氢能产业迎来发展“春天期”,电氢协同助力新能源消纳

 2022-09-11    11  

电-氢协同助力新能源消纳。 图源:国网能源研究院能源互联网研究所科室主任孔维政演讲资料

华夏时报(www.chinatimes.net.cn)记者 陆肖肖 北京报道

氢能产业迎来发展“春天期”,电氢协同助力新能源消纳

在政策的支持下,越来越多的城市发布了氢能产业规划,氢能产业进入快速发展时期。9月6日,《河南省氢能产业发展中长期规划(2022—2035年)》发布,文件显示,到2025年,氢能产业关键技术和设备制造领域取得突破,产业链基本完备,产业链相关企业达到100家以上,氢能产业年产值突破1000亿元。推动多能互补耦合发展。发挥氢储能调节周期长、储能容量大的优势,逐步开展氢能在可再生能源消纳、电网调峰等场景示范应用。

有专家表示,当前我国氢能产业发展迅速,但目前产业发展仍处在初级阶段,还有绿氢生产成本高,氢能装备部分器件存在“卡脖子”问题,制取、储运和使用过程中存在一定的安全隐患等问题。未来氢能需要同新型电力系统协同发展,氢能作为高度可调节负荷,有效提升电力灵活性和安全性,促进新能源消纳利用。

氢能产业迎来发展“春天期”

氢能产业在我国迎来快速发展时期。今年三月份,3月23日,国家发展改革委、国家能源局联合研究制定了《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》,计划到2025年,燃料电池车辆保有量约5万辆,部署建设一批加氢站。可再生能源制氢量达到10-20万吨/年,成为新增氢能消费的重要组成部分,实现二氧化碳减排100-200万吨/年。

9月4日,在中国能源研究会主办的氢能产业的“春天期”分析大会上,中国能源研究会特邀副理事长、中国南方电网有限责任公司原总经理钟俊表示,从行业实践来看,我国氢能产业呈现积极发展的态势,规模以上氢能企业已经达到300多家,我国去年产量达到3300万吨,约占全球氢产量的30%。由于氢能的特点,热值高、零排放、储量丰富,它将在“碳达峰、碳中和”目标实现中发挥积极的作用。作为电能的替代品,氢能应用范围可以覆盖交通、工业产业、能源转运、电量储能等各个领域。

“当前的氢能发展大环境很好,可以说如沐春风。”钟俊表示,氢能工作将是我国未来能源体系的重要组成部分,是能源终端实现绿色低碳转型的重要载体,氢能产业将是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。

当前,氢能的应用场景广泛,尤其是氢燃料汽车、氢能船舶等技术在突飞猛进的发展,从概念逐步落地。北京国氢中联氢能科技研究院有限公司投研孵化中心主任张岩告诉《华夏时报》记者,电解水制氢项目数量和规模攀升,制氢能源结构进一步清洁化;多个国家开展化石能源制氢+CCUS试点,项目单体规模倍增。加氢站数量及氢燃料电池汽车保有量和销售量稳步增长;氢燃料电池机车和小型船舶正在探索示范应用,大型船舶和航运已开展了研发应用。

氢能产业诸多问题待解

但总体来看,由于技术水平的限制,当前我国氢能还处在发展的初期。中国能源研究会副秘书长兼节能减排中心主任王凡告诉《华夏时报》记者,尽管氢能产业面对前所未有的机遇期,但也依然存在着不确定性。总体看,我国氢能产业仍处于发展初期,相较于国际先进水平,仍存在产业创新能力不强、技术装备水平不高、支撑产业发展基础性制度滞后、产业发展形态和发展路径尚需进一步探索等问题和挑战。未来,氢能与可再生能源、与新型电力系统等将紧密结合,成为助力“碳达峰、碳中和”的重要解决方案。

中国电科院技术战略中心主任闫华光表示,国家对氢能发展有了定位,但从当前现实来看,我国氢能产业还处在导入期,或者说是初级阶段。关键技术研发在近几年发展较快,2025年我国氢能技术要进入国际先进水平行列。经过十年的产业导入和孵化期,2030年后,随着可再生能源发电成本下降、技术产业进步,政策完善、标准体系完善等,氢能产业可能会有更大规模的发展。

闫华光直接指出了当前氢能发展的四大挑战:第一,目前氢能与电网协同发展缺乏整体规划和顶层设计,氢能在新型电力系统应用缺乏配套政策和机制的全方位支撑。第二,氢能装备部分器件存在“卡脖子”问题,核心关键技术有待突破,电氢耦合技术研究还需进一步加强,装备研发与工程建设能力还有待进一步提升。第三,绿氢生产成本较高,全寿命周期经济评价不健全,氢能产品性能、工程应用的安全可靠性及经济性也需要进一步提升。第四,电氢耦合标准体系有待完善,如何支撑与保障新型电力系统安全运行还需进一步研究。同时,氢在制取、储运和使用过程中存在一定的安全隐患,因此安全性是氢能推广应用的重要前提。

氢能如何同新型电力系统协同?

未来氢能产业的发展,离不开整个能源系统的协同发展。张岩表示,氢能的发展将遵循需求拉动供给的一般规律,其供需格局演变受产业布局演变、技术经济进步、安全保障约束、资源统筹优化等多方面因素驱动。“区域为主”统筹发展、“大基地”规模化开发、“先立后破”逐步替代将是未来十年可再生氢发展的重要特征,最终实现氢能乃至整个能源系统的跨区域、跨品类统筹规划、协调发展。

从长远来看,氢能同电力的关联性更强,产业需要同电力系统协同发展。闫华光表示,氢能在很多年前和电力是两条平行线,电力和氢能没有相互交叉和融合的可能性。随着国家双碳目标的提出,电-氢体系逐渐完善,对电力系统来说氢能混合会进一步加强,需要从战略上来考虑氢能未来在电力系统中的可能性。氢能发展原来主要是以煤制氢为主,和电力系统几乎没关系,但近些年大家对可再生能源电制氢非常乐观。

氢能未来同新能源相结合,可以形成“电-氢协同新能源模式”。国网能源研究院能源互联网研究所科室主任孔维政表示,在风光资源丰富的西部北部地区大规模部署电制氢、储氢、燃氢机组等设备,支撑新能源消纳和送出。生产的氢气既可供给本地用户使用,也可通过燃氢机组再次发电,作为电化学储能、抽水蓄能及调节电源的重要补充,保障电网外送功率的相对稳定可控。

由于新能源具有波动性,氢能同电力系统相结合,可以起到调峰的作用。孔维政介绍,在新能源资源丰富的源端,按照“相对平稳、午间多送”的两段式输电方式进行调峰。在受端,电制氢设备在午间输电高峰段开机制氢,并将部分氢气进行存储,在低谷时段储氢向燃气机组供氢,燃氢机组再发电,等效实现源端向受端平稳供电。

孔维政分析,电制氢可以作为高度可调节负荷,有效提升电力灵活性和安全性,促进新能源消纳利用。电制氢作为储能、电源,电制氢可以与储氢设备、燃氢机组或燃料电池相结合,实现新能源的大规模、长时段存储与转换,有效保障新能源的可持续、大规模开发利用。通过电转氢转其他能源的形式,氢能将成为连接电力行业与其他终端消费行业的重要媒介,有利于加强电网的能源枢纽作用,推动电力行业与工业、建筑、交通等行业的紧密耦合。

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