。PEM 良好的质子传导性使得其可以在更高的电流密度下运行（0.7～2.0 A/cm2）,对输入功率的波动做出快速响应［12］。目前,PEM 电解的响应速度可以达到秒级,运行功率可以在额定功率的5%～150%之间调节［13］,适应具有波动特性的可再生能源。但昂贵稀有的材料和组件使得PEM 的造价居高不下,而宽工况运行则会加速组件衰减过程,降低使用寿命［14］。

固体氧化物电解（solid oxide electrolysis,SOE）采用固体氧化物作为电解质。极高的工作温度抑制了电解过程中的反应过电压,降低了能量损耗,提升了电解效率。同时,其还具有可以在电解池和燃料电池之间转换的可逆运行特性［15］。但过高的运行温度提高了对电解池材料与结构的要求,使得整体造价较高。目前,SOE 技术的研究已随着示范项目的推进逐步进入商业化阶段。

阴离子交换膜（anion exchange membrane,AEM）电解采用只允许阴离子通过的AEM 作为隔膜。AEM 的使用提升了能量转换效率和氢气纯度［16］,避免了酸性和强碱性的反应环境,降低了对材料的要求［8］。然而,在电解反应过程中,AEM 的表面会形成局部强碱性环境,导致膜的降解以及电导率的降低,这使得运行时间和寿命成为AEM 电解的一个关键瓶颈［17］。目前,AEM 电解技术尚未成熟,研究仍处于实验室阶段。

2021 年,中国年弃风电量高达20.61 TW∙h,弃光 电 量 达6.78 TW∙h［18］,而 电 解 制 氢 技 术 的 发 展 不仅为绿氢的来源提供了有力支撑,也为电力系统中新能源的消纳提供了途径。目前,AWE、PEM 电解和SOE 均已突破兆瓦级,随着相关工程项目的落地,电解制氢已逐渐参与到电力系统之中。AWE和PEM 电解具有良好的波动电源适应性,可用于平抑可再生能源的功率波动、提高可再生能源的灵活性和并网能力；秒级/分钟级的响应速度以及宽运行工况使其在调频领域具有优势,可以参与电力系统的调频或调峰服务,维持供需平衡［19-20］；可以作为可控负荷进行需求响应,参与电力系统的优化运行［21］；还可以与整流器配合用于提供电压支持［22-23］。电解制氢系统作为灵活性负荷所具有的快速响应调节能力契合高比例可再生能源的新型电力系统,可以为电力系统的安全、稳定、经济运行提供有力支撑。因此,电解制氢技术的发展是电氢耦合系统建设过程中的重要一环。

2.2 氢气存储技术

氢能的高效存储是氢能运输、利用的基础,也是氢能保障电力系统安全稳定运行的重要支撑技术之一。以现有储能技术的经济性,电力系统仍难以大规模经济地存储电能,为保持系统实时的供需平衡,利用氢能的存储技术进行能量存储,结合运输技术将氢气运输配置到需要的地点,再通过燃料电池供电是实现电力系统中长期、大规模储能的方法,对电氢耦合系统的稳定高效运行具有重要意义。

根据氢气形态的不同,氢气的存储方式可以分为气态储氢、液态储氢、有机液态储氢与固态储氢4 种。

目前,高压气态储氢是技术最成熟、应用最广泛的储氢方式。该储氢方式的充放速度快,存储能耗低,结构相对简单,且相关技术成熟,成本较低。但储氢的效率较低,单位储氢密度小,安全性较差［24］。液态储氢大大提升了储氢密度［25］,但液氢的低温（-253 ℃）也提高了对储氢容器材料和结构的要求,液化过程需要消耗大量能量（约占总能量的30%～40%）,且挥发损失较大［26］,整体经济性还有待提升。有机液态储氢通过化学反应将氢气与有机介质结合,将氢气转化为液态饱和烃进行存储［24］,有效提升了储氢密度（质量分数为6.2%～7.3%）［27］,具有储氢密度高、稳定性好、储运方便等优点。其缺点是脱氢反应技术复杂,能耗大,所需温度高,整体存储效率较低。固态储氢是通过物理或化学吸附将氢气储存在固体材料之中［28］。固态储氢避免了高压和低温条件,具有储氢密度高、储氢压力低、安全性好、放氢纯度高等优势,但主流金属储氢材料的质量储氢率仍偏低。

除了上述4 种短期存储方式外,氢气还可以利用枯竭的油气储藏库、地下含水层以及岩穴实现中长期大规模存储。3 种方式均基于天然或已有气室进行存储,减少了投资成本和建设周期,大规模存储时经济性高（单位投资成本约在1.0 元/（kW ∙h）以内）,且存储容量大（可达太瓦时级别）,是理想的季节性储能方式［29］。

