氢能与储能耦合发展的机遇与挑战

碳中和已成为了人类社会应对全球气候变化达成的共识，世界各国都在积极采取措施努力实现碳中和目标[1-2]。氢能既是清洁零碳的新能源，又是重要的储能载体，具有燃料与原料的双重属性，是碳替代的重要手段[3]。随着新能源的大发展，在新型电力系统构建过程中，风电、光伏等可再生能源的比例将大幅度攀升，但其间歇性和波动性容易使得发/用电匹配失衡，电力系统可调容量、惯量下降。储能是高比例的可再生能源接入电网后，维持电力系统平稳运行的必然选择。在全球碳中和的时代背景下，氢能与储能的交叉、融合发展，将迎来巨大发展前景。

氢能作为一种清洁灵活的二次能源，在新能源为主体的新型电力系统中可作为电力介质的载体，实现氢-电灵活转化。（关注氢电邦微信公众号，申请加入微信群）氢能也是广义上的能量存储形式之一，如图 1 所示，在众多的储能技术中，氢储能可与新型电力系统高度耦合，克服新能源电力储存的难题，实现大规模、长周期、跨季节储能，支撑新能源成为新型电力系统的低碳能源[4]。

氢气作为能源载体，本身并不含有碳元素，其是否能发挥脱碳作用取决于其生产方式。根据国际可再 生 能 源 机 构 （International  Renewable  EnergyAgency, IRENA）报道，按照氢气的来源，可以将其划分为绿氢、蓝氢和灰氢[5]。其中，通过可再生能源电力电解水制取的氢气为绿氢，这一过程中没有二氧化碳（CO2）的产生，实现 100% 绿色氢气生产；通过化石燃料制取氢气（如天然气裂解制氢、含氢工业尾气提取氢气等），产生的 CO2 会被捕集、存储并被利用，整个过程实现 CO2 零排放，生产的氢气被认为是蓝氢；而通过化石燃料生产氢气，产生的 CO2 直接排放到大气中，生产的氢气称为灰氢。从碳中和目标的角度而言，要实现脱碳，绿氢是最终的选择。

根据 IRENA 的预测，如按照《巴黎协定》约定的将本世纪全球气温升幅控制在 1.5 ℃ 以内，到 2050年全球需要 5 TW 可再生能源电力用于生产绿氢，折合约 4×108t 绿氢[6]。而根据中国氢能联盟的报道，2030 年我国的氢气需求量在 3.5×107t，2050 年则达到 6×107t，在我国的终端能源体系中的比重将超过10%[7]。

现阶段，由于电解水制氢的成本相对于化石燃料制氢仍然较高，直接推广使用绿氢仍缺乏经济性，因此氢能的推广是从减少灰氢过渡到以蓝氢为主，最终将广泛采用绿氢。除了政策与市场，绿氢的生产成本是其规模化的重大阻力。绿氢成本的两大组成部分包括可再生能源电价与电解水装置。新能源规模的扩大与发电技术进步会使可再生能源电价逐步降低。2021 年，全球光伏发电最低中标电价1.04 美分/kW（折合人民币约 0.066 元/kW，沙特），而我国光伏发电最低中标电价约 0.147 元/kW（四川甘孜）。但仅依靠降电价并不能使绿氢相比于蓝氢更具备经济优势，还需要提高电解水技术成熟度及降低其电解槽的生产成本。目前，全球有四种主流的电解水技术，包括碱性（Alkaline）电解水技术、质子交换膜（Proton Exchange Membrane, PEM）电解水技术、阴离子交换膜（Anion Exchange Membrane，AEM）电解水技术和固体氧化物（Solid Oxide）电解水技术，如图 2 所示，其中碱性和 PEM 的商业化成熟度较高，尽管 AEM 和固体氧化物拥有巨大的发展前景，但是其仍处于实验室阶段，仅有少量企业和原型机制造商在推动其生产制造及商业化[8]。

根据对全球电解水技术研究机构的发展情况进行总结 ，四大类电解水技术现阶段的研究成果（以 2020 年为例）和未来的发展目标（以 2050 年为例）具有比较明确的指标和攻关方向，如表 1 所示

