氢储能经济性分析及应用前景研究-2023-04-新能源

百人会氢能中心隶属于中国电动汽车百人会，是致力于推动氢能和碳中和领域研究、产业发展的专业平台。主要任务是落实国家促进国内外“政产学研用”的交流合作，稳步推动中国氢能产业协车百智库是一家由中国电动汽车百人会联合权威机构、产业链头部企业共同发起成立的专业研究机构，主要围绕汽车电动化、智能化、网联化、绿色化以及能源变革、交通变革、城市变革等多个本研究报告属阶段性研究成果，仅供参考。数据引用、观点收集研究论据等暂未逐一注明出处，由于部分信息来自外部，且未与黎妍、云祉婷、苗乃乾、张诗洋、张家斌、孙琪深王岩、牟强、王德宇、王德军、魏蔚、曹俊、韩重坤本报告涉及的数据、资料、信息主要来自公开信息、合作伙伴提供的素材、课题组的实际调研，因为统计口径和时效性问题，可能会出现信息错误或数据偏差，如若发现此类问题，欢迎指正。一、概述 1 3 4二、氢储能发展总体形势 7 9 三、氢储能技术路线分析 五、氢储能发展的政策建议及展望 图12021年中国电力储能市场各储能方式占比 9 图3基于可再生能源和氢储能的能量系统 表3燃料电池技术特点及代表企业 表6不同技术路线下氢发电系统的度电成本测算 11概述的优势,被认为能够良好地糯合规模大、波动强的可再生能程中,可以提高可再生能源的消纳以及实现对电网的调峰调频、平滑输出,有助构建以可再生电力为主的新型电力系统,EV100PLUS•3近年来,我国发布了多个氢储能领域相关的纲领性文件,为氢储能的发展奠新型储能发展的指导意见》,明确提出“探索开展储氢、储热及其他创新储能技发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中提出,加强氢能生产、储存、应用关化初期步入规模化发展阶段,具备大规模商业化应用条件。同年3月,在《氢能产业中长期发展规划(2021-2035年)》中指出,充分发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势,推动氢能、电能和热能系统融合,促进形成多元互补融合的现代能源供应体系。相比其它储能方式,氢储能可以同时提高可再生能源的消纳以及实现对电网的调峰调频、平滑电网的输出,有助构建以可再生电力为主的新型电力系统,保障我国能源安全。但在实际应用中,由于氢储能处于发展初期,由于可供研究的应用项目较少,项目规模差异较大,导致测算的度电成本差别较大。因此,进—步系统性地研究氢储能在发电领域的需求情况,分析氢储能的成本现状、降本路径以及经济性,对氢储能在发电领域的规模化应用具有重要意义,也是本报告的氢储能分为广义和狭义两种。广义的氢储能体系是指把电能、化学能等任意形式的能量转换成氢气的化学能,并广泛应用于交通、工业、建筑、发电等应用电网中过剩的电力,通过电解水制氢转换成氢气的化学能,之后利用氢气发电技术将氢能再次转换为电力并输送回电网,或运输至用户端进行分布式发电,通常仅限于发电领域的应用。本文所讨论的氢储能,主要指狭义的氢储能,也就是发氢是—种清洁低碳、可规模化储运、高效灵活的能源载体和储能方式,氢储能配合可再生能源形成新型能源供应体系。在实际生产中,由于风电、光伏发电4•EV100PLUS等可再生能源具有较强的波动性、间歇性和偶然性,其发电量并不能完全实时匹配用电量,经常出现大于用电量或小于用电量的情况。当可再生能源发电站的发电量大于用电量时,可以利用电解水制氢技术,将可再生能源电力转化为氢能,进行能量储存;当可再生能源发电站的发电量小于用电量时,可以利用氢发电技术,将氢能转化为电力输送至电网,进行能量释放。这种能量储存和能量释放过程,便是—次完整的氢储能过程。通过氢储能技术,可再生能源的消纳利用将进—步提高,促使我国能源结构加速向绿色、低碳、高效转型,形成新型能源供应氢储能有利于增加电网的可再生能源电力比例,并通过交通工具电动化和氢能化,降低石油、天然气的消费量和对外依存度,提高国家能源安全性和独立性。当前我国正大力进行以能源安全、能源清洁和可持续发展为侧重点的能源革命,主要原因之—是我国石油、天然气的对外依存度过高,分别超过了七成和四成,已经超过和接近国际上的能源对外依存度警戒线。利用氢储能,并通过交通工具的电气化和氢能化,可直接减少石油和天然气的使用需求,降低对外依存度,氢储能技术被认为是—种用作平衡可再生能源装机容量在解决方案,主要应用于电网调峰以及燃料电池分布式发电技术中。光(风)储氢电—体化是基于风光互补发电、电解水制氢、储氢、氢燃料电池等技术的风光互补发电糯合氢储能系统,以氢能为能源载体,实应用。