氢的存储特性使其可以实现短、中、长期储能,是极具发展潜力的储能介质,氢储能以及常见的储能技术特征对比如图3 所示［30-31］。氢存储技术也是氢气运输以及维持氢能供需平衡的基础,是氢能产业链的重要环节。对电力系统而言,一方面,短期的储氢与电解制氢装置配合可以促进电力系统的新能源消纳、平抑新能源带来的功率波动,与燃料电池发电装置配合可以促进电源的稳定供能,为电力系统提供黑启动、调峰调频等辅助服务；另一方面,风电、水电等可再生能源受季节性的影响较大,资源在不同季节之间分配不均,而氢气中长期的大规模存储可以帮助电力系统实现季节性的调峰以及大时间尺度的能源供需平衡。

图3 主要储能技术特征Fig.3 Characteristics of main energy storage technologies

除了常规的储存方式外,氢还可以通过化学反应转化为氢化物以实现大规模转存。目前,常用的氢化物有甲醇、氨、甲酸等,这些氢化物在标况下均为液体,可以大大减小储运难度,且氨、甲醇等氢化物已有成熟的产业链,市场需求量大,其生产、存储、运输及利用所需的各类基础设施已相对完善,这为氢气的大规模转存以及后续利用提供了巨大便利［32］。此外,这些氢化物的用途并不局限于氢气的存储,氢转氢化物的过程赋予了氢更多的附加值,转化为价值更高的氢化物本身就是氢气利用的经济行为,是氢气的一种消纳方式。总的来说,氢气的规模转存拥有广阔的应用前景,为氢能的存储与消纳提供了新的思路。

2.3 氢气运输技术

氢气运输是氢能系统中必不可少的一个环节,虽然该环节不直接与电力系统相关联,但氢气运输技术是氢能传递和优化配置的重要基础。氢气的存储和运输扩展了氢能的应用范围,可以解决氢能的跨区域利用难题,是实现可再生能源跨季节存储和跨地域输送的关键。通过氢气存储和运输技术的结合才能保证氢能系统的灵活性,从而为电氢耦合系统的能源优化配置和高效运行提供技术支撑,对构建多元融合的能源系统具有重要意义。

氢气的运输按运输工具的不同可以分为公路运输、船舶运输和管道运输。氢气的公路运输主要采用集装瓶和管式拖车,结构简单、操作方便,灵活性高,但储氢容量小,仅适用于短距离运输。相比于公路运输,船舶运输具有运输容量大、运送距离远的特点,但设施建设成本相对昂贵,且液化过程耗能大、效率低。管道运输具有传输容量大、效率高、能耗及运输成本低的优势,是氢能系统实现长距离、大规模低成本运输最有效的方式,缺点是设施建设成本昂贵,存在氢脆等问题。附录A 表A2 给出了主要运输方式的技术参数。

总的来说,高压气态的公路运输适合于氢能发展初期,满足氢能系统小规模、短距离运输需求。以液态氢为主的氢气船舶海运可以实现较大规模、长距离的运输,契合大规模跨洋跨洲的氢能运输需求；而未来随着氢能系统的发展、生产规模和运输需求的不断上升,氢气管道运输网络可以实现氢能的大规模、大范围覆盖,满足氢能系统的发展需求。氢气运输技术的发展不仅对氢能供应链的完善具有重要意义,也可以为电力系统以及能源系统提供更多支撑,解决中国能源资源分布不均的问题。在可再生资源富裕的西部地区,通过电解制氢可以消纳富余的可再生能源,制取低成本绿氢,以氢气或氢化合物的形式,通过管道运输或车船运输的方式将氢能送至东部负荷中心。在此形态下,可以降低电网外送通道和特高压等输电线路的负载率,缓解电网能源传输压力［33-34］。虽然目前氢转电-电网-电转氢的方式效率较低,但可以在一定程度上弥补氢能运输技术尚不成熟的问题,未来氢网、电网两种能源运输方式可以相辅相成,共同实现能源时空优化配置。

2.4 氢能综合利用技术

依据国际氢能委员会的预测,从2030 年开始,世界将开始大规模使用氢能,到2050 年,氢能将占全球最终能源消费的18%［35］。氢能供应链技术的发展情况如附录A 表A3［36-38］所示。清洁低碳的氢能在能源、交通、工业、建筑等领域均具有广阔的应用前景,氢能的广泛运用可以推动中国能源体系的清洁低碳、安全高效转型。氢能利用方式主要可以分为氢燃料电池、氢燃烧和氢化工3 种。

2.4.1 氢燃料电池

氢燃料电池通过电化学反应将氢能转化为电能,而电能又可以方便地转化为机械能、热能等形式。氢燃料电池既是氢作为二次能源重要的利用技术,又在电力系统中充当电能供应源,实现氢能向电能的转换,是电氢系统中重要的耦合环节。

