氫儲能“蓄勢” 當如何“發”？
發布時間：2022-01-11 14:20:51
“重點推動燃氣輪機、核電、可再生能源、油氣、儲能、氫能等重點領域技術攻關”，“推動新型儲能規模化市場化發展，探索氫能、綜合智慧能源服務發展新模式”……在近日召開的2022年全國能源工作會議上，國家能源局局長章建華在部署重點工作任務時，反復提及儲能和氫能。這讓涉足“氫儲能”領域的企業備受鼓舞。
作為橫跨儲能和氫能當前兩大賽道的熱詞，氫儲能到底是什么？產業發展情況怎樣，未來前景如何？記者就此展開調查。
“氫”如何“儲能”？
“廣義的氫儲能是指把任意形式的能量轉換成氫氣的化學能，以氫氣的形式進行存儲。狹義的氫儲能是指將太陽能、風能等清潔能源發出的電能或夜間電網的過剩電能，通過電解水制取氫氣，通過儲氫罐存儲，之后由燃料電池發電技術等實現氫氣的利用。”天津大學內燃機燃燒學國家重點實驗室副教授秦彥周說，常規的電池儲能是電能與電能的轉換，而氫儲能是電能與氫氣的轉換。
同時，氫儲能相對于電池儲能和其他傳統儲能方式，具有一定比較優勢。記者調查了解到，電池儲能主要適用于小功率、短周期、分布式儲能，氫儲能更適用于長周期、大規模、集中式儲能。在大規模儲能方面，氫儲能相對于電池儲能的成本優勢明顯。
“氫儲能可以有效助力新能源并網，緩解區域能源分配不均問題。”北京一家氫能應用技術研發企業有關負責人告訴記者。
“氫儲能可解決清潔能源發電循環波動大、上網難的問題，可實現電網的‘削峰填谷’和負荷的靈活調配，并且制取和存儲的氫氣也可大規模用于燃料電池汽車和化工合成原料。”秦彥周進一步解釋說，氫氣的熱值約為汽油熱值的3倍，焦炭的4.5倍，因而單位質量的氫氣蘊含著非常高的能量。氫氣無論是燃燒還是通過燃料電池發電，最終產物只有水，清潔無污染。
“就電網側大規模儲能而言，除了抽水蓄能，我們認為氫儲能也是一種比較好的方式。”隆基氫能科技有限公司副總經理王英歌說。
此外，中國科學院科技成果轉化母基金研究總監邵元駿介紹，氫儲能在完成電能轉化成氫能的步驟后，還可以通過簡單的加工，進一步制成氨氣、甲醇等加以應用，特別是制成液態的甲醇以后更便于存儲。
《中國氫能產業發展報告2020》預計，2050年，氫能在我國終端能源消費占比將達10%，國內氫燃料電池汽車保有量將達3000萬輛，氫氣需求量達6000萬噸，我國進入氫能社會。
“氫儲能未來應用前景廣闊。”秦彥周說。
氫儲能產業“蓄勢”
記者調查了解到，在“雙碳”目標引領下，目前在國內氫儲能領域，利用光伏、風電等清潔能源電解水制氫（即“綠電制綠氫”），受到越來越多投資者的青睞。特別是一些大型石化及煤化工企業，在這一領域走在前列。
在中國石化勝利油田生產區，記者看到，一排排深藍色的太陽能光伏板與高大的抽油機相伴共生。
中國石化勝利油田新能源開發中心副經理邢建軍介紹，油井在正常作業過程中，一般占地面積比較大。油田有大量閑置土地，正好可以用來發展分布式光伏，滿足生產用電需求的同時，還可以用這些綠電來電解水制綠氫。下一步，油區內的運輸車輛也將采用氫能重卡取代原來的柴油重卡，并用自產的綠氫給氫能重卡加氫，不僅可以減污降碳，還可以降低能耗，節省用能成本。
勝利油田提供的數據顯示，到“十四五”末，油田要建成500兆瓦分布式光伏、1500兆瓦集中式光伏，在當地的光照條件下，2000兆瓦光伏發電裝機一年約發25億度電，這相當于油田當前用電量的一半左右。
“到‘十四五’末，我們爭取氫氣年產能達到1萬噸左右。等我們制氫規模上來以后，除了自用，也力爭給山東省的氫能基地提供一些綠氫。”邢建軍說。
值得一提的是，氫氣對于油氣企業的價值，不只是可作為能源使用，還可參與化工生產過程。“對于石油化工來說，氫氣是非常寶貴的資源。一家煉油企業能煉多少油，油品品質能否滿足市場需求，目前都需要通過加氫來調節和實現。”中國石化濟南煉化公司代表、黨委書記夏季祥告訴記者。