但电能无法直接储存,因此,储能系统成为风光互补系统中的关键部分,通过充电、放电的削峰填谷实现对电力系统功率和能量的调整。氢燃料电池分布式发电是采用氢燃料电池替代传统火电、水电等的发电机组,具有效率高、噪音低、体积小、排放低的优点,适用于距离用户较近的千瓦至兆瓦级别分布式发电系统。燃料电池分布式发电主要应用领域是微型分布式热电联产(CHP)和大型氢储能可以帮助解决区域电源和负荷的匹配问题,为偏远地区、数据中心、EV100PLUS•5海岛、基站、军事应用等难以搭建大型电网地区提供微电网、备用电的服务。氢储能可以为无法覆盖电网的地区提供稳定电源。在数据中心应用方面,微软在2021年8月宣布,氢燃料电池已连续48小时为—排数据中心服务器供电,这是质子交换膜电解水制氢系统,成功实现制氢,制氢发电功率100kw,可以满足岛内用户的各种能源需求,实现清洁能源百分百消纳与全过程零碳供能。在基站应用方面,2019年,我国第—个甲醇重整氢燃料电池供电的5G通信基站建成,该通信基站安装了两台5kw甲醇重整制氢燃料电池系统,日发电量可达200多度,预计使用寿命超过1万小时。在军事应用方面,美国陆军研究实验室研究的水下无人潜航器推进系统,使用的是氢燃料电池供电推进系统;洛克希德马丁公司及航空环境等公司的氢燃料电池无人机已实现应用,具有适应能力强、安全可靠、重量轻等特点,可以在极端环境中使用,并可执行超视距任务等;通用公司与美国坦克自动驾驶合作研制了氢燃料电池驱动的轻型作战卡车,选用了氢燃料电池和传统钮离子电池配合供电的模式,主要应用于某些对噪音和热能排放较高的作22氢储能发展总体形势欧美、日本等发达国家和地区的氢储能发展相对成熟,有比较完整技术储备和设备制造能力,当前国际上小型氢储能发电项目开始进入推广期,大型氢能发电示范站也在逐步建设中。相比之下,我国氢储能发展较晚,但电解水制氢技术在全球已处于相对领先地位,包括氢储能系统的零部件控制、集成等方面的相关产业链也在逐步形成;此外,多家大型能源企业和电力企业开始布局氢储能赛道,项目规模从过EV100PLUS•92021年,中国电力储能规模全球第二,新型储能进入快速增长通道,进入初步商业化发展阶段,氢储能装机规模在新型储能中占比不足0.1%。根据CNESA的不完全统计,截至2021年底,中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW,占全球市场总规模的22%,新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW,达到10.5GW,同比增长30%。其中,抽水蓄能的累计装机规模达到39.8GW,占全部储能装机规模的86.3%,同比增长25%;新型储能的累计装机铅蓄电池,0.74%1.20%新型储能,12.5%锂离子电池,11.21%熔融盐储热,飞轮储能,0.01%抽水储能,86.30%铅蓄电池,0.74%1.20%新型储能,12.5%锂离子电池,11.21%熔融盐储热,飞轮储能,0.01%抽水储能,86.30% 液流电池,0.11%超级电容,0.03% 压缩空气,0.40% 其它,0.01%近年我国储能利好政策持续出台,多地政府相继发布储能配置和调整电网波峰谷电价差的政策,有利储能规模化发展以及能源套利,对氢储能的发展起到积目必须配套相应比例储能,配置比例基本不低于10%,其中河南、陕西部分省份在调整电网波峰谷电价差方面,2021年7月29日,国家发展改革委发布《关于过40%的地方,峰谷电价价差原则上不低于4:1;随着峰谷电价差差距的拉大,10•EV100PLUS储能也就越能实现能源套利,目前北京、山东、江苏、浙江、广西、广东、河南等多个省级地区均具备良好的电力套利空间。在政策带动下,储能行业迎来了飞速发展的时期,也即将促进氢储能的整体发展。氢储能迎来开工热潮,储能项目进入兆瓦甚至百兆瓦级别规模,多个大型能源企业、电力企业进驻氢储能赛道。根据电动汽车百人会氢能中心不完全统计,截至2022年5月,我国在建和示范运行的氢储能设施共有9座,电解槽总装机量统计超过462MW,其中仅有不到1MW的电解槽装机量处于运行状态,其余均为规划或建设状态,随着当前建设的氢储能项目陆续建成、投产以及运行,未来几年内,氢储能装机量将大幅提高,成为新型储能的主要方式之—。此外,氢储能项目的装机规模趋向于大功率化,从千瓦级的电解槽装机规模逐渐成为兆瓦级甚至百兆瓦级的电解槽装机规模。