可再生能源大规模发展可以为绿氢的生产提供大量的廉价能源，并且随着电解水技术的不断成熟，绿氢的生产成本将快速下降[9]。尽管部分领域可以采用绿电（可再生能源电力）进行替代实现碳减排，但是冶金、化工、水泥的生产过程中需要大量的高品位热能（温度高于 400 ℃），这部分热能难以采用电气化的方式来解决，这些难减排领域则适用氢能替代。因此，绿氢也为可再生能源的进一步发展提供广阔的应用场景。宜电则电、宜氢则氢、电氢耦合将是能源应用体系发展的新形势

绿氢的应用场景主要包括交通、建筑、电力、工业等领域，如图 3 所示。其中交通领域是目前氢能应用的主要领域，绿氢是各经济领域深度脱碳的重要实现路径，同时各经济领域的大规模用氢也将进一步促进氢能产业的发展。

抽水蓄能、压缩空气储能（包括液化空气储能）以及氢储能是具备大规模储能能力的储能技术。抽水蓄能电站受到地理条件的限制较为苛刻，并且我国可再生能源资源集中的地区往往其水资源也比较有限，无法满足抽水蓄能电站的建设需求，因此，我国抽水蓄能的发展潜力将不断减小。压缩空气储能与氢储能的储能容量大、寿命长，随着其技术的进步和完善，具有强大的发展潜力[15-16]。现阶段，压缩空气储能的技术较为成熟，我国压缩空气储能的示范项目也正在不断布局。氢储能，尤其氢液化工艺与压缩空气储能（包括液化空气储能）工艺具有较好的耦合性，耦合工艺可以进行能量的梯次利用以提高联合工艺的整体能效，如图 5 所示。此外，这两类储能技术具有相同的关键设备，如压缩机、膨胀机、换热器等，如表 3 所示。因此可以进行协同研发攻关，形成互相促进的产业格局

压缩空气储能与氢储能（地下储氢）的建设条件也具有高度相似之处。压缩空气储能是利用电能将空气压缩至高压并存储在地下洞穴（高气密性的岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等）或压力容器中[17]。国外也已开展利用地下洞穴进行氢气储存的研究，压缩空气储能技术相对成熟，其在地质勘探、洞穴密封性、环境保护等方面可作为发展地下储氢的重要借鉴[18-19]。

氢气在工业上的应用早已非常广泛，如图 6 所示。化石燃料制氢是氢气资源的主要来源，包括煤制氢、天然气制氢等，绿氢的比例极低，不足 1%。氢气作为工业原料用于合成氨、合成甲醇、石油炼化等，其作为燃料直接燃烧用于工业供热的比例也近15%[20]。因此，在工业中绿氢取代灰氢或者蓝氢也具有相当大的规模和潜力，如图 7 所示。常规的电力来源于化石能源，但是会带来严重的碳排放及环境污染，在碳中和的发展原则下，尤其国家鼓励新能源电力“能建尽建、能发尽发”，新能源电力的比重将不断增大，其也将以绿氢作为载体应用于工业领域。

根据相关研究机构的数据估算，我国 2020 年氢气的消耗总量在 3.5×107t 左右，其中绿氢约 5×105t；而到 2060 年实现碳中和，我国氢气的消耗总量将达到 1.3×108t，其中绿氢的规模也将达到 108t[21]。绿氢替代无疑是工业领域降低碳排放，实现碳中和的重要抓手。

“碳达峰、碳中和”目标下，可再生能源的建设规模也在不断扩大，但是鉴于其波动性、间歇性的特点，并不能全部以电能的形式融合到电力系统中。储能可以快速、大规模地在电网侧、发电侧、用户侧全面发展，有利于保障新能源为主体的新型电力系统的稳定性。氢能也是广义上的储能，其具备燃料与原料的双重属性，是新能源渗透工业领域，促进其低碳转型的重要介质。新能源通过电解水制氢的形式转化成绿氢，对工业领域中的用氢场景进行替代（绿氢替代灰氢），并解决无法通过绿电替代减碳的场景。

氢能与储能都是现在与未来明确的发展方向，并具备巨大的产业市场前景，现阶段，两者面临的共同问题是技术不够成熟、工程示范经验不足、利用成本高昂等。除了政策和资金的支持，应该更关注关键技术的攻关和核心装备的研发，基于可靠的成套技术，合理布局，有序进行工程应用示范，积累运营经验，实现技术进步与成本降低。