电氢耦合推动新型电力系统建设.doc

电氢耦合推动新型电力系统建设随着碳达峰碳中和工作的推进，氢能作为清洁能源的载体，将在工业、交通等领域得到广泛应用。氢能与电力系统的耦合发展，将进一步推动新型电力系统建设，但目前受技术、经济性等因素影响，尚未具备大规模推广的条件。这需要从加强政策顶层设计和电氢协同、开展跨学科跨领域联合攻关、建设标准体系、打造典型示范工程等方面推动开展。随着“双碳”工作推进，发展绿氢是未来重要趋势之一氢能是氢在物理与化学变化过程中释放的能量，可用于发电，也可作为车辆和飞行器用燃料、家用燃料等。作为能源，氢具有以下特点：单位热值高，氢气的低位热值为120兆焦/千克，是同质量天然气、石油、煤炭等化石燃料热值的2.64倍；储量丰富，氢主要以化合物的形态贮存于水中，地球上丰富的水资源中蕴含着大量可供开发的氢能；清洁环保，氢本身无味、无毒，氢燃烧或发电后的产物是水，能够实现零排放。根据生产来源，氢能可分为灰氢、蓝氢、绿氢。灰氢是通过化石燃料（如石油、天然气、煤炭等）燃烧产生的氢气，在生产过程中会有二氧化碳排放。蓝氢是在灰氢的基础上，将二氧化碳捕获、利用和封存，实现低排放生产。绿氢指的是主要通过使用风电、光伏发电等新能源发电制氢，实现零排放。目前，全球制氢手段仍主要是化石能源制氢。我国能源结构为“富煤少气”，制氢的主要方式是煤制氢和工业副产氢。虽然化石能源制氢成本较低，但随着“双碳”工作的推进，发展绿氢是未来制氢的主要趋势。发展绿氢能够推动我国能源结构转型，保障能源安全。当前，我国能源结构仍以化石能源为主，碳减排任务艰巨，石油、天然气对外依存度较高，需要探寻新的能源来保障能源安全。绿氢作为清洁能源载体，将在清洁低碳、安全高效的能源体系中发挥作用。绿氢可以帮助交通、工业等难以减排的领域深度脱碳。例如，氢燃料电池可用于长途运输车辆和重载货车，氢也可以作为原料代替化石燃料，大幅降低钢铁、化工和水泥等高碳排放行业的碳排放，是工业领域实现减碳的重要手段。利用新能源制氢可以提升新能源消纳水平，促进新能源大规模发展，同时氢储能可实现电力电量长周期跨季节调节，满足电力系统多时间尺度调节需求，支撑电力系统安全可靠运行。氢能将在制、用等环节和电力系统产生更多耦合关系随着能源革命推进，氢能技术和产业近年来快速发展。截至2021年年底，已有近20个国家制定了氢能战略，其中大部分以绿氢为主要发展方向；同时加快电解槽的部署，推动氢能在交通运输、建筑与工业供热、新型工业原料和发电等领域的应用。根据国际能源署预测，在净零排放愿景下，到2030年、2050年，全球电解槽装机容量将从现在的30万千瓦分别增长至8.5亿千瓦、36亿千瓦，现有工业用氢占比将由现在的99%分别降至71%、17%，交通运输、建筑与工业供热、新型工业原料和发电领域的用氢需求将由现在的不到1%分别上升到29%、83%。我国已出台多项促进氢能技术发展及产业创新的政策，并将氢能纳入能源范畴，作为前沿科技和新兴产业进行谋划布局，同时采用以奖代补形式开展氢燃料电池车应用示范城市建设。当前，我国氢能产业链初步实现商业化，区域产业集群效应初步显现，为氢能发展奠定了良好基础。截至2021年年底，已有29个省份出台了涉及氢能产业发展的政策。据中国氢能联盟预测，到2030年、2060年，我国氢气需求量将分别达3715万吨、13000万吨，在终端能源中占比分别为5%、20%左右，电解水制氢占制氢总量的比例分别为10%、70%。