在氢储能项目建设、运营主体方面,目前我国氢储能项目的建设主体主要以大型能源企业或电力企业为主,例如中石化、国网、国电投、中电新源等,这类企业具有资金雄厚、影响力大、抗风险强,能够项目名称项目内容电解槽装机量状态江苏如春光伏制氢、氢基储能的微电网项目该氢能小镇项目建立氢基可再生能源储能系统,解决不稳定可再生能源(太阳能,风能)高效利用的瓶颈,向氢基社区迈出—大步。未披露2021年验收成功浙江嘉兴红船基地“零碳”智慧园区燃料电池热电联供电站项目额定并网功率为20kW,单系统包含电解水制氢模块、储氢模块、燃料电池发电模块、余热回收模块、直流配电模块和控制模块。燃料电池热电联供电站首先可以为用户提供电能服务,其次可为用户提供热水或者暖气,综合效率可以高达90%运行安徽六安兆瓦级氢能科技示范工程项目由1MW质子交换膜电解水制氢装置、1MW质子交换膜燃料电池发电装置、200kg储氢装置组成。项目年制氢72.3万标立方,氢发电127.8试运行台州大陈岛“绿氢”综合能源系统示范工程示范项目制氢发电功率100kW,储氢容量200立方米（标准状态）,供电时间2小时以上。燃料电池热电联供”全系统综合能效超过72%,该项目实现电、热、氢、氧的清洁供应,满足岛内用户的各种能源需求。建设EV100PLUS•11项目名称项目内容电解槽装机量状态电工程项目整个发电区由80套1000Nm3/h大型电解水制氢装置、96套吸放氢金属固态储氢装置、384台640kW燃料电池模块、以及逆变、升压电气设备组成的大型制氢储氢、发电系统。年建成投运西藏“风光电-氢-电热”示范项目依托国家电投西藏分公司所属西藏沛德堆龙德庆30MW牧光互补复合并网发电项目,在世界屋脊建设全球首个氢-氧综合利用的“风光电-氢-电热”示范项目建设中国石化新疆库车绿氢示范项目项目将新建装机容量300MW、年均发电量6.18kWh的光伏电站,年产能2万吨的电解水制氢厂,储氢规模约21万标立方的储氢球罐,输氢能力2.8万标立方每小时的输氢管线及配套输变电等 建设山西首座氢储能综合能源互补项目该项目—期主要建设6X25MW分布式光伏电站、100MW风电电站,10MW电解水制氢高压储氢系统;二期项目预计建设1000MW光伏发电站,配套建设50MW电解水制氢液态储氢系统10MW(期)50MW(二期)预计于2023年完全投入运行大安市舍力镇风光制氢储能《源网荷储综合能源》示范期项目新建单机容量2.2MW风电机组10台、单机容量2.0MW风电机组14台,总建设规模50MW;配套建设相比欧美、日本等发达国家和地区,我国氢储能发展较晚,但近年来已有多个企业开始布局氢储能行业,建设或规划—批兆瓦级的氢储能工程项目,其中,以安徽六安兆瓦级氢能科技示范工程、山西首座氢储能综合能源互补项目以及张1、安徽六安兆瓦级氢能科技示范工程范工程完成整站试运行。项目实际总投资约6091万元,占地10亩,具有制氢、质子交换膜燃料电池发电装置、200kg储氢装置组成,规模为每年电解水制氢量72.3万标立方,每年氢燃料电池发电量12712•EV100PLUS2、山西首座氢储能综合能源互补项目亿元,以大唐云冈热电公司现有的热电资源为基础,建设以氢为主的储能项目,充分消纳多余的热、电、风、光等能源,打造成—个综合能源的调节、储存、交电极锅炉供热系统和10MW电解水制氢以及高压储氢系统;二期项目预计建设及电力削峰填谷进行电解水制氢技术、金属固态储氢技术和燃料电池发电技术等国内领先技术。该项目工程作为实行独立核算的发电项目,其发电收入按经营期平均上网电价和上网电量计算,上网电价为暂定为0.55元/h,项目建成后,预计年发电量可达3亿kWh,年销售收入可达1.6亿元,对提升当地的经济实力,改善张家口电网的电力结构,促进风电、光伏发电等新能源发电行业的开发提供有利条件。未来,该项目不仅为我国氢能在大规模储能调峰应用场景迈出实质性—步,也为氢储能商业模式探索的开始。根据CNESA不完全统计,截至2021年底,全球已投运电力储能项目累计储能项目中,抽水蓄能累计装机规模占比86.2%,新型储能累计装机规模EV100PLUS•13运新型储能增长首次突破10GW的年份,增量部分主要来自美国、欧洲、中国等市场。新型储能主要是电化学储能、飞轮储能、压缩空气储能以及氢储能等储能方式,其中,钮离子电池、钠硫电池、铅蓄电池、液流电池等电化学储能占新型储能总量的95.7%,氢储能在新型储能中仅占0.02%左右。在氢储能领域,欧、额方面,还难以与其它传统储能方式相比较。抽水储能,86.20%熔融盐储热,1.60%新型储能,12.2%锂离子电池,11.09% 钠硫电池,0.24%铅酸电池,0.27%D液流电池,0.07%飞轮储能,0.22% 压缩空气,0.28% 其它,0.02%全球主要储能市场通过完善电力市场规则、提供补贴和投资税收减免等措施支持储能市场发展。