氢燃料电池摆脱了卡诺循环的限制,具有较高的电热能量转换效率,且清洁无污染［39］。氢所具有的高能量密度赋予氢燃料电池载具长续航能力和高加氢速度,在交通领域具有广阔的发展前景,如氢燃料电池车、重载卡车、轨道交通、船舶、飞行器等［40］。氢燃料电池另一个用途则是参与电力系统固定式发电,主要形式包括分布式电源、备用电源和氢燃料电池热电联供系统［41］。分布式燃料电池电站规模可达兆瓦级,具有良好的场景适应性和扩展性,适用于偏远地区孤网的供电或为主网提供补充［42］。燃料电池备用电源则具有响应速度快、噪声低、占地小等优点,目前正逐步商业化,国内常见规格为3～5 kW,运行时间可超4 000 h。氢燃料电池热电联供系统通过燃料电池反应供电,同时又利用高温燃料电池工作时产生的余热供热,实现了能源的综合利用,有效提高了能源利用效率［43］。目前使用较多的为家庭式微型热电联供系统,功率为1～10 000 kW,电效率为50%～60%,总效率可达80%～90%［44］。附录A 表A4［45-46］展示了5 种主要燃料电池的技术参数。

截至2020 年,全球燃料电池的装机量达1 318.7 MW,预计在2060 年,中国交通运输领域的氢能需求将占总体的30%,需求量达4 051 万t；在发电与电网平衡领域的氢能需求将占总体的5%,需求量约600 万t。随着燃料电池的普及,大规模移动式燃料电池可以为能源系统提供更多的灵活性,如燃料电池载具可与电动汽车和电解制氢装置配合,削减能源需求的峰谷差,帮助消纳新能源。而固定式燃料电池则可以进一步作为固定电源、备用电源,既可以为电力系统的稳定运行和低碳转型提供支持,也可以为孤网提供能源支撑等。燃料电池将以吉瓦级以上的规模接入电力系统,成为电氢耦合系统中的重要一环。

2.4.2 氢燃烧

燃烧也是氢气释放能量的一个重要途径。氢气的热值高达140.4 MJ/kg,是汽油的3.2 倍、天然气的2.8 倍,且燃烧速度快、可燃范围宽。氢气可以替代或掺入现有天然气,作为燃气供给城市居民或参与供热服务。

在理想状态下,氢气燃烧的生成物只有水,但在实际反应过程中,受燃烧温度以及能量品位的影响,会产生氮氧化物等污染物。目前,主要发展思路是通过浓淡燃烧技术、化学链燃烧技术以及催化燃烧技术等克服这一缺点。

氢的能量还可以通过氢内燃机进行释放。相比于汽油和天然气,氢气的点火能量低,有利于持续燃烧,不易熄火；自燃温度高,有利于提高压缩比和热效率［47］；扩散系数大,混合气均匀程度高,燃烧充分,能够实现稳定高效的内燃机燃烧。相应的纯氢内燃机和掺氢内燃机技术正在开发中［48］。

氢燃烧是氢能利用最直接的方式之一,随着氢价的降低和相应技术的成熟,氢气将逐渐渗透燃气领域,减少能源系统对天然气的需求。预计在2060 年,氢气可替代32%的天然气需求,氢燃烧的氢能需求约占总体的4%,需求量达585 万t。

2.4.3 氢化工及其他利用

氢除了能作为能源载体外,还是十分重要的化工原料。目前,氢气在工业中被广泛用于化工、炼油以及冶金领域。在化工领域,氢气可分别与氮气、二氧化碳结合合成氨、甲醇、甲烷,以此为基础又可进一步制取氮肥、复合肥料、纯碱、乙炔、甲醛等［49］。在炼油工业领域,氢气广泛参与加氢精制、加氢裂化等环节,用于石油的精炼、催化裂化和重油的脱硫等［50］。在冶金领域,氢能可以作为优质的还原剂实现金属的冶炼,富氢冶金和纯氢冶金技术的开发使得氢冶金有望替代传统碳冶金［51］,实现冶金工业的清洁、低碳化转型。

目前,氢作为化工原料参与工业生产是氢气最主要的用途,其中,氨和甲醇等化工产品的生产占世界氢能需求的65%以上,炼油工业领域则消耗近25%的氢,只有约10%的氢被用于其他用途［52］。随着氢作为新型二次能源的不断发展,以能源形式消耗的氢气势必不断增加,氢气作为化工原料的终端消费比例将会减小,预计到2060 年约降至60%,但随着氢价的降低,整体需求量会继续上升,氢化工作为氢能最主要的消耗方式,其与电解制氢装置的结合会形成大规模电力系统负荷,进一步加深电氢系统的耦合。

3 氢能供应链支撑电网安全的关键场景

3.1 氢能供应链与电力系统的交互作用

当前新能源开发与电网建设脱节,为保证输电线路安全,很大一部分光伏发电被迫弃光,导致能源利用率降低［53］。中国西部光伏电站平均弃电率已达20%［54］。将多余发电转化为氢能可以提高电网性能［55］,用氢气取代煤炭发电可以降低碳排放［56］,氢能与电力系统协同运行已成为未来氢能发展的一大趋势。

图4 为氢能供应链与电力系统关系的三维说明图,用于更直观地认识氢能对电力系统的多时空影响。图中:氢能供应链与电力系统之间的连线箭头表示各氢能供应链组件于电力系统各侧的应用位置；氢能供应链与时间尺度的连线箭头表示各组件实现响应的时间尺度。

