趙 學 良

(中國石油化工股份有限公司發(fā)展計劃部，北京 100029)

我國提出到2030年中國非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到1.2×109kW以上等目標。這不僅是為了實現(xiàn)我國2030年前碳達峰、2060年前碳中和氣候目標的承諾，也是為了保障我國的能源安全。在逆全球化愈演愈烈的情勢下，降低油氣對外依存度過高帶來的風險，實現(xiàn)能源供給多元化勢在必行。2020年我國風電和太陽能發(fā)電總裝機容量5.346 6×108kW[1]，距離1.2×109kW的目標還有較大差距。然而，風能、太陽能等不穩(wěn)定可再生能源的發(fā)展受到電網(wǎng)接納能力的制約。而且，在現(xiàn)階段儲能技術(shù)條件下，靠儲能解決大電網(wǎng)問題路徑不通，經(jīng)濟性難以承受。2020年3月頒布的《國家能源局關(guān)于2020年風電、光伏發(fā)電項目建設(shè)有關(guān)事項的通知》(國能發(fā)新能〔2020〕17號)明確要求：風電、光伏發(fā)電投資企業(yè)要綜合考慮項目所在地區(qū)可再生能源“十三五”相關(guān)規(guī)劃執(zhí)行情況、電網(wǎng)消納能力等，理性投資，防范投資風險。這一通知還要求國家電網(wǎng)有限公司、南方電網(wǎng)公司、內(nèi)蒙古電力公司發(fā)揮電網(wǎng)并網(wǎng)關(guān)口作用，嚴格按照規(guī)劃和消納能力合理安排項目并網(wǎng)時序。多省出臺政策，支持可再生能源配套儲能設(shè)施，對儲能的重視顯示了可再生能源消納任務(wù)的重壓。國網(wǎng)河南電力公司在《關(guān)于2020年申報平價風電和光伏發(fā)電項目電網(wǎng)消納能力的報告》中指出，到2025年全省風電、光伏發(fā)電棄電率將超過消納上限，無新增規(guī)模空間。湖南省發(fā)改委則專門發(fā)文稱2020年全省電網(wǎng)已無新增消納空間，暫停裝機6 MW以上的普通地面光伏發(fā)電項目備案工作。因此，尋找一種經(jīng)濟可行的儲能方式對于提高可再生能源部署能力、實現(xiàn)2060年碳中和目標是十分必要的。利用電網(wǎng)負荷低谷時段的富余電能制氫，即谷電制氫，具備成為這種儲能方式的巨大潛力。

1 發(fā)展谷電制氫的必要性

(1)谷電制氫可根據(jù)電網(wǎng)需求調(diào)節(jié)負荷，助力打造智能電網(wǎng)，提高可再生能源部署能力?？稍偕茉窗l(fā)電具有很強的波動性、季節(jié)性，存在因電網(wǎng)短時無法消納風、光、水發(fā)電全部功率輸出的電力而導致的棄電或富余電的現(xiàn)象。2019年，新疆、甘肅、內(nèi)蒙古三省(區(qū))棄風率超過5%，棄風電量合計1.36×1010kW·h，占全國棄風電量的81%[2]。隨著不穩(wěn)定可再生能源部署比例的提高，國內(nèi)電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力受到挑戰(zhàn)，儲能調(diào)峰能力不足限制可再生能源的進一步部署。電解水制氫響應(yīng)速度可達毫秒級，可有效實現(xiàn)調(diào)頻調(diào)峰。與加氫站同站布置共用儲氫瓶，不增加儲能成本。谷電制氫裝置可充當智能電網(wǎng)調(diào)節(jié)負荷的重要手段，實時根據(jù)不穩(wěn)定能源供給能力調(diào)度制氫負荷，實現(xiàn)調(diào)峰調(diào)頻，為可再生能源的進一步部署創(chuàng)造條件。

(2)谷電制氫可降低油氣需求，有助于保障國家能源安全。利用可再生電力進行谷電制氫，可用于為交通運輸領(lǐng)域供能，降低石油需求。2019年全國棄風電近1.7×1010kW·h，如用于制氫可得氫氣約300 kt。0.8 kg氫氣可推動燃料電池車行駛100 km，同等燃油車需消耗汽油5.5 kg。300 kt氫氣用于燃料電池汽車，可替代2 060 kt汽油。除了用作動力能源，氫氣還是合成氨、煉油、石化等領(lǐng)域不可或缺的原料，需求日益增長。發(fā)展可再生電力谷電制氫，也可降低制氫所需的天然氣等化石能源的用量。

