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氢能作为一种优质的二次能源,在能源存储和利用中有巨大的应用潜力,且有助于新能源电量消纳。2022年3月,国家发展改革委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划(2021~2035年)》,明确了氢能产业的战略定位和绿色低碳的发展方向。发展绿色氢能可促进我国新能源规模化利用,助力实现“双碳”目标,为加快我国发展方式绿色转型提供强劲动力。
绿电制氢可促进新能源电量消纳
中国已成为世界上最大的能源生产国,风电和光伏发电装机容量均位居世界第一。新能源装机容量的快速增长给电网安全稳定运行带来了挑战。“十四五”中后期,预计新能源年发电新增装机容量仍将保持快速增长,新能源电量消纳挑战严峻。
我国新能源电量消纳能力主要受限于源荷反向分布、灵活调峰能力不足、新能源基地外送通道不够、电力市场机制不完善等因素。加快储能资源配置是提升新能源电量消纳水平的重要途径。
氢储能技术是具备物质和能量双重属性的储能技术,在能量、时间、空间三个维度上具有优势,是仅有的储能容量能达到太瓦级、可跨季节储存的能量储存方式。氢在新型电力系统中存在三种主要应用形式:一是通过电解槽把电变成氢之后,以氢或氢基能源的形式储存起来,再通过燃料电池发电;二是把氢和煤/天然气掺烧,国内已经有小规模示范;三是把氢制成氨或易于储存的甲醇,用作原料或者燃料。
在电力系统源侧,氢可发挥长时储能的作用,促进波动性电源的平滑上网;在电力系统网端,氢可参与调峰,在能源需求较小的季节存储多余的电量,在能源需求较大的季节释放。随着构建新型电力系统的不断推进,绿电制氢对促进新能源电量消纳的优势将逐渐凸显。今年,我国多个绿电制氢项目获批、签约或开建,已投产项目规模达4.9万吨,已立项产能合计约270万吨。
绿电制氢有助于构建新型能源体系
在能源消费终端,电能具有效率高、污染少等优势。源侧高比例新能源渗透和终端快速电气化将成为实现“双碳”目标的两大重要抓手。然而,电力生产、输送、消费具有瞬时性,储存和运输难度高于煤、石油、天然气等一次能源,加之新能源发电不稳定,使得100%的电气化难以实现。难以实现高比例电气化的行业主要包括长途重卡运输、冶金和石化等重工业、航运和航空。目前,这些行业的碳排放量约占用能领域碳排放总量的三分之一。实现“双碳”目标要构建新型电力系统,更要建设新型能源体系。
氢能在建设新型能源体系中可发挥不可替代的作用。氢电耦合等方式可推动形成煤油气、电热氢等灵活转换、多元互补的现代能源体系。氢能作为二次能源,在交通领域可减少汽油、柴油消费;作为高品质热源,在工业领域可减少煤炭、天然气等化石能源消费;作为大规模、长周期、跨季节储能方式,可提高电力系统灵活调节能力,促进新能源大基地电量集中外送;作为清洁化工原料和还原剂,可推动形成“风光发电+氢储能”一体化、“绿电-绿氢-绿氨(绿色甲醇)”产业链,与地方工业、农业发展相融合,促进化工等相关产业绿色低碳转型,带动相关地区经济社会发展。
未来,我国绿色氢能发展可考虑“两条腿”走路,一方面发展管道输氢,另一方面因地制宜地将绿电制氢与当地煤化工、石油炼化、冶金产业结合起来。
制储输用协同共促氢能绿色发展
目前,绿色氢能发展在制、储、输、用各个环节均存在一定挑战。需要政府、企业、高校、科研院所等多方力量协同,推动产学研用贯通,解决好氢能产业各环节存在的难点问题。
标准先行,加强绿氢标准研究制定。结合我国发展实际,进一步明确绿氢行业标准或国家标准,并与欧盟等国际组织制定的标准接轨,推动编制国际标准,为绿氢发展夯实标准基础。
降本增效,通过技术创新与市场机制改革,提高绿氢产业经济性。持续攻关新能源发电技术,提高制氢电解槽、储存及运输、燃料电池、内燃机等设备的可靠性,攻克绿电制氢难以适应新能源发电间歇性和波动性的技术难题,加强氢能产业投入与研发,加快氢能各项技术商业示范应用。支持绿氢减排量纳入自愿碳减排市场交易,逐步探索建设全国性绿氢交易所。
多管齐下,支持氢能储存运输技术朝着“低压到高压”“气态到多相态”“单一到复合”的方向发展,解决好绿氢跨季节大规模存储难、绿氢供需不匹配等产业堵点问题。在新能源资源丰富的“三北”地区,鼓励配套建设合成氨、合成甲醇等工厂,通过改进氢基能源合成技术来适应新能源发电波动性,促进绿氢就地消纳。
需求引领,以推动绿氢在工业领域规模化应用为目标,出台相关扶持政策。结合碳捕集、利用和封存技术,采用捕集的二氧化碳与氢反应制取甲烷、甲醇作为工业原料,拓宽绿氢应用场景,释放工业领域对绿氢的需求,强化需求对供给的牵引。
示范推进,通过开展风光制氢合成氨、跨季节规模化储氢、氢能燃气轮机发电、制氢加氢一体化、绿氢碳交易机制示范等项目,以点带面推进绿氢产业发展。
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