勝利油田和濟南煉化的氫儲能應用和發展，只是中國石化氫能版圖的一部分。數據顯示，中國石化目前年生產氫氣約390萬噸，在全國已累計建成加氫站74座；到2025年，公司計劃建成油氫合建站、加氫站1000座。在綠氫科技方面，中國石化首套自主開發的質子交換膜（PEM）電解水制氫示范站已投入運營。此外，公司正在布局一批綠氫煉化示范項目。
在煤化工領域，氫儲能也在發揮著作用。“在煤化工生產過程中加入綠氫，可以減少我們的二氧化碳排放。”寧夏寶豐能源集團股份有限公司總裁劉元管告訴記者。
目前寶豐能源已建成全國領先的集“甲醇、烯烴、聚乙烯、精細化工、新能源”于一體的循環經濟產業集群。2021年公司首個光伏電解水制氫項目正式投產，項目可年產3億標方綠氫、每年新增減少煤炭資源消耗約40萬噸、減少二氧化碳排放約70萬噸。
此外，氫儲能的發展，還推動了傳統能源與新能源企業的融合。記者調查了解到，為了發展綠氫業務，中國石化積極尋求與新能源企業的跨界合作，隆基就是其合作伙伴之一。
“按照協議，我們將為中國石化提供分布式光伏和光伏地面電站的解決方案，并提供綠氫生產裝備以及制氫相關解決方案。”王英歌說，“2022年我們規劃上馬1.5吉瓦電解水制氫設備，5年內，我們會形成5到10吉瓦電解水制氫設備產能。”
“目前，國內氫儲能各項技術基本成熟，依靠現有加油站等基礎設施改造，能夠實現加氫站的快速布局，推動氫氣產業化應用。氫儲能產業在國內已具備大規模推廣的基礎條件。”上述北京氫能應用技術研發企業有關負責人認為。
氫儲能產業化培育仍待加力
但記者調查了解到，目前氫儲能在我國仍處于商業化的初期階段，未來還需要進一步加大氫儲能的產業化培育力度。
秦彥周等多位受訪專家認為，現階段氫儲能的發展還面臨多方面的風險，這在一定程度上影響了投資者的投資意愿，拖累了氫儲能發展的步伐。
比如，目前國內還缺乏氫儲能運行、維護數據和成本核算方法，缺乏氫儲能全生命周期的經濟效益分析方法，導致運維成本難于評估；同時，氫能產業市場行情仍不夠明晰，氫燃料電池汽車和加氫站的建設數量低于政策規劃的預期數量，完全市場化運行之后，其發展情況和競爭力也缺乏有效評估；在技術方面，電解水和燃料電池的核心材料，如催化劑、離子交換膜和碳紙的國產化程度仍較低，成本較高，壽命不足，并且內部傳熱傳質過程復雜，需要在基礎材料和水熱管理策略方面加大研發投入。
同時，據秦彥周介紹，氫儲能系統存在多個能量轉換環節，每個環節都有能量的損耗，因而系統整體效率偏低，加上目前較高的發電成本，還存在儲氫成本較高的問題，解決途徑是通過清潔能源發電技術的規模化應用降低發電的成本。
此外，氫氣的危化品屬性也成為產業發展的桎梏。“氫氣是一種非常活躍的氣體，從某種程度上來看，比石油、天然氣更危險。目前氫在我國尚未作為能源進行管理，而是作為危化品管理，按照危化品管理的相關規定，氫能發展依然障礙重重。”寧夏發改委能源發展處三級調研員姚波說。
一些受訪業內人士還擔心，國內的“氫能熱”會導致氫儲能過剩。
據中國工業氣體工業協會統計，截至2020年底，共有11省、直轄市對氫能產業做出明確的定位與計劃，60多個城市和地區做出了明確的氫能產業發展規劃和指導意見，已形成京津冀、長三角、珠三角、川渝等多個產業發展示范聚集區。
“并不是什么地方都適合發展氫儲能。”王英歌說，氫能的產業鏈條長，要從制氫、儲運、用氫各個環節考慮，算好綜合經濟賬。風光資源豐富的地區制氫成本低，用氫的礦山、化工園區、重卡集聚區，適合現場制氣。在現有運輸方式下，氫氣運輸半徑不宜超過150公里。“綠電+綠氫”的解決方案，特別適合在此類地區應用，利用風光可再生能源制氫的同時結合應用場景，實現了綠氫的就地消納。
秦彥周也建議，在風光資源豐富的地區優先發展氫儲能技術，避免盲目開發，造成資源浪費。
此外，在他來看，未來氫儲能的規模化發展，仍待建立全生命周期氫儲能經濟效益評估方法；科學的氫安全評估體系，在充分保證安全的前提下，適當放寬在建設方面的安全標準；因地制宜開展氫儲能示范運行；并持續加大對氫儲能關鍵技術的研發力度。
