中國氫能產業展望（二）——氫能的應用場景

       展望未來，隨著能源結構的轉變，儲能市場將出現多樣化的技術路徑，各路徑在實際應用中互為補充。2021年底，全球儲能總容量已超過200吉瓦。其中抽水蓄能(86%)仍然是最廣泛使用的長周期、大規模儲能技術；其次是主要用于短期和分布式可再生能源存儲的鋰電池儲能(11%)2。隨著可再生能源比例提升，氫儲能預計將在發電側可再生能源的大規模、長周期儲能中發揮愈發關鍵的作用，尤其是在中國西北等風光資源豐富的地區。

       （二）氫儲能在可再生能源電網中的應用

       以氫能為核心的化學儲能系統涵蓋了氫氣制備、儲運以及以氫為燃料的發電（參閱圖12)。氫儲能應用的核心是氫與其它能量形式(尤其是電)之間的轉換。在雙向的“電一氫一電”(power-to-gas-to-power,P2G2P)過程中，富余的可再生能源發電，通過電解制氫系統制備氫氣，然后將氫氣儲存下來，再用于燃氣輪機或燃料電池發電。整個過程中沒有碳排放，水和熱量是唯一的副產物。而在單向的“電一氫”(power-to-gas,P2G)過程中，儲存下來的氫氣則可作為一種商品進行運輸，并在工業和交通等多領域得到應用。

       電網系統的容量和靈活性可以通過氫儲能在發電側、電網側和用電側的部署得到提升和優化。在發電側，氫儲能在“電—氫—電”轉換過程中，可以促進可再生能源的消納，平抑出力波動、縮小與計劃出力的誤差；在電網側，氫儲能可用于調峰輔助、負載均衡；在用電側，則可以作為靈活性資源參與需求響應，用于峰谷套利，或作為備用電源以及離網電源使用。

        （三）氫儲能的進展和挑戰

        目前，全球氫儲能已進入示范應用階段，已有在實際電網中進行的完整兆瓦級示范項目。近年來，多個國家均在積極進行大規模氫儲能項目的示范。

       1. 在中國，在接下來的三年里，規劃總規模超過200兆瓦的氫儲能項目將陸續落地。例如，2021年12月，國家電網子公司與大連化學物理研究所合作，在安徽六安投入使用了質子交換膜電解制氫、儲氫和氫燃料電池發電系統。該項目制氫能力為220立方米/小時，配備了一個200千克的儲氫容器(20MPa)和六套200千瓦的燃料電池發電系統。

       該項目標志著國內第一個兆瓦級儲氫電站 的誕生。此外，國家電投西藏分公司在建的“風光電—氫—電熱”示范項目、大唐集團投建的山西首座氫儲能綜合能源互補項目等，也均將在未來三年落成。

       電網對靈活性的要求與日俱增，氫儲能系統有望隨著發電廠的升級改造在2030年形成規?；瘧?參閱圖13)。摻氫燃氣輪機發電技術可能更適用于天然氣豐富的地區，但中國的一個特殊情況是，對火電設施進行較小改造后實現摻氫燃燒可能更具推廣基礎，這是由于中國目前仍然嚴重依賴燃煤發電，并且已有大量的火電廠。由綠氫制成的綠氫可摻入煤炭中燃燒，使傳統的火電廠脫碳。例如，國家能源集團已經成功在40兆瓦的燃煤發電機組上進行了摻氨35%的示范。

       2. 在法國，Smurfit Kappa集團成功打造了氫能綜合利用示范項目Hyflexpower，該項目由電解水制氫設備生產氫氣，并實現了30%摻氫的燃氣輪機發電，成為了全球首個工業級規模的氫儲能發電示范項目。

       3. 在美國，ACES項目旨在開發世界上最大的氫儲能系統設施之一，該項目將為猶他州三角洲地區的Intermountain電廠提供跨季節長時儲能。該火電廠將在2025年之前被改造成840兆瓦的聯合循環機組，實現摻氫30%燃燒發電，并在2045年之前實現100%燃氫發電。

       4. 在日本，近70家能源企業、科研院所與相關組織發起SIP“能源載體”項目30,自2014年以來一直致力于氨作為零碳燃料和氫能載體的相關技術研發與產業應用示范工作。目前，在中小型燃氣輪機的摻氨燃燒和鍋爐的煤粉摻氨燃燒發電等領域，均取得明顯研究成果和產業化應用。

       然而，氫儲能這一領域也面臨著諸多挑戰。由于“電—氫—電”過程往返效率較低，且氫儲能基礎設施不成熟，目前氫儲能系統的總體經濟性較差，無論是技術還是商業化層面均存在進一步突破的空間。

       受技術和規模的制約，與其他儲能系統相比，氫儲能系統在當前缺乏經濟性上的競爭力。研究表明，目前國內氫儲能系統的初始投資高達1.3萬元/千瓦，而抽水蓄能的成本僅為7,000元/千瓦，電池儲能則為2,000元/千瓦。氫儲能系統最大的成本構成是固定式燃料電池系統，占總投資的近七成。為了實現更廣泛的應用，氫儲能系統(特別是燃料電池系統)仍然需要持續的技術創新來提升性能，并將成本降低至有商業競爭力的水平。

