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双碳背景下“风光氢储”一体化发展思路 饶建业：电力规划设计总院清洁能源研究院副院长 今天我跟大家分享的主题是双碳背景下“风光氢储”一体化发展思路，我是电规总院氢洁能源研究院副院长饶建业。双碳的背景包括新能源的发展是比较热的话题，如何把这几个最热的风口给它聚焦到一起，形成一体化的思路，结合相关工作跟大家做简单的介绍。 最近陆陆续续从国家层面跟地方层面发布了很多相关的政策，2021年我国氢气产量约3300万吨，居全球第一。我国制氢方式主要以化石能源制氢为主，占比80%。双碳背景下，绿氢占比将逐渐提升，预计2050达到70%。目前我国氢气主要应用在工业领域，占比达到84%。预计2050年，氢在我国终端能源体系中约占10-15%。 氢对于双碳有什么样的作用呢？首先供给端方面，氢洁能源体系中重要的二次能源，氢能-热能-电能耦合发展。消费端，终端用能低碳转型的重要载体，交通、工业领域化石能源替代。工业富氢原料替代，低碳还原剂，推进工业领域向低碳工艺转变。另外目前甘肃的3000多万的供应量大部分都在工业里面应用，还有还原剂以及整个工业领域的低碳工艺的转变都可以实现绿色的替代，所以它对于国家未来双碳目标的实现有非常重要的作用。对近期的政策体系做了简单的梳理，首先上个月发布的十四五能源规划体系，专门提到新型储能和氢能非常重要的能源品种应用，新型储能和氢能有望规模化发展并带动能源系统形态根本性变革，氢能技术创新能力显著提高。氢能在可再生能源消纳、电网调峰等场景示范应用， 氢能、电能、热能等异质能源互联互通示范。不按规模化发展并且带动能源系统形态的这种根本性的变革，所以它位置是放的非常重的，氢能在整个十四五的能源规划里面也是创新示范标准等方面，创新无氧气主要还是技术，这里面其实重点要提一下，氢能的技术量产业链的关键技术模块，只是在十三五包括十二五一直都有，但是之前因为国家政策的着力点还是在燃料电池车应用上，对于可再生能源制氢和储运这一块相对来说还是更少。而在十四五尤其是更后期可以看到全产业链的竞争关键技术攻关，另外在示范项目上也是所有的示范项目都是针对于绿氢，所谓的绿氢也就是新能源观致性谈判，包括氢能在电网调控安排全面消纳等示范场景里面应用。 另外上个月发布的氢能发展中长期规划，到2035对于整个氢能，国家的定位是未来能源体系中非常重要的组成部分，因为之前氢一直都是被作为一种化工品，比如说一般新的项目要么在化工园区或者是园区的化工板块，作为一种规划管理，在氢能产业规划明确了它的能源属性是能源体系的重要的组成部分，未来无论是十四五还是十五五，聚焦可再生能源制氢形成一定的规模，形成一定的产业体系，形成一定的氢能多元应用的生态。刚才也专门提到上周发布的能源领域的科技创新规划，其实示范也可以看到，尤其是可再生能源氢能这种综合能源系统的示范应用，一定是两个结合在一起的。 重点说一下地方的政策，国家政策出来以后，包括像内蒙、山东、宁夏等都出了一系列的氢能的发展规划，因为时间关系今天不展开说。重点说一下内蒙的氢能发展规划，也是我本人参与编制的规划。其实内蒙应该是在前年就提出了整个产业链的发展的重点攻关方向，相对来说比其他省份更强烈一点。它的规划也提出来到2015年绿氢的示范项目要有15个以上，产能要到160万吨，绿氢的占比要超过30%。培育或引进50家以上氢能产业链相关企业，包括5-10家具有一定国际竞争力的龙头企业。内蒙古自治区促进氢能高质量发展的意见支持政策，作为能源品种管理氢能。参照天然气（LNG、CNG）有关政策执行。鼓励风光制氢一体化发展。1.2倍制氢电量配置新能源规模；上网电价按照国家、自治区出台的电价政策执行，按月结算、按年核算。支持氢燃料电池汽车推广应用。按照加氢站“非禁即入”备案管理。污染限行时氢燃料电池汽车准予通行。制定完善利益补偿奖惩机制，对已配置储氢罐的风光制氢项目原则上不再配置电储能；支持氢储能参与调峰，调峰能力按照调峰电量参与市场交易；支持氢能项目的碳减排量参与碳交易。 新能源出力特性，新能源具有随机性、波动性的特性，大规模风电、光伏等新能源项目开发给电力系统稳定运行带来巨大压力。