作為橫跨儲能和氫能當前兩大賽道的熱詞，氫儲能到底是什么？產業發展情況怎樣，未來前景如何？記者就此展開調查。
“氫”如何“儲能”？
“廣義的氫儲能是指把任意形式的能量轉換成氫氣的化學能，以氫氣的形式進行存儲。狹義的氫儲能是指將太陽能、風能等清潔能源發出的電能或夜間電網的過剩電能，通過電解水制取氫氣，通過儲氫罐存儲，之后由燃料電池發電技術等實現氫氣的利用。”天津大學內燃機燃燒學國家重點實驗室副教授秦彥周說，常規的電池儲能是電能與電能的轉換，而氫儲能是電能與氫氣的轉換。
同時，氫儲能相對于電池儲能和其他傳統儲能方式，具有一定比較優勢。記者調查了解到，電池儲能主要適用于小功率、短周期、分布式儲能，氫儲能更適用于長周期、大規模、集中式儲能。在大規模儲能方面，氫儲能相對于電池儲能的成本優勢明顯。
“氫儲能可以有效助力新能源并網，緩解區域能源分配不均問題。”北京一家氫能應用技術研發企業有關負責人告訴記者。
“氫儲能可解決清潔能源發電循環波動大、上網難的問題，可實現電網的‘削峰填谷’和負荷的靈活調配，并且制取和存儲的氫氣也可大規模用于燃料電池汽車和化工合成原料。”秦彥周進一步解釋說，氫氣的熱值約為汽油熱值的3倍，焦炭的4.5倍，因而單位質量的氫氣蘊含著非常高的能量。氫氣無論是燃燒還是通過燃料電池發電，最終產物只有水，清潔無污染。
“就電網側大規模儲能而言，除了抽水蓄能，我們認為氫儲能也是一種比較好的方式。”隆基氫能科技有限公司副總經理王英歌說。
此外，中國科學院科技成果轉化母基金研究總監邵元駿介紹，氫儲能在完成電能轉化成氫能的步驟后，還可以通過簡單的加工，進一步制成氨氣、甲醇等加以應用，特別是制成液態的甲醇以后更便于存儲。
《中國氫能產業發展報告2020》預計，2050年，氫能在我國終端能源消費占比將達10%，國內氫燃料電池汽車保有量將達3000萬輛，氫氣需求量達6000萬噸，我國進入氫能社會。
“氫儲能未來應用前景廣闊。”秦彥周說。
氫儲能產業“蓄勢”
記者調查了解到，在“雙碳”目標引領下，目前在國內氫儲能領域，利用光伏、風電等清潔能源電解水制氫（即“綠電制綠氫”），受到越來越多投資者的青睞。特別是一些大型石化及煤化工企業，在這一領域走在前列。
在中國石化勝利油田生產區，記者看到，一排排深藍色的太陽能光伏板與高大的抽油機相伴共生。
中國石化勝利油田新能源開發中心副經理邢建軍介紹，油井在正常作業過程中，一般占地面積比較大。油田有大量閑置土地，正好可以用來發展分布式光伏，滿足生產用電需求的同時，還可以用這些綠電來電解水制綠氫。下一步，油區內的運輸車輛也將采用氫能重卡取代原來的柴油重卡，并用自產的綠氫給氫能重卡加氫，不僅可以減污降碳，還可以降低能耗，節省用能成本。
勝利油田提供的數據顯示，到“十四五”末，油田要建成500兆瓦分布式光伏、1500兆瓦集中式光伏，在當地的光照條件下，2000兆瓦光伏發電裝機一年約發25億度電，這相當于油田當前用電量的一半左右。
“到‘十四五’末，我們爭取氫氣年產能達到1萬噸左右。等我們制氫規模上來以后，除了自用，也力爭給山東省的氫能基地提供一些綠氫。”邢建軍說。
值得一提的是，氫氣對于油氣企業的價值，不只是可作為能源使用，還可參與化工生產過程。“對于石油化工來說，氫氣是非常寶貴的資源。一家煉油企業能煉多少油，油品品質能否滿足市場需求，目前都需要通過加氫來調節和實現。”中國石化濟南煉化公司代表、黨委書記夏季祥告訴記者。
勝利油田和濟南煉化的氫儲能應用和發展，只是中國石化氫能版圖的一部分。數據顯示，中國石化目前年生產氫氣約390萬噸，在全國已累計建成加氫站74座；到2025年，公司計劃建成油氫合建站、加氫站1000座。在綠氫科技方面，中國石化首套自主開發的質子交換膜（PEM）電解水制氫示范站已投入運營。此外，公司正在布局一批綠氫煉化示范項目。
在煤化工領域，氫儲能也在發揮著作用。“在煤化工生產過程中加入綠氫，可以減少我們的二氧化碳排放。”寧夏寶豐能源集團股份有限公司總裁劉元管告訴記者。