(3)谷電制氫可有效減排二氧化碳。利用可再生能源生產(chǎn)綠色氫能被視為電網(wǎng)脫碳和運輸脫碳的關(guān)鍵措施。1 kg汽油完全燃燒將排放3.15 kg二氧化碳。全國棄電用于制氫可替代2 060 kt汽油，相當于減排6 490 kt二氧化碳。按二氧化碳碳稅30元/t計算，可節(jié)省碳稅1.95億元。利用谷電制氫提高可再生能源發(fā)電占比，亦可有效降低電力行業(yè)的二氧化碳排放。

2 谷電制氫儲能可行性分析

以美國能源部(DOE)發(fā)布的《氫能計劃發(fā)展規(guī)劃》所設(shè)定的目標對谷電制氫進行經(jīng)濟性分析。具體來講，美國能源部設(shè)定的氫能發(fā)展到2030年的技術(shù)和經(jīng)濟指標主要包括：①電解槽成本降至300美元/kW，運行壽命達到80 000 h，系統(tǒng)轉(zhuǎn)換效率達到65%，工業(yè)和電力部門用氫價格降至1美元/kg，交通部門用氫價格降至2美元/kg；②早期市場中交通部門氫氣輸配成本降至5美元/kg，最終擴大的高價值產(chǎn)品市場中氫氣輸配成本降至2美元/kg；③車載儲氫系統(tǒng)成本為8美元/(kW·h)，便攜式燃料電池電源系統(tǒng)儲氫成本為0.5美元/(kW·h)，儲氫罐用高強度碳纖維成本達到13美元/kg；④用于長途重型卡車的質(zhì)子交換膜燃料電池系統(tǒng)成本降至80美元/kW，運行壽命達到25 000 h，用于固定式發(fā)電的固體氧化物燃料電池系統(tǒng)成本降至900美元/kW，運行壽命達到40 000 h。以此目標為基準，對谷電制氫的4種主要用途進行經(jīng)濟性分析。

谷電制氫的4類主要用途為：氫氣儲能發(fā)電；將氫氣按一定比例注入天然氣管網(wǎng)充當燃料氣使用；氫氣外送用于煉油廠油品精制或鋼廠煉鋼等；氫氣外送用于驅(qū)動燃料電池汽車等移動工具。

(1)氫氣儲能發(fā)電。美國能源部高級研究計劃局(ARPA-E)的DAYS計劃中，每個項目的目標是實現(xiàn)可以持續(xù)數(shù)天的0.05美元/(kW·h)儲能。目前，電解水制氫能效大約為65%(中國科學院大連化學物理研究所最新研究成果顯示制氫能耗可低于4.0 (kW·h)/m3，能效可達約88%)，氫氣通過燃料電池發(fā)電能效大約為50%，氫氣儲能的總能效約為32.5%。氫氣儲能的成本約為0.5美元/(kW·h)，遠低于電池儲能成本300美元/(kW·h)目前唯一同時具備大容量和高能量密度的儲能電池是鈉硫電池，NGK公司是全球最大的鈉硫電池生產(chǎn)商，其目標是到2020年將成本從300美元/(kW·h)降低到200美元/(kW·h)。因此，與電池儲能相比，氫氣儲能更適用于可再生能源大規(guī)模儲能。

(2)將氫氣按一定比例注入天然氣充當燃料氣使用。氫氣的熱值為143 MJ/kg，天然氣的熱值為50 MJ/kg。目前我國LNG綜合進口到岸價為2 800元/t。1 t氫氣按熱值折算相當于2.86 t天然氣，按LNG到岸價可售得8 000元，高于6 500元/t的氫氣成本(1美元/kg)。可以看出，隨著可再生能源的發(fā)展、不可消納的電力增多以及電解槽制造成本的下降，目前德國、英國等正在發(fā)展的P2G(Power to Gas，可再生電力制氫或甲烷)技術(shù)有廣闊的市場前景及可觀的經(jīng)濟回報。

(3)氫氣用于煉油廠油品精制。當可再生電力價格逐漸降低并低到一定水平，電解水制氫成本會大幅降低。使用堿性電解水制氫，當生產(chǎn)能力為20 000 m3/h、電價為0.1元/(kW·h)、年生產(chǎn)時間為4 000 h時，電解水制氫成本約為13元/kg[3-4]，與煤制氫成本相當。若電解水制氫成本進一步降低到美國能源部所設(shè)定的工業(yè)和電力部門用氫價格1美元/kg時，則電解水制氫成本將會低于煤制氫成本，遠低于天然氣制氫成本。而化石能源制氫則可能會隨著碳減排形勢的發(fā)展，需要對其所產(chǎn)生的碳排放負責，成本將會進一步提高。因此，屆時用谷電制氫替代化石能源制氫不僅具有經(jīng)濟的可行性，也將會成為煉化企業(yè)實現(xiàn)“碳中和”的重要手段。

