新型电力系统下吉林省电-氢协同发展分析及构想

胡 杰，李东耀，于 淼

（中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，长春 130021）

0 引言

2022年3月，国家发展改革委和国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，将氢能正式纳入国家能源体系，并明确氢是能源转型的重要载体。同年5月，两部委再次联合发布了《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，提出新能源开发利用仍存在电力系统对大规模高比例新能源接网和消纳适应性不足、受土地资源约束明显等制约因素，要求要全面提升电力系统调节能力和灵活性，推动新型储能快速发展。

吉林省有丰富的风、光资源，是“松辽清洁能源基地”的重要组成部分，新能源发展潜力巨大，但目前整体开发程度偏低，新能源开发与利用矛盾突出，在构建新型电力系统中仍存在较多的问题需要解决，对氢能作为新型储能载体的需求强烈。

本文分析了吉林省新能源与氢能发展现状，并对当前新能源发展面临的主要问题进行梳理，通过对氢能多种发展方式的分析，探究氢对全省新型电力系统构建的重要意义，并提出全省电-氢协同发展的构想以及未来全省电-氢协同发展的相关建议。

1 吉林省新能源及氢能发展现状

1.1 吉林省新能源发展现状

2021 年，吉林省新能源装机容量达1 120.6×104k W，约占全省装机容量的32.2%。其中，风电装机容量664.7×104k W，光伏装机容量345.9×104k W。2019年，吉林省风电建设由红色预警调整为绿色后，于近两年有较快增长；光伏建设情况一直较好，并在“十三五”初期出现爆发式增长。

2021 年，吉林省新能源发电量达221.6×108k Wh，约占全省总发电量的22.5%。其中，风电发电量137.9×108k Wh，光伏发电量52.3×108k Wh。全省新能源发电量比重逐年提高，近期风电利用时间维持在2 200 h以上，光伏利用时间在1 500 h左右。

吉林省西部地区所在的“松辽清洁能源基地”是“九大国家级清洁能源基地”的重要组成部分，新能源发展潜力巨大。吉林省风电年平均利用时间为2 700～3 500 h，可装机容量约为6 900×104k W；太阳能年平均日照时间为2 800～3 000 h，可装机容量约为4 600×104k W。截至2021年，全省新能源开发率尚不足10%。

1.2 吉林省氢能发展现状

吉林省氢能示范应用工作开展较早，为全省氢能产业规模化发展奠定了良好基础。目前，氢能试点建设项目主要有白城碱液联合质子交换膜电解水制氢试点项目、长春中韩国际合作示范区“可再生能源＋质子交换膜电解水制氢＋加氢”一体化试点项目、白城风电动态碱液制氢实验装置试点项目等。此外，氢能交通已在吉林省白城、延边等地区成功示范应用，全省建成示范加氢站3座，中国第一汽车集团有限公司已有氢燃料电池乘用车投入运行。

2 吉林省新能源发展面临的问题

2.1 新能源消纳能力不足

吉林省是典型的送端电网，“大机小网”特征突出。2021年，吉林省最大发受电量1 386×104k W，全省常规电源装机容量2 475×104k W，省内负荷不能满足电源发展的需要，送出需求强烈。此外，受地域和气候影响，在冬季采暖期，供热需求与新能源开发矛盾突出，电网调峰压力巨大，近10年火电机组利用时间均低于4 000 h。

经测算，在考虑吉林省新能源利用率95%的条件下，计及省间通道及鲁固直流输电能力，并叠加需求侧响应和跨省现货交易电量，全省新能源已基本无新增可消纳空间，亟须寻求新的消纳市场。

2.2 新能源开发力度不强

目前，风电已成为吉林省第二大装机容量电源，但风、光发电量合计仅占全省发电量的22.5%，新能源已开发比例不足10%，新能源利用程度明显偏低。在加快构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统大背景下，全省新能源将迎来新一轮快速发展，新能源定位也将由补充电源过渡为主力电源［1］，增强新能源开发力度，助力“双碳”目标的尽早实现尤显重要。