目前寶豐能源已建成全國領先的集“甲醇、烯烴、聚乙烯、精細化工、新能源”于一體的循環經濟產業集群。2021年公司首個光伏電解水制氫項目正式投產，項目可年產3億標方綠氫、每年新增減少煤炭資源消耗約40萬噸、減少二氧化碳排放約70萬噸。
此外，氫儲能的發展，還推動了傳統能源與新能源企業的融合。記者調查了解到，為了發展綠氫業務，中國石化積極尋求與新能源企業的跨界合作，隆基就是其合作伙伴之一。
“按照協議，我們將為中國石化提供分布式光伏和光伏地面電站的解決方案，并提供綠氫生產裝備以及制氫相關解決方案。”王英歌說，“2022年我們規劃上馬1.5吉瓦電解水制氫設備，5年內，我們會形成5到10吉瓦電解水制氫設備產能。”
“目前，國內氫儲能各項技術基本成熟，依靠現有加油站等基礎設施改造，能夠實現加氫站的快速布局，推動氫氣產業化應用。氫儲能產業在國內已具備大規模推廣的基礎條件。”上述北京氫能應用技術研發企業有關負責人認為。
氫儲能產業化培育仍待加力
但記者調查了解到，目前氫儲能在我國仍處于商業化的初期階段，未來還需要進一步加大氫儲能的產業化培育力度。
秦彥周等多位受訪專家認為，現階段氫儲能的發展還面臨多方面的風險，這在一定程度上影響了投資者的投資意愿，拖累了氫儲能發展的步伐。
比如，目前國內還缺乏氫儲能運行、維護數據和成本核算方法，缺乏氫儲能全生命周期的經濟效益分析方法，導致運維成本難于評估；同時，氫能產業市場行情仍不夠明晰，氫燃料電池汽車和加氫站的建設數量低于政策規劃的預期數量，完全市場化運行之后，其發展情況和競爭力也缺乏有效評估；在技術方面，電解水和燃料電池的核心材料，如催化劑、離子交換膜和碳紙的國產化程度仍較低，成本較高，壽命不足，并且內部傳熱傳質過程復雜，需要在基礎材料和水熱管理策略方面加大研發投入。
同時，據秦彥周介紹，氫儲能系統存在多個能量轉換環節，每個環節都有能量的損耗，因而系統整體效率偏低，加上目前較高的發電成本，還存在儲氫成本較高的問題，解決途徑是通過清潔能源發電技術的規模化應用降低發電的成本。
此外，氫氣的危化品屬性也成為產業發展的桎梏。“氫氣是一種非常活躍的氣體，從某種程度上來看，比石油、天然氣更危險。目前氫在我國尚未作為能源進行管理，而是作為危化品管理，按照危化品管理的相關規定，氫能發展依然障礙重重。”寧夏發改委能源發展處三級調研員姚波說。
一些受訪業內人士還擔心，國內的“氫能熱”會導致氫儲能過剩。
據中國工業氣體工業協會統計，截至2020年底，共有11省、直轄市對氫能產業做出明確的定位與計劃，60多個城市和地區做出了明確的氫能產業發展規劃和指導意見，已形成京津冀、長三角、珠三角、川渝等多個產業發展示范聚集區。
“并不是什么地方都適合發展氫儲能。”王英歌說，氫能的產業鏈條長，要從制氫、儲運、用氫各個環節考慮，算好綜合經濟賬。風光資源豐富的地區制氫成本低，用氫的礦山、化工園區、重卡集聚區，適合現場制氣。在現有運輸方式下，氫氣運輸半徑不宜超過150公里。“綠電+綠氫”的解決方案，特別適合在此類地區應用，利用風光可再生能源制氫的同時結合應用場景，實現了綠氫的就地消納。
秦彥周也建議，在風光資源豐富的地區優先發展氫儲能技術，避免盲目開發，造成資源浪費。
此外，在他來看，未來氫儲能的規模化發展，仍待建立全生命周期氫儲能經濟效益評估方法；科學的氫安全評估體系，在充分保證安全的前提下，適當放寬在建設方面的安全標準；因地制宜開展氫儲能示范運行；并持續加大對氫儲能關鍵技術的研發力度。
推薦新聞
-
推動氫能產業高質量發展
2024-05-08
-
重磅！又一省份全面放開化工園區外制氫！
2024-03-28
-
現代氫能首批氫能物流車示范項目在廣州開啟試運營
2023-12-25
-
最高1000萬元補助！武漢青山區征求意見促進氫能產業發展
2023-12-22
-
我國西南地區最大氫燃料電池供氫中心正式投運
2023-12-22
上一篇文章：2022年能源工作怎么干？路線圖來了
下一篇文章：擴散速度是天然氣6倍！氫能真的安全嗎？