(4)氫氣用于驅(qū)動燃料電池汽車等移動工具。當交通部門用氫價格降至2美元/kg時，若配送價格為2美元/kg，則小型轎車百公里行駛?cè)剂腺M將降至約20元，遠低于汽油車。同時燃料電池車的成本也將隨著技術(shù)進步大幅下降。以《氫能計劃發(fā)展規(guī)劃》中提及的燃料電池成本80美元/kW以及車載儲氫系統(tǒng)成本8美元/(kW·h)為例，100 kW發(fā)動機成本為52 000元，75 kW·h儲氫系統(tǒng)成本為3 900元，與普通燃油車內(nèi)燃機加變速箱的總成本相當。因此，到2030年時氫燃料電池車在經(jīng)濟上具備大規(guī)模推廣的可能性。

3 我國發(fā)展谷電制氫存在的主要問題

我國在可再生能源制氫方面起步晚、規(guī)模小，且在質(zhì)子交換膜(PEM)制氫、氫氣儲運和應(yīng)用等全產(chǎn)業(yè)鏈方面尚與外國存在較大差距。

美國早在2005年便啟動風電制氫項目，歐洲和日本都有兆瓦級風電制氫項目，而我國可再生能源制氫起步晚、規(guī)模小，如張北和大連的風電制氫項目也僅有100 kW，且關(guān)鍵技術(shù)缺乏驗證，與歐美等國家相比有較大差距，也缺乏系統(tǒng)性、全鏈條的示范驗證。國家能源集團正在牽頭承擔“大規(guī)模風/光互補制氫關(guān)鍵技術(shù)研究及示范”項目，有望填補我國兆瓦級大規(guī)模風光耦合制-儲-用氫系統(tǒng)運營示范工程空白。

在高效水電解制氫技術(shù)方面，較為理想的技術(shù)選擇是PEM水電解制氫技術(shù)[5]，但目前PEM水電解商業(yè)裝置的供應(yīng)商主要集中在加拿大Hydrogenic公司、美國Proton公司(被挪威Nel公司收購)、Giner公司和德國H-TEC公司。PEM水電解設(shè)備成本高，膜電極的質(zhì)子膜工業(yè)化生產(chǎn)技術(shù)主要在國外，且嚴重依賴貴金屬催化劑，亟需發(fā)展經(jīng)濟、高效的非貴金屬電解催化劑。我國在膜技術(shù)和催化劑技術(shù)方面還不成熟，不利于可再生能源儲能和綠氫生產(chǎn)。

從氫氣儲運來看，我國的風電和太陽能發(fā)電場大多位于偏遠地區(qū)，在當?shù)刂茪渚嘀饕脷涞剌^遠，對所產(chǎn)氫氣進行經(jīng)濟有效的運輸也是需要考慮的問題。需根據(jù)用氫地的遠近，相應(yīng)選擇高壓長管拖車、液氫、有機液態(tài)或固體儲氫以及管道輸氫等方式，其中管道輸氫具有較大的成本優(yōu)勢，但管道輸氫對運輸規(guī)模非常敏感，且投資較大，對管道材質(zhì)等有較高的要求。在天然氣管道中摻入一定比例的氫氣進行輸氫在德國有較為成功的案例，但我國幅員遼闊，天然氣管道相對較少，還需進行風電和太陽能制氫經(jīng)天然氣管道輸送的可行性研究。

4 結(jié)束語

利用谷電制氫提高可再生能源的部署能力經(jīng)濟上可行。氫氣有著廣闊的應(yīng)用前景，能高效消納可再生能源產(chǎn)生的不穩(wěn)定電源，是電能的“大蓄水池”，開發(fā)利用好氫能技術(shù)是實現(xiàn)“碳中和”的重要手段。建議在今后的發(fā)展中：①加大低成本、高能效電解槽的研發(fā)投入；②開展管道摻氫輸送的相關(guān)研究，包括現(xiàn)有天然氣管道管材及管件的氫氣耐受度研究，以及相關(guān)安全標準規(guī)范的研究；③在2060年實現(xiàn)“碳中和”的大背景下開展可再生能源制氫替代化石能源制氫在煉化企業(yè)中實施的方案研究。