在电力市场规则方面,储能发展较为活跃的地区主要采用合理的峰谷电价差等电力市场规则来促进储能的发展,此外,—些国家将储能列为独立的电力资产,定义储能参与电力市场的模式,降低储能参与电力市场的门榄。例如美国和中国。在补贴方面,主要采取提供“初装补贴”的方式,帮助减轻用户在购买、租赁、安装储能系统阶段所承担的初始投资压力,大多数补贴政策为每套储能系统提供的补贴额度在初始投资成本的30%~60%之间。在税收方面,例如美国鼓励绿色能源投资出台投资税收减免(ITC),光伏项目可按照投资额的国、法国、日本、韩国等国家和地区,应用领域有工业用户、交通运输、能源企1、韩国斗山燃料电池发电站14•EV100PLUS统计,整套系统全年的开动率为95%以上,除更换滤芯及检修外设备持续开动,2、英国电力公司约克那氢气发电项目发电方式将使用涡轮机来进行氢燃烧发电,在需求高峰时向电网供电。该项目预计和工程工作。此外,SSE已与挪威能源公司Equinor合作,将于2028年开发keadby氢气发电站,该项目有望成为首座完全使用氢能的大型发电站。3、法国Hyflexpower氢能综合利用的示范项目制氢设备生产的氢气以30%的比例与70%的天然气混合燃烧,驱动燃气轮机发电。其试运行标志着全球首个集成了高比例掺氢先进燃机的“电能多元化转换”参与项目的合作伙伴包括西门子能源、德国航空太空中心、ENGlESolutions、centrax、ARTTlc,以及希腊国立雅典理工大学、瑞典隆德大学、德国杜伊斯堡-4、法国阿海法集团科西嘉岛“MYRET”项目项目利用氢储能系统的调峰和平稳作用促进光伏发电并网。整个项目包括33氢储能技术路线分析氢储能是少有的储存能量可以在太瓦时以上,响应时长可以短至秒级别,储能时长可以适用于极短(分钟级别)或极长时间(跨季度)的新型储能方式。在中短期内,氢储能技术将主要趋向宽功率波动适应性(0-100%)、大功率化电解槽单槽以及良好的间歇性电源功率波动适配性等方EV100PLUS•17氢储能系统主要包括三个部分:制氢系统、储氢系统和氢发电系统。分别对应电解水制氢技术(电-氢的转换)、储氢技术、氢燃料电池技术或氢燃气轮机技术(氢-电的转换),其中,电解水制氢技术、储氢技术各有多条技术路线,不同可再生能源可再生能源燃料电池储氢制氢水电解最终用户1、制氢技术电解水制氢技术主要分为碱性电解水(ALK)技术、质子交换膜电解水(PEMEC)技术以及固体氧化物电解水(SOEC)技术三类,目前实现商业化应用ALK技术是目前最成熟的电解水制氢技术,投资成本低、寿命长、单槽制氢规模大(目前世界上实现生产的最大的碱性电解槽单槽是1300Nm3/h,最多达3/h),我国的ALK技术已达到国际领先水平,实现商业化生产和应用。势;但碱性电解水需要碱液作为电解质,存在污染性,而且动载性能差、电流密度低、启停速度较慢,当前ALK技术的冷启动时间在数适合稳态电力情况下大规模电解水制氢场景,例如工业领域的应用。而在可再生能源电力系统,碱性电解水技术需要保持热启动的状态,才能快速响应不确定性18•EV100PLUSPEMEC技术的具有响应较快(冷启动时间在分钟级别,热启动时间在秒级别)、负荷范围宽、运行灵活等优势,以及能源转换效率较高,靅解槽占地面积小,安全系数高等特点。缺点是单槽功率低、综合成本较高以及关键技术尚未实现全部国产化。在单槽功率方面,目前国内的PEMEC靅解槽单槽制氢能力主要以几标方到几十标方为主,而国外的可达到数百标方,在单槽功率方面与国外先进水平尚存着—定差距。在成本方面,需要贵金属作为催化剂,成本是碱性靅解美国和日本企业垄断,国内仅有山东东岳集团可以生产性能相对优良的质子交换膜产品。在响应方面,PEMEC技术可实现输入功率秒级响应,同时可适应0%—技术的发展方向将趋向单槽大功率化、成本接近碱性靅解槽发展。总体而言,的波动性,适用于交通、航空等需要快速启动的领域。相比ALK技术和PEMEC技术,SOEC技术具有更高的能量转化效率高(可的研究和新型材料的研发尚未有重大突破,限制了SOEC技术的大规模推广,仅下表是三类制氢技术关键指标,主要来自文献以及清华清华大学车辆与运载特性碱性电解水质子交换膜电解水固体氧化物电解水能源转换效率60%ㄦ75%相对较低70%ㄦ90%较高高系统能耗冷启动时间数小时热启动时间靅解槽温濚靅褣檖濚宽功率适应性EV100PLUS•19特性碱性电解水质子交换膜电解水固体氧化物电解水制氢设备成本16000~20000元/kw(小规模)~6000元/kw(大规模)技术成熟度技术较为成熟,已实行技术尚处于从研发走向工业化,实验室研发阶段,开始工业化商业化水平低进入小型示范应用阶段2、储氢技术储氢技术主要有固定式高压气态储氢技术、液态储氢技术和固态储氢技术,在发电领域,目前固定式高压气态储氢是主流的储氢技术,低温液态储氢和固态（1)气态储氢技术气态储氢技术主要指高压气体储氢,我国固定式高压气态储氢主要有是最为常用的储氢技术,同时具有设备结构简单、成本相对低廉、充装和排放速度较快、操作方便快捷等优点,在储氢技术中占据主导地位。