图4 氢能供应链与电力系统关系Fig.4 Relationship between hydrogen supply chain and power system

如图4 所示,氢能供应链主要包括制、储、输、用4 个环节,各环节可以分别为电力系统的发、输、用环节提供从秒级到季节性的多时间尺度支撑。首先,从电能供应侧展开,解读氢能供应链对电力系统的支撑作用。对于发电侧,太阳能和风能等可再生能源可为电解制氢系统供电,这一过程有助于新能源消纳,新能源发电侧与电解制氢系统协作可以改善由新能源特性导致的输出功率波动,进一步将产生的氢气进行储存利用,以及将其他氢能运输至发电侧,实现氢能供应链对发电侧各时间尺度的支撑；对于传统发电机来说,可以将获得的氢能通过固碳技术得到碳氢化合物,进而通过燃气轮机回馈给发电侧；电网侧与电解制氢系统协作可以缓解潮流阻塞、维持电网频率,同时电网和氢能输送之间有一定替代关系,氢能的输送可以分担电网送电压力,缓解潮流堵塞,实现氢能供应链对电网侧的秒级-小时级响应；消费侧的分布式光伏、户用储能等灵活性资源可与电解制氢系统协同,通过电解槽进行电转气以及对氢能的使用,实现氢能供应链对消费侧的小时级支撑。然后,从氢能供应链侧展开,解读氢能供应链各环节对电力系统的多时间尺度支撑方式。电解制氢系统可以实现超短期（秒级）的短时响应,缩短频率扰动的持续时间［57］,制氢过程同样可以参与氢能对电能的短期（小时级）支撑过程,储氢罐具有可以长期存储的优势,可实现从短期（小时级）到中长期（季节性）能源供需平衡的大时间范围内的储能需求［58］。氢气远距离输送可以通过管道或者卡车运输,将氢气传输到其他地区再利用燃料电池发电实现中长期响应。氢能通过燃料电池和燃料电池汽车等应用主要用于电力系统小时级调度响应。

表1 展示了电氢耦合系统现存形态和关键技术,以电能供应链的角度展开,从多时间尺度介绍现存形态,进一步对其中所提关键技术的优缺点进行讨论,PEM 电解槽的PEM 电解具有高质子传导性和较快的响应速度,但是其成本高和寿命短；碱性电解槽的AWE 安全性和可靠性高,使用寿命较长,但需要辅助设备去除杂质以提升氢的纯度；高压气态储氢充放速度快,存储能耗低,寿命较长,但安全性较差；碱性燃料电池的技术相对成熟,单机功率大、启停快且成本低,但体积较大,功率密度低；分布式燃料电池电站具有良好的场景适应性和扩展性,适用于偏远地区孤网的供电或为主网提供补充,规模可达兆瓦级。

表1 电氢耦合系统现存形态和关键技术Table 1 Existing forms and key technologies of integrated electricity-hydrogen system

结合图4 和表1 可知,氢能供应链在电力系统的发电侧可以实现全时间尺度的支撑,发电侧的短期支撑主要依靠PEM 电解槽和碱性电解槽的快速响应,小时级的短期支撑则依靠电解制氢和空气分离合成氨等形式,中长期响应则主要依靠氢能技术的季节性优势完成。氢能供应链对电网侧的响应主要由电解槽、储氢罐和燃料电池组合缓解电网侧拥堵,同时氢能的运输可以分担输电线路的压力,这一组合实现了对电网的短期响应,而PEM 电解槽的快速响应保障了对电网的超短期支撑；消费侧随着分布式燃料电池的发展,电解槽、分布式光伏及燃料电池的形态更加普遍,用户侧氢能的存在价值更多是对电能的短期支撑。

3.2 氢能供应链对电力系统的多时空尺度响应

3.2.1 发电侧

可再生能源有巨大的资源潜力和清洁度被视为减少碳排放和环境污染的有效途径［59-60］。光伏、风能等产业作为可再生能源利用的主要形式,已经实现了快速大规模的发展。然而,绝大多数可再生能源具有间歇性和不确定性,大规模光伏、风能发电的并网已逐渐成为一个全球性问题,在一定程度上阻碍了可再生能源产业的发展［61］。氢能对发电侧的支撑体现在每个时间维度。

氢能供应链对新能源发电侧的秒级-分钟级响应支撑并未被完全开发研究,许多研究并未考虑频率的影响。文献［62］提出一种含制氢环节的新能源系统的基本架构,结果显示,系统中增加制氢和储氢环节可以在极短时间内实现抑制输出功率波动,以及提高系统的故障穿越能力和运行稳定性。文献［57］表明,在集成电氢系统中,电解质膜氢电解槽在1～2 s 内以快速有功功率输入变化的形式提供应急后频率响应。文献［63］提出的风光氢超级电容系统同样可以稳定电压、优化电能质量、提高电能供应可靠性。文献［64］研究了电网规模的氢电解装置快速频率响应的建模基础,并通过对实际案例的模拟验证了其建模的氢电解槽可以支持低碳系统在正常和极端停电情况下更安全、更具弹性的运行。运行PEM 电解和碱性电解系统时,满载响应时间在1 s 到几秒不等,从而允许PEM 电解和碱性电解提供电网平衡服务［59］。PEM 电解槽和碱性电解槽都能够通过增大或降低电堆功率来提供秒级响应,从而缩短电网中频率扰动的持续时间［57］。电解槽极大地支持稳定和弹性的系统运行,但同时对频率控制构成威胁。

