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“氫儲能作為大規(guī)模長周期儲能的技術(shù)，對促進可再生能源發(fā)電規(guī)?；?、低碳化發(fā)展具有重要意義?！蹦戏诫娋W(wǎng)能源發(fā)展研究院新能源研究所所長助理蒙文川表示。

現(xiàn)階段，氫能作為一種來源豐富、綠色低碳、應用廣泛的二次能源，憑借兼具原料和燃料雙重屬性的特質(zhì)，逐步成為能源領(lǐng)域的“新寵”。氫能以其能量密度高、發(fā)熱值高、節(jié)能環(huán)保等特性，在工業(yè)、交通運輸、建筑等領(lǐng)域被寄予厚望。

相關(guān)技術(shù)亟須創(chuàng)新突破

(資料圖片)

“我國已初步掌握氫能制備、儲運、加氫、燃料電池和系統(tǒng)集成等主要技術(shù)和生產(chǎn)工藝，基本形成較為完整的氫能產(chǎn)業(yè)鏈。當前，國內(nèi)主要推動氫燃料電池、氫能汽車及加氫站等產(chǎn)業(yè)發(fā)展，在部分區(qū)域?qū)崿F(xiàn)燃料電池汽車小規(guī)模示范應用，相較之下，在非交通領(lǐng)域探索力度略顯不足。”南方電網(wǎng)能源發(fā)展研究院新能源研究所研究員饒志說。

相較于國際先進水平，我國氫能產(chǎn)業(yè)仍存在產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新能力不強、技術(shù)裝備水平不高，支撐產(chǎn)業(yè)發(fā)展的基礎(chǔ)性制度滯后，產(chǎn)業(yè)發(fā)展形態(tài)和發(fā)展路徑尚未明確等實際問題和挑戰(zhàn)。

“目前，氫能制備、儲運技術(shù)亟須突破?！别堉局赋?，“我國熱化學與工業(yè)副產(chǎn)氫提純制氫技術(shù)及裝備發(fā)展成熟，與國外先進技術(shù)水平相當。電解水制氫方面，堿性電解槽制氫技術(shù)處于世界一流水平，質(zhì)子交換膜和高溫固體氧化物電解水制氫技術(shù)相對落后。光解水制氫、生物制氫等新型制氫技術(shù)仍處于探索研究階段?！?/p>

相比堿性電解槽水電解制氫，質(zhì)子交換膜水電解啟停速度快，能適應寬范圍輸入功率波動，同時具有能量利用效率高、產(chǎn)物氣純度高且體積小、無堿性液體產(chǎn)氣壓力更高的優(yōu)點，而固體氧化物水電解具有高能量轉(zhuǎn)化效率，在綜合廢熱利用的情況下，其總效率可大于90%。對此，饒志建議，未來可考慮開展質(zhì)子交換膜水電解、固體氧化物水電解等電解水制氫技術(shù)研究。

記者了解到，氫氣儲運技術(shù)主要包括氣態(tài)儲運氫、低溫液態(tài)儲運氫、固態(tài)儲運氫和運氫載體技術(shù)等。其中，氣態(tài)儲運氫技術(shù)又分為高壓氣態(tài)儲運氫技術(shù)、管道輸氫技術(shù)和地下儲氫技術(shù)三大類；運氫載體技術(shù)包括有機液體儲氫和液氨儲氫兩類。

饒志介紹，針對氣態(tài)儲運氫技術(shù)，在高壓氣態(tài)儲運方面，國外車載高壓儲氫系統(tǒng)主要采用70兆帕Ⅳ型瓶，國內(nèi)以35兆帕Ⅲ型為主；在管道運輸技術(shù)方面，美國、歐洲已分別建成2400千米、1500千米的輸氫管道，而國內(nèi)目前氫氣管道里程只有約400千米；在地下儲氫方面，全球已經(jīng)建成3座地下鹽穴儲氫庫，其中有2座位于美國得克薩斯州克萊門茨鹽丘，而國內(nèi)于2021年建成首座地下儲氫加氫站。針對低溫液態(tài)儲運氫技術(shù)，美國和日本的液氫儲運較為成熟，主推液態(tài)儲運技術(shù)路線；國內(nèi)液氫儲運技術(shù)發(fā)展相對緩慢，前期主要依賴進口，液氫儲運研發(fā)事業(yè)剛剛起步。針對固態(tài)儲運氫技術(shù)，國內(nèi)尚處于小規(guī)模示范試驗階段，總體與國際保持同步，在部分儲氫材料與技術(shù)的研發(fā)和產(chǎn)業(yè)化方面具有一定的優(yōu)勢，但示范應用較先進國家如法國、德國等落后。針對運氫載體技術(shù)，國內(nèi)有機液體儲氫材料與工藝技術(shù)的研發(fā)在國際上一直處于領(lǐng)先地位，在有機液體儲氫技術(shù)市場化方面與發(fā)達國家持平，但在加氫和脫氫裝備方面落后于先進國家。國內(nèi)液氨儲氫尚處于技術(shù)攻關(guān)階段。