但是,在高压的作用下,—般氢气储运材料易发生氢脆,存着泄漏和爆炸的风险,而且储氢体积密度相对较低,增加储氢成本。在中国石化新疆库车绿氢示范项目,储氢系统是21（2)液态储氢技术低温液态储氢是在20K(-253气)左右下,利用压缩机将氢气液化并储存在高压气态储氢的3倍和1.8倍左右。液态储氢的液化过程能耗非常高,液化1kg液氢储罐位于美国肯尼迫航天中心,储氢体积达到12000L,用于美国宇航局解水制氢液态储氢系统进行储氢。有机液态储氢是利用—些不饱和液体有机物等通过加氢反应将氢气固定,形成分子内结合有氢的液态化合物以实现储氢的功能,然后在需要使用氢气的时候进行脱氢。这个过程中,加氢和脱氢是可逆的。理论上,矫烂、烘烂以及某些不20•EV100PLUS衍生物储氢主要指将氢气转化为氨、甲醇等氢衍生物,利用液氨和甲醇的相对较高的安全性,以及在全球有成熟和规模化的运输体系和基础设施,运输成本较低且可以进行全球贸易。未来,将绿氢转化为液氨和液态甲醇运输到下游应用场景,将具有良好的经济效应。在发电储能领域,液氨和甲醇可以应用于燃气轮源产业技术综合开发机构(NED0)的委托下,lHl公司开发了2000KW级燃气轮机技术,将液氨直接喷入燃烧室并与天然气燃烧,目前已实现70%液氨和天然气上世纪70年代,已有多个机构展开甲醇燃气轮机的技术研发,气轮机是可行的,但至今还没有甲醇燃气轮机的商业化产品。（3)固态储氢技术固态储氢技术原理是某些金属或合金与氢反应以后可以生成金属氢化物,达到吸收氢的效果,生成的金属氢化物在加热后再释放氢。固态储氢的储氢密度可氢储能发电工程项目中,利用了96套吸放氢金属固态储氢装置进行储氢。3、氢气发电技术（1)氢燃料燃气轮机技术能互补的途径,电能利用率可达75%,达到抽水储能的能效水平;当前氢燃料燃气轮机的掺氢比例正转向高比例化,未来有望实现纯氢燃气轮机。EV100PLUS•21储氢罐热网热负荷储氢罐热网热负荷供给侧负荷侧负荷侧燃氢燃气轮机机组氢储能单元热储能 传输线传输线传输线氢燃料燃气轮机发电机组在发电领域相比燃煤发电机组有着较大的优势,具有发电效率高,污染物排放低、建造周期短、占地面积小、耗水量少和运行调节程中的燃烧振荡、控制燃料空气比以及回火风险控制,此外还需设计制造出氢燃当前氢燃料燃气轮机发电机主要以掺氢的燃气轮机为主,大部分氢燃料燃气氢的氢燃料燃气轮机,多项纯氢燃料燃气轮机开发项目也正在开展。在高比例掺的掺氢混合燃料燃烧技术,该技术可实现稳定燃烧和低氮氧化物排放;GE公司声燃气轮机原型机的试验;2020年3月,MHPS公司设计能够从30%氢气和70%2022年,我国的国家电投荆门绿动电厂在运燃机实现15%掺氢燃烧改造和商业运行,这是我国首次在重型燃机商业机组上实施掺氢燃烧改造试验和科研攻关,该项目成为全球首个在天然气商业机组中进行掺氢燃烧的联合循环、热电联（2)氢燃料电池技术氢燃料电池技术已在分布式发电领域实现商业化发展,目前主要由美国、欧22•EV100PLUS盟、日本和韩国引领,部署较多的是日本的家用燃料电池分布式发电ENE-FARM根据电解质的不同,氢燃料电池可以分为质子交换膜燃料电池(PEMFC)、高纯氢气的质子交换膜电池(PEMFC)和采用粗氢和碳氢燃料的固体氧化物燃料电为代表,主要发展PEMFC小型家用分布式发电,是全球微型最大的系统;日本于2009年开始大范围推广家用燃料电池分布式发电系统——本满足—般家庭60%~90%的用电;十余年以来,日本各品牌ENE-FARM产品累统,也有—部分是SOFC电池。欧盟的Ene-field项目,研发了数十款SOFC及AFC是最早得到实际应用的燃料电池技术,最早应用于阿波罗宇宙飞船,为致其使用寿命较短,因此除航空航天领域外,其它商业化应用案例非常少。类型PEMFCs0FCAFC电解质固态质子交换膜固态氧化物碱性电解液工作温度发电效率导电离子+2--应用交通、小型家用分布式发电、应急电源大型商用分布式发电航空航天领域代表企业日本松下、东芝美国BloomEnergy,美国FCE,日本松下、东芝(ENE-FARM项目),日本MHPS,欧洲SunfireEV100PLUS•23目前的储能技术主要分为:物理储能使电磁储能使电化学储能使热储能和氢储能。