小时级响应支撑的相关研究中,文献［65］使用数值模型,根据历史负荷、风能和太阳能等概况确定其能够提供给电解制氢装置的最大功率来确定装置尺寸,然后通过燃料电池系统的动态调度,将产生的氢气用于重塑电力负荷曲线。文献［66］提出了一种大规模新能源制氢系统模型,考虑实时电价变化、多电解槽运行状态和新能源的间歇性,以小时为步长,满足供需平衡并提高发电侧新能源系统出力的稳定性。发电侧小时级响应主要根据预测结果实现电网调度,通过氢能供应链完成发电侧功率调节［67］。对于季节性的中长期响应,文献［68］考虑时间和空间相关性,选择典型日来确定规模,利用季节性储氢罐有效、经济地储存剩余电力,在电力短缺时为系统提供大量能源,实现能源的跨季节利用,采用电-氢-热-冷联产的综合能源系统更具经济性。文献［69］将氢能应用于地下太阳能存储项目,地下储气罐用于容纳氢,平衡可再生能源季节性供应。此外,文献［70］考虑光伏发电的输出特性,以光伏发电限电最小为目标建立并网调度模型,考虑不同储存配置下制氢过程的制氢系统运行控制策略,提出考虑并网方式、储氢方式、输氢方式以及输氢距离的最优容量决策方法,并以中国青海示范工程为例,验证了其可行性,此方法对减少二氧化碳排放、实现清洁生产具有指导意义。除了光伏,还有电解制氢与风能等并网协同运行。文献［71］研究了一种基于海上风力发电的制氢系统,该系统可以通过将电能转化为氢气来缓解能源削减。文献［72］讨论了基于制氢系统的风电场投资潜力,并提出了用于灵活风电场并网的混合储能系统运营策略。氢能供应链在新能源发电侧可以促进风光消纳,利用弃风弃光制氢,降低氢气制造成本,但是新能源耦合制氢系统存在流程长、效率偏低等问题,仍需对系统进行进一步优化。

3.2.2 电网侧

燃料电池发电系统和电解制氢系统等可以为电网提供辅助服务,如电解制氢系统可以缓解潮流阻塞,当线路容量不足时,氢储能作为电解制氢系统的重要部分可以与燃料电池一起用于缓解输电和配电线路的拥堵［22,73］。氢能供应链对电网侧的支撑主要体现在小时级或更短时间尺度上。

当可再生能源发电超过了出线容量或者负载需求时,多余的电可提供给电解制氢装置来产生氢气。潮流阻塞往往会升高电的市场价格,以及降低可再生能源的利用率［21］。氢能供应设施也有助于推迟对新的、昂贵的输电和配电设备的投资,延缓扩展投资规划。氢气设备可以实现电压支持,将燃料电池和电解制氢装置通过电力电子设备连接到电网,燃料电池和电解制氢装置通过逆变器或整流器控制提供或吸收无功功率来满足当地对电压支持的需求。同时,可以通过协调注入或吸收功率来保持电网频率接近其参考值,以确保小时级供需平衡［74］。文献［75-76］分析了大规模电转气（P2G）的整合,基于可再生能源装机容量的大幅增加,评估了P2G 装机的可能性,并分析了将氢能作为主要供能资源,与太阳能和风能协作削峰的性能。氢能供应链在电网侧的应用可以减少系统升级成本,提高电网的供电可靠性,但投入的电解槽和燃料电池作为氢能供应链的重要一环,无论是制氢还是消耗氢气都会产生大量热能散失,降低效率,因而每个环节都应考虑提高能源利用率。

3.2.3 消费侧

氢能供应链在下游消费端的应用主要包括与分布式光伏协同、将多余光伏发电通过电解制氢装置产生氢气以实现P2G、将氢气通过燃料电池在家庭中实现热电联供,以及燃料电池车用等,通过将氢能与消费侧结合,消耗多余光伏等可再生能源以及将氢能利用的方式推动用户侧零碳能源的消耗,氢能供应链在下游主要参与环节为小时级调度。