2.3 新能源资源与调峰资源匹配度不高

吉林省风、光资源较丰富地区主要集中在西部地区，而全省的常规水电、抽水蓄能电站等优质调峰资源主要集中在东部，风、光资源与调峰资源存在空间差异性。目前，西部地区风、光资源开发以规模化、集中式电站为主，通常采用电力汇集方式，经长距离、高电压等级在更大范围内消纳，为发挥系统调峰作用，须对电网网架结构提出更高要求，省内主干网架潮流涌动调整频次及运行压力也将明显增加。

2.4 新能源开发对调峰电源要求提高

受风、光等新能源发电间歇性和波动性特点影响，随着其接入系统规模的不断增加，系统出力可控性降低，系统运行的随机性和不确定性增加，对调峰电源要求不断提高。现有常规抽水蓄能及电化学储能等调峰手段，仅能满足小时级或日内调节需要，而随着新能源占比的不断提高，新能源在周、月、季、年等时间尺度上的不均衡性逐渐凸显，对长时段调节需求将更为迫切［2］。

3 氢能对吉林省新型电力系统建设的重要意义

氢能具有质量能量密度高、体积能量密度低的特点，可采用多种方式存储，是一种清洁、高效的二次能源，能够实现与新能源的协同发展。其中，制氢与燃料电池是实现氢能与电能相互转换的关键技术［3-5］，而作为一种优质的高燃烧热值燃料，氢能在重卡运输、铁路货运、航运和航天等交通领域也有很大的发展空间。氢能对吉林省新型电力系统建设具有重要意义。

3.1 电制氢提升电力系统灵活性

制氢过程通常按照碳排放情况，分为灰氢（煤制氢）、蓝氢（天然气制氢）和绿氢（电解水制氢）。目前，制氢以灰氢为主。而从新能源和氢能总体发展需求来看，以新能源电力制氢的零排放“绿氢”将成为电制氢未来发展的主流。

根据电解液的不同，当前具备大规模推广的电制氢技术主要分为碱性电解、质子交换膜电解、固体氧化物电解。其中，碱性电解技术电制氢负荷能够实现50%～100%可调；质子交换膜电解技术制氢负荷调节范围更大，启动时间短，爬坡速度快，“荷随源动”特点突出；固体氧化物电解技术能量效率高，可构成可逆电解池。电解水制氢主要技术对比见表1［6-7］。

表1 电解水制氢主要技术对比

通过电制氢的建设发展，可充分发挥其在较大范围内的功率连续调节作用，为满足全省新能源大规模开发提供有效的灵活性调节电源。

3.2 多元化储氢方式满足长时间储能需求

随着新能源规模的不断增加，新能源出力的波动性将体现在更长的时间轴线上，现有成熟的以小时为单位的电化学储能及抽水蓄能电站都很难满足新型电力系统的储能需要。

氢能的储存方式相对较多，如压缩气态氢存储、低温液态氢存储、制造燃料电池、天然气管道掺氢等。这些储氢方式的充放周期可在上千小时，能够满足日、周、月等长时间轴线的储能需求，增强高比例新能源对新型电力系统的电力平衡需求。抽水蓄能、电化学储能及氢储能优缺点对比见表2。

表2 抽水蓄能、电化学储能及氢储能优缺点对比

3.3 建设氢能电站改善电网运行

随着新能源装机占比的增加，电力系统转动惯量、调节能力和抗扰动能力明显下降，影响电力系统安全稳定的不利因素增加。此外，随着新型电力系统的发展，能源空间的不平衡性将更加突出。现有的以火电、抽水蓄能为主的调峰模式将越发不能匹配碳排放及新能源建设周期等要求，建设氢能电站，既可以将利用新能源电解生产的氢能再次转换为电能回馈电力系统，又能够为电力系统提供调峰资源和事故备用，从而提高电力系统运行安全稳定性，进一步增加新能源的消纳。