氢能能量密度高、储存方式简单，是大规模、长周期储能的理想选择之一。电解水制氢技术具备较强的功率波动适应性，能够迅速响应新能源出力。所以把氢配上新能源，对新型电力系统构建起到很好的支撑作用。发展风光氢储一体化可以促进可再生能源的大规模发展，一方面增添了新能源就近消纳的手段，拓展了项目的产出品类；另一方面也可通过电-氢-电的模式，让氢能作为储能介质参与系统调峰。 简单分享一下案例，这也是之前做的项目，是在内蒙拟建设50万千瓦光伏电站，为3.2万标方/小时电解水制氢站供电，每年可生产1.25万吨绿氯用于化工用氢和交通替代，配套建设6吨储氢设施、1座加氢母站。绿氢总需求约为1.25万吨，其中化工用氢（0.5万吨）需求为稳定需求，替代500辆氢能重卡，对应交通用氢（0.75万吨）需求为部分灵活需求。通过耦合新能源场站出力与用氢需求，得到典型日用氢负荷曲线。新能源部分，项目建设50万干瓦光伏电站，多年平均利用小时数为1670h，多年平均发电量为8.36 亿干瓦时，其中用于制氢电量为7亿千瓦时，占比83.8%，净上网电量为1.36亿千瓦时，占比16.2%。制氢系统方面，项目建设碱性电解槽制氢站，额定制氢能力3.2万标方/小时（32套1000标方/小时电解槽）。年利用小时数为4370h，年制氢规模1.25万吨。为减小电网调峰压力，对储电与储氢技术进行比选，优选配置6吨储氢装置，减少与电网的电量交换0.4亿千瓦时。少电网的这种压力。项目投资约33.78亿元，绿电成本电价为0.235元/干瓦时，化工用氢成本为22.3元/干克，加氢站氢成本为35.8元/干克。 风光氢一体化项目优化思路，风光制氢一体化方案是多变量优化问题，以实现技术经济最优为目标，需针对风光配比、制氢设备与规模、储电规模、储氢规模、用氢负荷等变量进行优化求解。制氢设备的灵活性，制氢建议采用碱性电解槽和PEM电解槽组合构成。相比于纯碱性电解槽离网制氢，配置23%PEM电解槽时，电解槽综合利用小时数能够提升181小时。制氢调控的灵活性，单组碱性电解槽负荷调节范围仅为30~110%，当采用整体调控方案时，年利用小时数为4510h。通过智慧管控系统分3组控制，负荷响应能力有效提升，电解槽综合利用小时数增加300h。用氢负荷灵活性优化，用氢负荷调节能力有助于显著提升新能源消纳水平，可大幅度降低对电网依赖度。某项目中，在相同供氢能力条件下，用氢负荷调节能力提升至50%，每年可减少与电网电量交换比例约33%。匹配合理的储氢规模，风光制氢一体化项目中，储1吨氢相当于储电6.6万干瓦时。某项目储氢能力由1小时提升至4小时，对电网支撑的需求明显降低，每年可减少与电网的电量交换0.9亿千瓦时，占总交换量的29%。 当电网调峰能力不足时，制氢电解槽利用小时数仅为4300h。若考虑电网调节能力提升、绿电交易、峰谷价差等因素，在理想情况下，电解槽利用小时数可提升至8000小时，设备利用效率大幅提升，制氢成本可以由25元/千克降低至20.5元/千克。现在说的电力系统的建设，也会对电网提出更多的要求，尤其是未来电网调节能力提升，包括现在一直在说的绿电交易还有价差，现货市场等等。 展望一下未来绿氢应用场景，2050年绿氢在我国终端能源体系中约占10-15%，成为我国构建氢洁低碳、安全高效的能源体系的重要组成部分。最后因为时间关系跟大家分享一下下一步建议，首先还是要请大家高度重视，因为每行业风口来临的时候，其实是感觉到的，但是真正参与进来或者说获得自己的一桶金，还是比较大的。具体到项目班设计来说，目前看来预警预测还是比较高的，因为它有很多需要努力去谋划，去进一步完善以及结合实际情况的设计和方向来培养设备等等，一定要跟上这一块。因为现在全国各地政策陆续都出来，下一步可能还是需要结合各地方的能源资源禀赋，产业结构特点布局结合针对性的支持政策的情况。现在国家和地方都在推进示范项目，还没有所谓的特别多的商业化，更多的是希望要完善推进示范先行这样大的原则，所以示范的概念相对来说，对于大家项目开发更多的给予支持，所以希望大家积极去关注了解地方的相关政策，去争取示范项目的机会。 |
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