燃料电池的高性能、低维护成本和自由排放优势,使其拥有应用于混合可再生能源系统的极大优势［77］。集成太阳能-氢气联合的热电系统可以为独立应用提供电力和热量（热水需求）［78］。文献［79］提出住宅燃料电池热电联产系统中燃料处理器系统和燃料电池堆在各自的有效负载系数下独立运行,为燃料电池堆的运行开发了最佳调度模型。文献［80］使用软件模拟太阳能-氢气联合发电和供热系统,为澳大利亚的农村家庭供电,该系统可以满足每年所需的电力需求和每年约95%的热水需求。文献［81］通过预测的天气数据,利用算法来增强尺寸精度,以优化偏远地区和孤岛系统风能、光伏和储存氢气的3 种混合动力系统场景,其混合能源系统加入氢气后更加稳健。氢能供应链可以在消费侧与分布式能源配合,提高系统稳定性,但系统运行可靠性仍需要提高,同样存在前面各环节提到的流程长、效率低等问题,需要在规划设计、运行策略以及经济评估等方面作改进。

4 电氢耦合的关键问题

4.1 规划设计

中国光伏等新能源发电弃电严重,发电效率低,氢气基于能源的燃料电池混合能源系统已被用于提高可再生能源的可靠性和连续性［82-83］,在替代能源技术中,氢气被认为是一种重要的能源载体,可以克服石油和自然资源枯竭、气候变化和环境污染等问题。

文献［84］提出一种利用剩余电能制氢的混合能源系统,其结合太阳能、制氢系统和冷热电联产系统以实现冷却、加热、电力和氢气的产生。该系统为中国辽宁省大连市的3 座公共建筑供电,通过优化获得单位能源成本最低的系统配置,文献［85］提出了由光伏、电解槽、PEM 燃料电池组成的混合可再生能源系统的设计和优化方法,为土耳其温室提供电能和热能,结论显示该系统的平准化度电成本低且效率高。文献［86］提出了一种数据驱动的两级多准则决策框架,以研究单机风能、光伏、氢能系统的优化配置,目标是同时最小化平准化能源成本、电源损失可能性和功率放弃率,得到混合能源系统的规模,以满足中国甘肃省某离网工业园区电能需求。文献［87］研究开发并应用了一个模拟可再生能源渗透率极高时电力系统平衡的模型,分析了氢作为大规模能源供需平衡主要储存手段时的容量需求,同时实现了区域的100%清洁供能,最后讨论了可能的替代方案,包括与燃料电池存储系统的比较。针对电氢耦合系统规划设计研究中对可再生能源出力随机性考虑不足的问题,对于氢能这类可长期储存的能源应考虑多能源系统中的时空互补性,体现能源和负荷的季节性差异和中长期特性。目前,国内外针对电氢耦合系统规划运行进行的研究可以归结为:电解槽及燃料电池与风光配合实现电氢耦合,以成本、环境和能源利用率等不同出发点的系统收益最大化为目标,协调燃料电池在并网供电容量与氢能供应系统装置装量的容量配比。

中国首个兆瓦级氢能源储能电站为PEM 电解水制氢及燃料电池发电示范项目,首次实现了兆瓦级氢储能在电网领域的应用。目前,电氢耦合系统的技术不断发展,但是氢能制、储、输、用各环节的成本依然相对较高,AWE、PEM 电解、大规模氢气存储、掺氢管道网络建设等关键技术的发展对于氢能系统整体经济性的提升具有重要意义。

4.2 优化运行

新能源与氢能耦合的情况下,为了保证光伏、风电等可再生能源生产与电解负荷相匹配,避免电网拥堵,有利于绿色制氢,需要实施限制［88］,通过优化调度和运行控制保证系统的最优运行。

文献［89］提出一种考虑风电制氢效率的风氢系统最优调度方法,以碱性电解槽制氢为例,提出一种基于分段模糊控制的提高电解槽阵列效率的方法,通过对电网实际运行数据的仿真分析,验证了所提方法的有效性。文献［90］提出一种考虑电解系统动力学自耗状态,将光伏电源连接到电解工厂的经济模型,该模型计算了电解系统的最佳小时调度,考虑了生产、备用和闲置等运行状态、生产中的负荷系数以及对电网的能源进出口等因素,模型结果显示该方法降低了制氢成本。目前,对于电氢耦合系统优化运行的研究可总结为:利用不同的组件构成系统,根据出发点不同列写不同的运行目标,通过组件和系统约束寻求系统经济运行的计划。此外,也有考虑新能源出力和负荷的预测不稳定性,通过滚动预测优化弥补长时间尺度预测带来的误差。新能源出力不稳定带来的问题是电能耦合系统运行控制要解决的关键,目前,国内外相关文献的应用角度是主从控制,将系统结构分为上、下层,系统层次采用协调控制策略,将系统的每个运行状态划分成不同的运行模式,其中,各层可以是器件控制以及系统稳定性控制。电氢耦合系统运行控制根据关注重点不同,主要分为降低制氢成本和提高制氢效率,此外,还应更加关注社会综合效益以及运行稳定性和对电网的支撑作用。

在Thüga 项 目 中,300 kW 的PEM 制 氢 装 置 能够针对波动的可再生能源进行响应,将其以氢气方式储存,并注入当地天然气管网［90］。电氢子系统之间的耦合机理复杂,如何利用电氢系统之间的耦合关系构建其协同运行模型,提出合理高效的电氢耦合系统规划设计和优化运行技术,是实现系统的安全平衡和高效稳定运行的关键技术。