随着现有煤电机组的退役及有限抽水蓄能电站资源的开发，对以氢能为代表的大规模、长时间、跨区域的新型调峰资源需求将更为强烈。

4 吉林省电-氢协同发展构想

根据吉林省新能源发展面临的问题，为加快构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，充分发挥氢能作为新型储能载体的技术优势，对全省电-氢协同发展提出3点构想。

4.1 建立送端电-氢输电模式

从全省新能源发展迫切与电力需求偏小的矛盾出发，应考虑利用特高压直流通道送出电力的同时，实现送端电-氢输电协同利用。

在吉林省西部新能源集中汇集外送基地，建立电制氢、储氢及氢能发电站，实现送端“源网荷储”。其中，电制氢和氢能发电作为外送通道的调峰电源，能够提高西部新能源特高压外送通道的系统灵活性和运行稳定性。而储氢设备则作为储能措施，实现对长时间轴线上的调节能力。送端电-氢协同输电模式见图1。

图1 送端电-氢协同输电模式

4.2 建立电-氢就地消纳模式

在吉林省西部新能源富集地区利用新能源制氢，并直接应用于周边化工厂、汽车燃料电池加氢站等，丰富氢能产业链，扩大用氢需求。

该模式的应用，既可减少储运氢气的成本，又可避免电-氢-电能源转换过程的损耗，提高能源利用率。吉林省作为中国汽车产业和化工产业的摇篮，产业协同优势更加显著。同时，吉林省作为农业大省，对化肥的刚性需求强烈，采用该模式可以充分发挥省内现有产业基础与氢能产业快速融合的优势。此外，利用氢能发电站作为数据中心应急电源替代柴油发电机组，从而使得高耗能的数据中心可以完全使用新能源，实现数据中心零碳排放，有利于促进数据中心产业在吉林省的发展。

4.3 研究利用“中俄东线”输氢

当前，氢能储运成本约占到“制储输用”全产业链总成本的30%～40%［8-9］，是制约氢能大规模发展的“卡脖子”环节之一。

“中俄东线”是目前世界上距离最长的输气管道，其主要供应市场为东北区域、华北渤海地区及长三角地区，其中吉林省有长岭和双辽2个分输站及长岭—长春1个分支管线。

为解决氢能储运问题，建议近期结合省内及省间“中俄东线”天然气管网，充分利用天然气基础设施及管网覆盖面积优势，在天然气管网允许掺氢比例波动的条件下，实现天然气管网输氢，解决“绿氢”大规模生产、储运和消纳问题，从而大幅度降低碳排放量。

5 结论与建议

1）受吉林省“大机小网”、供暖期供热需求及风电大发叠加、东西部地区能源资源分布及电力系统运行需求等多方面因素影响，新能源开发程度整体偏低，新能源发展面临消纳能力不足、开发力度不强、与调峰资源匹配度不高及对调峰电源的要求提高等问题。

2）氢能作为新型储能载体，可通过电制氢—氢能发电提升电力系统灵活性、多元化储氢方式，满足长时间储能需求、改善电网运行，对吉林省新型电力系统的构建具有重要意义。

3）结合吉林省新能源开发及现有产业基础，提出建立送端电-氢输电模式、建立电-氢就地消纳模式及研究利用“中俄东线”输氢3种电-氢协同发展构想，促进近期吉林省电-氢协同发展，并在相关技术成熟后，推动建立电-氢-电循环发展模式。

4）氢能作为新型储能载体，在新型电力系统发展中，仍面临着在新能源随机波动情况下，制氢系统随工况变化对设备安全及运行的新要求、氢储能系统效率偏低及成本偏高、天然气管道掺氢所面临的氢脆及分离效率低等问题。建议加大对“绿氢”技术攻关与规模化研究应用力度，降低制氢成本，提高“绿氢”经济性；利用全省现有产业及政策优势，加快装备企业落地，提升自主化水平；推动氢“制储输用”全产业链建立，利用全省产业发展基础，发展本省化工、氢燃料产业，吸引国家中东部氢能消费产业进入吉林；提升本省氢能源高端装备制造技术竞争力，把握氢能发展路线先机，打造氢能技术产业高地。