其中,物理储能包括抽水储能使压缩空气储能使飞轮储能等技术,化学储能包括铅酸蓄电池使钮离子电池使钠硫电池使液流电池等技术,电磁储能包括超级电容器使超导储能等技术,热储能主要有熔融盐储能,氢储能作为—类新型储能技术,近年来在政府政策文件中多次提及。1、各储能路线类型抽水储能是目前最成熟的储能技术,是传统储能技术中具有大规模使长周期储能优势的储能技术。钮电池储能是当前最有发展前景的储能技术,主要依托于规模庞大使发展迅猛的钮离子动力电池和汽车市场,是—类反应速度快使整体效率高的技术。氢储能是最具潜力的新型储能技术之—,具有比抽水储能更突出的大规模使长周期储能优势,同时具备较快的释能响应速度。（1)物理储能命极长,远超其他传统储能类型,是—种可靠的储能方式。但是另—方面,抽水地形条件的限制,需要占用大面积土地,工程费用较高。飞轮储能效率高,不受充放次数限制,维护简单,储能密度高,达到（2)电磁储能超导储能的响应速度在这几类储能是最快的,全功率反应时间为毫秒级,效24•EV100PLUS储能周期短,功率成本和能力成本相对较高,储能规模小(0.1~1MW)。超级电容储能的响应速度和超导储能—样,也是毫秒级别,效率较高,寿命相对较长(~15年),功率成本比其他储能方式低,仅400~500元/kW。此外,和超导储能—样,储能周期短,储能规模小。（3)电化学储能电化学储能近年来受到极大的关注,其储能规模介于物理储能和电磁储能方理储能但低于电磁储能,能量密度和功率密度都比较高。但缺点在于寿命整体相对较短,存在污染。铅酸电池、钮电池、钠硫电池和硫钠电池这四类电化学储能技术目前均有商业化应用,技术相对成熟。其中的钮电池储能是目前最有发展前景的储能电池之—,依托目前规模庞大且发展迅猛的钮离子动力电池和汽车市场,（4)热储能储热技术是以储热材料为媒介将太阳能光热、地热、工业余热、低品位废热等热能储存起来,在需要的时候进行释放的储能技术。目前在储热技术中,熔融盐作为—类常见储热介质,具有使用温度高、传热性能好、比热容大等优点,在（5)氢储能氢储能以氢作为能源的介质储存化学能,在应用端主要通过氢燃料电池来实现氢能到电能的转变。作为—种新型储能介质,氢能热值高,燃烧产物只有水,能以气态、液态的形式储存在储氢罐中,或以固态的形式储存在储氢材料中,并具有以下优势:①氢和电能之间通过电解水与燃料电池技术可实现高效率的相互转换;②压缩的氢气有很高的能量密度;③氢气具有成比例放大到电网规模应用的潜力。通常氢作为储能工具主要应用于光(风)储氢电—体化、燃料电池分布2、技术优劣势对比储能时长和储能容量是储能的主要衡量指标,不同储能技术的储能时长、储能容量也不同。有储能时长较短的短时储能方式,如超导储能、超级电容、飞轮储能等,储能时长可以短至数秒;有储能时长较长的长时间储能方式,如电化学储能、抽水储能以及氢储能,储能时长可以长至数月,氢储能的储能时长更是可以达到—年以上,可以实现能量跨季节储存。而在储能容量方面,超导储能、超级电容的储能容量较小,往往在1MWh以下,而氢能的储能容量可以达到数个各储能技术的技术参数如下表:类型储能技术储能容量储能时长全功率响应时间放电时间效率/%储能密度/[(W·h)·L-1]寿命/a物理储能抽水储能数小时~数月分钟级压缩空气储能数分钟~数月分钟级飞轮储能数秒~数分钟十毫秒级毫秒-15分钟储能超导数秒毫秒级毫秒-8秒超级电容数秒毫秒级毫秒-60分钟EV100PLUS•25类型储能技术储能容量储能时长全功率响应时间放电时间效率/%储能密度/[(W·h)·L-1]寿命/a电化学储能铅酸电池数分钟~数天百毫秒级分钟-小时钮电池数分钟~数天百毫秒级分钟-小时液流电池数分钟~数月百毫秒级秒-小时硫钠电池数秒~数小时百毫秒级秒-小时氢储能氢数分钟~数月秒级别液氢:~2300相比其它储能方式,氢储能在储能时长、储能容量、储能密度上具有较大优势,在储能时长方面,可以实现跨季节储能;在储能容量方面,可以达到Twh级别;在储能密度方面,液氢的体积能量密度可达到2300wh.L-1,是目前储能方式中最高的储能密度。但另—方面,氢储能在能量转换效率、响应速度等方面则相换效率只有40%~60%,响应速度(PEM电解槽的热启动)目前最快也需要目前,可实现商业化大规模储能技术只有抽水蓄能和压缩空气储能,发展势头较猛的有电化学储能。但抽水蓄能电站的建设受到地理条件的严格限制,尤其中国可再生能源集中地的水资源有限,难以满足建造抽水蓄能电站的需求,且建设周期较长对周边生态存在较大影响。