氫儲能技術(shù)成重要發(fā)展方向

目前我國氫能超過80%應用于化工領(lǐng)域，氫儲能技術(shù)是未來氫能可持續(xù)發(fā)展的重要方向。

“氫儲能目前存在的問題是效率較低、造價高、技術(shù)尚不成熟。由于國內(nèi)在燃氫燃氣輪機方面幾乎空白，因此只能通過燃料電池這一技術(shù)手段實現(xiàn)氫發(fā)電?！别堉颈硎?。

饒志介紹，在效率方面，電解水制氫效率達60%~75%，燃料電池發(fā)電效率為50%~60%，單過程轉(zhuǎn)換效率相對較高，但電—氫—電過程存在2次能量轉(zhuǎn)換，整體效率較低，僅為30%左右，遠低于抽水蓄能（75%）和電化學儲能（90%）的效率。在造價方面，制氫設(shè)備的單位造價約2000元/千瓦，儲氫和輔助系統(tǒng)造價為2000元/千瓦，燃料電池發(fā)電系統(tǒng)造價約9000元/千瓦，燃料電池的投資占到氫儲能系統(tǒng)總投資的接近70%，整體單位造價也要高于抽水蓄能（5500~7000元/千瓦）和電化學儲能（1200~1500元/千瓦）。

饒志認為：“受儲氫技術(shù)限制，燃料電池發(fā)電功率大多數(shù)在千瓦級別，在發(fā)電方面難以發(fā)揮規(guī)模效應，很難肩負起大規(guī)模長周期儲能的重擔。面對幾億千瓦時的氫儲能需求，所需巨量的存儲設(shè)備要找到合適的空間存放也是一大難題，實際操作的可能性不大?！?/p>

“氫儲能系統(tǒng)在利用層面還存在配套設(shè)施與產(chǎn)業(yè)鏈建設(shè)不完善、綜合利用效率有待進一步提升、成本居高不下等問題，可依托高校、科研機構(gòu)、氫能企業(yè)，深化產(chǎn)研合作，吸引國內(nèi)外高端專家團隊，提升技術(shù)創(chuàng)新和科技成果產(chǎn)業(yè)化水平。”南方電網(wǎng)能源發(fā)展研究院能源政策與戰(zhàn)略研究所研究員李沛表示。

李沛建議，未來可考慮進一步開發(fā)風光互補發(fā)電制氫儲能系統(tǒng)；探索有機液體儲運技術(shù)、固體儲氫領(lǐng)域關(guān)鍵技術(shù)的實際應用；開展固態(tài)氧化物燃料電池、質(zhì)子交換膜燃料電池等技術(shù)研究，提高系統(tǒng)利用效率，降低單位成本；開展氫儲能系統(tǒng)容量配置研究，解決可再生能源消納問題等。

此外，未來跨季節(jié)長周期儲能調(diào)節(jié)、分布式冷熱電聯(lián)供、備用和離網(wǎng)供電等氫能產(chǎn)業(yè)在電力領(lǐng)域的應用方向也引發(fā)業(yè)內(nèi)關(guān)注。

“氫儲能能夠為新型電力系統(tǒng)中電力電量長周期、跨季節(jié)平衡的難題，以及未來新型電力系統(tǒng)在持續(xù)多天少風無光情況下電力供應安全問題提供解決方案?！崩钆姹硎荆陲L電、光伏多發(fā)電的季節(jié)，可利用富余的可再生能源進行制氫，并作為備用能源儲存下來；在負荷高峰的季節(jié)發(fā)電并網(wǎng)，提高新能源的消納能力，減少棄風、棄光，增強電網(wǎng)可調(diào)度能力并確保電網(wǎng)安全。氫儲能可通過不同季節(jié)的電價差來實現(xiàn)盈利。

此外，氫燃料電池分布式發(fā)電具有效率高、噪音低、體積小、排放低的優(yōu)勢，適用于靠近用戶的千瓦至兆瓦級的分布式發(fā)電系統(tǒng)，主要應用領(lǐng)域為微型分布式熱電聯(lián)供系統(tǒng)、大型分布式電站或熱電聯(lián)供系統(tǒng)。

“目前質(zhì)子交換膜燃料電池和固體氧化物燃料電池技術(shù)，均已經(jīng)在國外成功應用于家用分布式熱電聯(lián)供系統(tǒng)和中小型分布式電站領(lǐng)域。但當前國內(nèi)燃料電池分布式發(fā)電系統(tǒng)總體還處于研發(fā)階段，與國際先進水平仍有較大差距。”李沛說。

此外，在備用和離網(wǎng)供電方面，通信基站備用電源或者遠離電網(wǎng)的偏遠地區(qū)發(fā)電或可成為氫燃料電池的應用場景，可以取代蓄電池和柴油發(fā)電機。移動應急電源車也是氫燃料電池重要的應用場景，可為醫(yī)院、數(shù)據(jù)中心等場所提供應急電源保障。

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