4.3 市场交易

氢气被视为未来可持续能源系统的关键组成部分,通过对新能源制氢系统进行可用性和可靠性等分析来关注氢气生产系统的完整技术、环境、社会和经济评估的研究,可以对研究人员、政府政策制定者、不同行业和能源市场客户起到指导作用。

文献［91］使用模糊层次分析法对传统能源电解、风能电解、光伏电解、核热化学水分解循环、光电化学电池电解等不同的制氢方案进行可持续性分析,通过考虑经济绩效、环境绩效、社会绩效、技术绩效和可靠性这5 个标准来评估不同制氢方法的可持续性。文献［92］对光伏电站制氢进行了综合评估,研究结果表明,光伏电解是一种可持续的替代方案,可以小规模和大规模生产氢气。文献［93］对14种不同的制氢过程进行了比较,进而对其可持续性进行评估,评估过程考虑了生产成本、系统效率、可扩展性和投资成本等,此外,还对传统制氢方法和新型氢气生产方法的可持续性进行了对比,得出热化学热解和气化是最具经济效益的制氢方法,未来将发挥较大潜力的结论。基于绿色证书的交易机制,发展绿色氢能证书交易机制,文献［94］根据新能源制氢公司以及氢气销售公司的共同利益关系,构建基于共享收益的绿色氢能证书交易机制模型,提高个体期望利润。文献［95-96］建立了含氢能、电能、热能的综合能源交易机制,使市场交易在多能源之间得到耦合,提升能源使用效率。氢能供应链在电力系统的支撑作用主要体现在消纳新能源和提高电力系统稳定性方面。随着氢能系统的发展,电解制氢系统可以作为辅助服务供应商参与电力市场,同时,氢燃料电池以及燃氢轮机等发电设备也可以为电力系统提供灵活调峰、黑启动、备用等服务。在含氢能的综合能源市场交易中,制氢方式对成本有重要影响。目前,国内外制定了多种标准评估各制氢方式,为提高能源使用效益建立综合能源交易机制。电力市场与氢能市场之间的耦合关系将愈发密切,目前,氢气的主要来源依然是化石燃料,交易体系相对传统,绿氢的生产缺乏有效的激励措施,如何构建契合未来高比例可再生能源制氢场景下的氢气交易机制和定价机制是氢能系统发展的关键问题之一。同时,电氢市场的时间尺度存在一定差别,如何实现电氢市场之间的高效融合,如氢能系统如何参与电力系统的调峰调频等辅助服务对促进电氢系统的深度融合具有重要意义。

5 存在的问题和政策建议

5.1 存在的问题

据预测,至2060 年,中国可再生能源制氢将达到1 亿t（占比为77%）,电解装机预计达500 GW。尽管电氢耦合技术未来市场前景广阔,要实现在能源系统中的大规模应用,尚存在亟待解决的问题及挑战。

1）成本居高不下,经济性尚难以满足技术普及应用。目前,主流制氢技术的生产成本如图5 所示。由于中国氢能领域的基础设施薄弱、技术成熟度不高,关键材料部件依赖进口,导致氢能各环节成本较高。以化石燃料为基础的氢气生产方式相对成熟,生产成本在7～25 元/kg 之间［97-98］,考虑到碳排放等因素,绿氢成本价格需降低至20 元/kg 以下才具有竞争力［99］。亟须加强高效氢能制取、储运、规模转存和燃料电池等环节技术创新,突破“卡脖子”难点,降低绿氢生产成本,开拓氢能市场。

图5 主要制氢技术的生产成本Fig.5 Production cost of main hydrogen production technologies

2）系统形态和关键技术研究尚不充分,氢能系统效率亟待提升。氢能对电力系统的多维度支撑研究刚刚起步,相应示范工程较少,对电力系统源-网-荷侧与氢能耦合互动的系统形态和关键技术的研究尚不充分,缺乏氢能与电网规划、风光耦合的波动性制氢、适用于电力系统的高密度储氢、电氢耦合运行控制、氢能应用安全等方向的研究。同时,氢能从全环节利用效率来看,一般仅为30%左右。因此,在满足电氢系统安全稳定运行的前提下,亟须提升系统的整体效率和新能源利用率。

3）缺少针对氢能安全特性的安全技术及安全管理。氢气具有易燃、易爆和高压等特性,制氢和储氢安全是非常重要的问题。当前,制氢和储氢安全标准大多针对工业和实验室场所制定,没有考虑到日益扩大的氢能源应用领域,如汽车、热水器等家庭和商业用途。同时,标准与技术发展不匹配,随着制氢和储氢技术的不断发展,许多新的安全隐患也随之而来。现有的标准可能无法及时跟上技术进步的步伐,从而无法全面保障制氢和储氢的安全。

4）市场机制尚不健全。目前,针对可再生能源发电制氢的支持性电价补贴政策、覆盖氢储能的储能价格机制、氢储能直接参与电力市场交易机制以及绿氢的溯源、认证和强制配额政策等尚在摸索过程,制约了产业的发展和异质能源之间的融合［100］。