压缩空气储能容量大、寿命长、经济性能好、充放电循环多,但目前还存在传统压缩空气储能系统需要燃烧化石能源,小型系统的效率不高和大型系统需要特定的地理条件建造储气室等缺点。电化学储能成本较高,电池寿命只有五年左右,并且废旧电池处理面临诸多环保问题,目前在容量需求小的调频率储能场景应用较多,大规模调峰储能应用不具有经济可相比之下,氢储能能量密度高、可长时间存储且可实现过程无污染,是少有的能够储存Twh以上,且可同时适用于极短(分钟级别)或极长时间供电(年级别)的能量储备技术方式,响应时间相对较短(秒级别),被认为是极具潜力的新型储能技术。对可再生和可持续能源系统而言,氢气是—种极好的能量存储介26•EV100PLUSEV100PLUS•271、宽功率波动适应性的高效电解制氢技术还有待发展可再生能源的不确定因素很多,比如风电发电,1台风机—天内的功率输出波动范围非常大,因此要求制氢系统的功率耐受范围尽量能达到0%~100%,更好地糯合风电、光伏发电系统,提高风光等可再生能源的消纳。目前碱性电解水制氢的宽功率波动适应性在20%-100%,难以糯合质量较差的可再生能源电力,率波动适应性(0-100%),能够更好地适应可再生能源电力,但是PEM系统成本远高于碱性电解水制氢系统,不具备经济性优势。因此,短期内,如何提高碱2、氢储能设施大功率化、项目大规模化发展将成主要趋势目前我国已建成的氢储能项目多数是kw级别的电解水制氢系统,氢燃料电池的功率也以kw和Mw级别为主,制氢和发电规模较小,摊销到每单位储能的储能成本就相对较高。在实际的示范项目中证明,储能项目每单位储能的储能成本与项目的储能规模以及设备的功率都有密切关系,往往项目规模越大、设备功率越大,摊销到每单位储能的储能成本就相对越低。未来,只有实现氢储能装备的大功率化、项目的大规模化,才能体现氢储能项目的规模化储能优势。3、氢储能系统与风电场的适配性尚需提高由于风力、太阳能的不确定性较强,导致风力发电、光伏发电可能会产生大规模低品质的电力,而电解水制氢装置对电力的稳定性要求较高,频繁的电力波动将对设备的运行寿命和氢气纯度质量造成较大影响。针对技术方面的挑战,需要进行有效的电能匹配,提高制氢设备的可利用率。提高电解水制氢设备对间歇性电源功率波动的适应性,深入研究制氢装备的功率波动适应性,开发大功率、低成本的高效率的工业化碱性电解水制氢技术,以及开发可快速响应功率波动的质子交换膜电解水制氢技术。此外,还有氢储能系统与电网的综合调峰控制、大44氢储能经济性分析氢储能的度电成本越低、能源套利越高,越容易实现其货币价值;度电成本取决于投资总额与氢发电量,分别形成正相关和负相关的关系;目前,我国大多数省份存在较大的模的扩大,氢储能开始具备较好的经济效益,有望逐渐走向EV100PLUS•31氢储能的度电成本越低、能源套利越高,越容易实现其货币价值;度电成本取决于投资总额与氢发电量,分别形成正相关和负相关的关系;目前,我国大多随电解水制氢、氢燃料电池等系统成本的下降以及产业规模的扩大,氢储能开始具备较好的经济效益,有望逐渐走向规模化应用。氢储能有利于提高可再生能源的利用率和增加电力系统的灵活性,但其部署仍主要受到项目经济性的影响,要实现良好的经济性,主要措施在于降低成本以及实现储能的能源套利,当能源套利大于成本时,即可实现氢储能的盈利,即具备经济性。其次,不同的储能方式,因其成本不同,导致经济性也有所差异。分析氢储能的经济性,—是分析氢储能的成本以及能源套利情况;二是对标常见的储能方式,例如已经实现商业化应用的抽水储能以及当前发展迅猛的电化学储能,前者同样具有大储能容量、长储能时长优势的优势,后者则是具有快速响应能力的优势,比较双方的经济性。1、成本分析全生命周期度电成本是目前储能常用的成本衡量指标。全生命周期的每度电总成本/储能电站总处理电量,指在全生命周期内对储能电站的总成本和发电量进行平准化计算得到的储能成本。储能电站总处理电量是储能装置每年的储存输送返回电网或应用端的发电量。度电成本在评估储能技术经济性方面具有重要指导意义。其计算公式如下:度电成本=总成本/总处理电量=csum/Esum式中,CSum为储能电站全生命周期的总成本;ESum为储能电站全生命周其中,全生命周期储能电站总成本可以分为安装成本和运行成本,安装成本主要包括储能系统成本和土建成本等初始投资,运行成本则包括运维成本、人工32•EV100PLUS成本、回收残值等;全生命周期储能电站总处理电量主要指氢发电系统的发电总发电量约2.9亿kWh。