氢能作为连接气、电、热等不同能源形式的桥梁，未来将在制、用等环节与电力系统产生更多的耦合关系。氢能是促进新能源消纳的重要手段。未来，大规模新能源将快速发展，利用新能源制氢可提升新能源消纳水平。氢能是实现电能跨季节长周期大规模存储的重要途径。氢储能具有储能容量大、储存时间长、清洁无污染等优点，能够在电化学储能不适用的场景中发挥优势。在大容量长周期调节的场景中，氢储能与电化学储能相比在经济性上更具有竞争力。氢能是新型电力系统灵活调节的重要手段。先进的电解水制氢装备具有较宽的功率波动适应性，可实现输入功率秒级、毫秒级响应，为电网提供调峰调频等辅助服务，提高电力系统的安全性、可靠性、灵活性。氢能是拓展电能利用、促进能源互联互通的重要路径。氢能作为灵活高效的二次能源，在能源消费侧可以利用电解槽和燃料电池，通过电氢转换实现电力、供热、燃料等多种能源网络的互联互补和协同优化，推动分布式能源发展，提升终端能源利用效率。电氢耦合应示范先行、逐步推广、有序发展新型电力系统对新能源消纳、电网灵活调节、系统安全稳定运行提出了更高要求。氢能未来将应用于其中的源、网、荷各环节。在电源侧，新能源就地制氢、传统电源与氢能耦合等将促进新能源高效消纳利用，平衡新能源发电出力功率波动，提升新能源并网友好性，支撑大规模新能源电力外送。同时，传统煤电耦合新能源、氢能将提升煤电灵活性和清洁低碳水平，促进煤电绿色可持续发展。在电网侧，在大规模新能源汇集、负荷密集接入、调峰调频困难等关键电网节点合理布局氢储能电站，可发挥调峰、调频、调压、爬坡等作用，提高电力系统安全性、可靠性、灵活性。在负荷侧，氢能热电联产、分布式电制氢加氢站等可参与电网辅助服务，同时支撑分布式供能系统建设，发挥电、气、热、冷、氢等不同能源系统的耦合互补效应，推动综合能源服务发展，提升终端能源效率和综合供能可靠性。受技术、经济性等因素的影响，氢能在新型电力系统中的应用仍面临诸多挑战：一是缺少电氢耦合的激励政策与电氢协同规划，二是氢能装备部分器件“卡脖子”问题和核心关键技术有待突破，三是绿氢生产成本较高，四是电氢耦合标准体系有待完善。同时，氢在制取、储运和使用过程中存在一定的安全隐患，因此安全性是氢能推广应用的重要前提。当前，氢能在电力系统尚不具备大规模推广应用的条件，建议示范先行，随着技术进步与产业成熟逐步推广、有序发展。强化顶层设计，推进电氢协同。建议氢能布局与新型电力系统建设相结合，明确氢能在新型电力系统应用发展的路线图，开展激励政策设计，进行应用引导和优化补贴。加强产学研用协同，开展跨行业、跨学科联合攻关。建议培育电氢耦合联合科研创新团队，建设技术创新联合体，突破关键核心技术，开展电氢耦合全产业链技术成熟度分析，产学研用全方位入手推动电氢耦合产业发展。建立健全标准体系，引领电氢产业高质量发展。建议围绕产业发展需求，积极推进团体、行业标准及国家标准的制定，开展标准验证，促进工程标准化建设和规范化管理。打造典型示范工程，推动电氢产业规模化发展。建议围绕绿氢生产基地，建设国家级风光氢储试验检测基地和示范工程，开展氢能多类技术路线验证；在大规模新能源汇集等电网节点探索建设氢储能电站，参与电网灵活性调节；在国家氢燃料电池车示范城市，重点在重卡、物流车辆需求密集区，因地制宜建设分布式电制氢加氢站和充电站融合综合能源服务站，打造电氢耦合精品示范工程。4