5.2 政策建议

2022 年,国家发展改革委发布了《氢能产业发展中长期规划》,明确了氢能是战略性新兴产业的重点方向,推进了中国氢能产业的高质有序发展［101］。美国能源部发布了《国家清洁氢能战略和路线图》,提出在氢能高效利用、成本降低、区域网络建设等方面的发展战略和支撑政策［102］。欧盟委员会发布了《欧洲廉价、安全、可持续能源联合行动》,明确了高比例可再生能源下氢能系统的发展目标［103］。日本自然资源与能源署发布了《以实现氢能社会为目标,建构大规模氢能供应链》,大力推进氢能供应链的建设［104］。针对目前中国氢能发展存在的问题并结合各国的发展经验,本文提出4 条氢能发展政策建议如下。

1）强化顶层设计,推进电氢协同发展

充分发挥氢能对新型电力系统的支撑作用需要加强顶层设计,以系统思维统筹考虑电力系统与氢能系统的协同规划,明确氢能在源、网、荷、储各环节应用发展的路线图,制定电氢系统近、中、远期阶段性规划目标和任务,提出符合地域发展的电氢系统规划方案,统筹激励政策设计、应用引导和优化补贴政策,并在实施过程中不断完善。

2）坚持创新引领,确保核心技术自主可控

围绕新型电力系统建设和氢能高质量发展重大需求,持续加强电氢耦合方向科研布局,突破短板弱项,尽快掌握适应波动性电源的大规模电解制氢装备与控制技术,攻克贵金属电解制氢核心材料与部件研发,加强高密度储氢新材料研制,探索规模制氨、醇等转存新技术,突破燃料电池材料-部件-系统环节核心技术,实现自主可控的燃料电池系统批量生产,积极推进试点示范和工程化应用,形成具有中国自主知识产权的电氢耦合技术体系。

聚焦产业链关键技术和共性技术,构建多层次、多元化创新平台,依托龙头企业整合行业资源,统筹布局电氢耦合技术创新中心、工程研究中心等创新平台和基地,加强电氢系统与信息、大数据、人工智能等技术融合共建,搭建产业大数据平台,支撑产业发展［105］。

3）统筹电氢产业布局,推动示范应用

综合考虑资源禀赋、技术与产业基础、市场需求、经济性等因素,统筹电氢产业布局,合理推动应用示范。选取可再生能源渗透率高且消纳需求迫切的区域,建设电-氢协同的多能互补示范工程,研究微电网、有源配电网、局部直流电网等场景下系统运行方式、氢储能电站参与电网的灵活性调节能力,统筹推动电氢在交通、工业等方面的多元化应用,因地制宜建设“油氢电”一体化综合能源服务站、“电氢气热冷”综合能源供应站［106］,逐步构建跨区域联通的电氢能源交通综合示范线,结合燃料电池汽车示范城市群、“氢进万家”示范建设,实现区域联动发展。充分发挥电氢系统在绿色低碳转型和高排放、高污染行业绿色发展中的重要支撑作用。

4）强化机制创新完善市场机制,构建电氢系统商业发展新模式

加强电氢产业政策支持,完善市场机制,研究并推动实施政府补贴、税收减免等财税政策措施,鼓励地方政府结合自身情况制定配套鼓励政策,着力解决制约电氢市场的瓶颈,不断提升市场竞争力。积极促进电氢系统参与电网辅助服务市场、碳交易市场,提升电氢系统经济收益,释放市场对电氢系统多元化发展的需求,持续深化电力-氢能市场的耦合程度,建立电力、氢能、碳交易等多类型能源耦合市场的全新商业发展模式。

6 结语

以电和氢为代表的载体能源呈现出来源多样化、应用场景多元化、转换灵活和运行零排放等形态特征。基于此,电氢系统将电和氢作为核心能源载体,通过氢能供应链和电力系统耦合互动,支撑可再生能源的大规模消纳,保障电力系统运行安全,实现多领域深度脱碳,其具体作用形式表现在时间和空间维度上。其中,时间维度上,氢能供应链向电力系统提供短时、日前、跨季节等多时间尺度的辅助服务；在空间维度上,氢能供应链参与电力系统源-网-荷-储多环节协同运行。近年来,氢能供应链技术趋于成熟,为电氢系统关键技术的研究奠定了良好基础。一系列政策的出台也为产业发展带来了契机。在“双碳”战略目标引领下,推动未来产业发展,应以系统视角统筹推动电氢协同发展,“抓关键、补短板”持续推动核心技术攻关,不断完善产业发展环境,推动场景驱动下的机制创新和区域协调发展,构建电氢系统商业发展新模式。本文综述了电氢耦合系统的形态和关键技术,提出了产业发展面临的关键问题和建议,是对能源系统形态的有益探索,有利于支撑新型电力系统建设,维护能源供给安全,支撑能源低碳转型发展。

本文得到华北电力大学王鹏雅的大力支持与帮助，特此感谢！

附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读网络全文。