       為了解決這一問題，燃氣輪機、鍋爐、燃料電池制造商以及相關的研究機構正不斷推進技術創新，并通過示范項目不斷驗證和突破整體商業可行性。例如，氫燃料在熱電聯產中的應用，因其更高的效率(包括熱效率)而受到關注。此外，相關方也在積極探索新的技術路線，如高溫可逆燃料電池(RFC)等。

       此外，業內也在持續努力推進氫能在下游產業的直接應用，比如在燃料電池汽車加氫站中的應用。氫能的直接利用省去了氫電轉化過程中的能量損失，進而能夠提升整體經濟性。麻省理工學院的一項研究”表明，基于目前電網電價較低的情況，短期內氫能的終端直接應用相比其在發電側的應用更具經濟性優勢。

       以中國西北地區的某即將投入運行的綠氫示范項目為例，該項目預計利用上游光伏電站的綠電直接驅動總規模超過50,000標準立方米/小時的電解水制氫系統來生產綠氫，并供應到石油煉化工廠，實現大規模氫儲能及氫能綜合利用。這一項目受益于當地豐富的光照資源，其綠氫成本可以與當地的灰氫價格持平，甚至在一定條件下更優。

       氫儲運基礎設施對氫儲能的應用也尤為關鍵。目前，氫儲存和運輸的各種技術路線處于不同的成熟度和成本水平，我們將在本報告的第三部分詳細討論。氫儲能系統的廣泛應用，不僅需要氫儲存和運輸方法的最佳組合，更重要的是需要大規模氫基礎設施的建設。氫基礎設施的落地需要頂層規劃與實施層面的激勵措施相配合。

      三、氫工業

      （一）氫在工業領域的應用

       氫在工業領域的應用非常廣泛。2021年，全球氫需求量超過9,400萬噸，其中超過99%來自工業領域（參閱圖14)。

       石油煉化是目前氫氣的最大應用，該領域全球每年消耗超過4,000萬噸氫，約占總需求的42%。此外，氫在工業領域的其他主要用途還包括合成氨、甲醇制備和直接還原鐵生產。在這些工業環節中，氫氣被廣泛用作原料或還原劑(參閱圖15)。

      （二）由灰氫轉向綠氫

      未來氫在工業領域的發展將更多圍繞上游制氫環節。如今，幾乎所有的工業用氫都來自于化石燃料，即灰氫。2021年全球因制氫過程產生的二氧化碳排放量超過8.3億噸33,這樣的排放水平如果持續下去，氣候目標將無法達成。因此，工業領域勢必逐漸由灰氫轉向綠氫，即用可再生電力電解水制氫。

      這一轉變趨勢已經開始。2021年，電解水制氫電解槽的總裝機容量增長了70%,達到510兆瓦，但綠氫的滲透率仍然很低，主要瓶頸在于綠氫的經濟性。目前，綠氫的平準化成本(LCOH)要遠高于灰氫。根據國際能源署，基于2050年凈零排放情景，全球綠氫和灰氫(煤制氫)預計在2030年實現平價，LCOH收斂于1.5-4.0美元/千克氫氣(參閱圖16)。這有賴于綠氫制取在技術和經濟性上持續取得突破。

上述綠氫和灰氫的成本平價趨勢，將主要來自四大因素的推動(參閱圖17)。

      1. 電解槽成本降低 ：堿性電解水制氫(AEC)技術是發展最早、也是目前最成熟的電解槽類型。其他主要技術，如質子交換膜(PEMEC),尚處于商業化應用早期，目前成本高于堿性電解水制氫技術。未來隨著電解槽裝機量的提升，規模經濟效應將進一步降低平準化成本。如果在工藝和材料技術上有所突破，設備價格將有進一步下降的潛力。

      2. 可再生能源電價下降：綠氫成本的80%-85%來自電價，這使得綠氫的成本對可再生能源電價高度敏感。假設煤價為800元/噸且不征收碳稅，當可再生電力的每度電價格達到約0.16元/千瓦時，綠氫和灰氫(煤制氫)的平準化成本有望打平(參閱圖18)。一些綠氫項目已經與可再生能源電力供應商簽訂了協議，以保證廉價電力的持續供應。隨著可再生能源裝機量的持續提升，可再生電力的價格有望繼續下降。

      3. 電耗水平優化：電耗水平是影響電力總成本的另一個因素。目前對于大多數綠氫制備廠商來說，利用堿性電解水制氫系統制取綠氫的全系統電耗約為5.1-5.2千瓦時/標準立方米。隨著未來技術的突破，預計2030年左右可達到4.3-4.5千瓦時/標準立方米，進而降低約7%的平準化成本。

      4.  碳稅的出臺：盡管目前大多數國家尚未開始征收碳稅，但可以預期，碳稅政策的實施將有效推動凈零排放的實現，通過推高化石燃料產氫的成本，進一步縮小綠氫和灰氫之間的價格差距。例如，在無碳捕集、利用與封存技術(CCUS)的情況下，征收700元/噸二氧化碳的碳稅，相當于灰氫(煤制氫)成本增加14元/千克氫氣。假設煤炭價格為800元/噸，碳稅為2,000元/噸(即約700元/噸二氧化碳)，當可再生能源電價達到約0.4元/千瓦時，綠氫和灰氫(煤制氫)將實現成本平價(參閱圖18)。