从预计运行情况测算,该氢储能项目的度电成本预计在项目数值—、设备折旧年限,年二、土地、房屋折旧,年三、安装成本,亿元3.1设备装置费用,亿元3.1.1碱性电解水制氢装置,亿元3.1.2储氢装置,亿元3.1.3燃料电池发电装置,亿元3.1.4其他设备费用3.2土地、建设费用,亿元四、每年土地、房屋折旧,亿元/年五、每年设备装置费用摊销,亿元/年六、每年维修运营成本,亿元/年七、每年人工成本,亿元/年八、回收残值,亿元/年九、每年平均成本合计,亿元/年十、预计每年氢发电,亿kWh/年十—、度电成本,元/kWh（1)技术路线、发电时长对氢储能成本的影响氢储能发电系统的子系统包括多种技术路线,其中,制氢系统包括碱性和EV100PLUS•33电解水制氢装置,储氢系统包括高压气态、低温液态、固态储氢装置等。子系统选择的技术路线不同,将影响氢储能发电系统的度电成本。例如,在张家口置替换成为高压气态储氢,测算其度电成本将降至0.74元/kWh,二者的替换对成本的影响不大;而当前固定式液态储氢成本均远高于二者,不具备成本优势。因此,当规划氢储能发电站时,在考虑项目实情的情况下,应当充分考虑各子系统的技术路线,选择氢储能发电系统的最优配置。场景一场景二场景三场景四制氢系统碱性电解水制氢PEM电解水制氢碱性电解水制氢PEM电解水制氢储氢系统固态储氢固态储氢高压气态储氢高压气态储氢氢发电系统PEM燃料电池PEM燃料电池PEM燃料电池PEM燃料电池度电成本,元/kWh来源:部分数据来自上海氢枫能源技术有限公司除了技术路线影响度电成本之外,在实际生产中,对于同—氢储能设施,氢均发电时长约3.3h,电解水制氢系统的日均制氢时长约6.7h(假设氢燃料电池发电效率为50%)。在未扩容的情况下,测算出氢日均发电时长越长,氢储能度电成本越低。氢日均发电时长与电解水制氢系统利用率有关,理论上,场景—的制电成本低至0.25元/kWh,相比抽水储能开始具备成本优势。34•EV100PLUS度电成本，元/kWh6.005.004.003.002.001.000.00场景三场景四发电总量.场景一◆场景二场景三场景四发电总量12.0010.008.006.004.002.000.00发电量，亿kWh/年0.02.04.06.08.010.012.014.0日均发电时长，h图6氢储能度电成本与氢发电时长相关性,未扩容因此,在通常情况下,氢储能发电站通过选择成本更低廉的碱性(ALK)电解水制氢和高压气态储氢(或固态储氢,规模化情况下,目前两者的成本差距较小)的技术路线,以及尽可能延长氢发电系统的发电时长(实际上提高整个氢储能电站的利用率),降低全生命周期储能电站的总成本以及增加全生命周期储能电站的总处理电量,达到降本的目的。（2)项目规模对氢储能成本的影响子交换膜(PEM)电解水制氢装置、1MW质子交换膜燃料电池发电装置、200kg储氢装置组成。根据同样的计算方式,测算该项目的生命周期度电成本情况。从结果来看,该项目的氢储能度电成本为2.19元/kWh,假设制氢方式与张家口电成本差距较大。究其原因,主要是两个项目的规模差异导致。通常情况下,项目规模越大,土地、建设以及核心设备的算摊销的成本越低,度电成本越低。EV100PLUS•35项目PEM电解水制氢场景（场景五)ALK电解水制氢场景（场景六)—、设备折旧年限,年二、土地、房屋折旧,年3.1设备装置费用,万元3.1.1电解水制氢装置,万元3.1.2储氢装置,万元3.1.3燃料电池发电装置,万元3.2土地、建设费用,万元四、每年土地、房屋折旧,万元/年五、每年设备装置费用摊销,万元/年六、每年维修运营成本,万元/年七、每年人工成本,万元/年八、回收残值,万元/年九、每年平均成本合计,万元/年十、每年氢发电,万kwh/年十—、度电成本,元/kwh（3)储能时长对氢储能成本的影响氢储能系统的储氢时长主要取决于储氢系统容量,当某段时间的储氢容量远高于氢发电所需氢气时,氢储能系统储氢量增加,储氢时长也随之拉长。在文章前面度电成本测算中发现,相比制氢系统和氢发电系统,容量成本(储氢系统带来的成本)在总成本中占比较小(约9.5%),随着储能时长的增加,度电成本增在储能时长方面,抽水储能系统可以通过增加系统功率(影响容量成本,占总成本50%左右)来增加储能量,钮电池等电化学储能可以通过增加电池组(即容量成本,占总成本88%左右)来增加储能量,进而增加系统的储能时长。增加储能时长实际相当于减少储能系统的循环次数,本质上降低了系统利用率,最终36•EV100PLUS导致单位成本的增加。但相比之下,氢储能系统的容量成本占比较低,对总成本影响较小,因此适用于大规模、长周期的储能场景。根据相关资料显示,当储能时长增加5倍,氢储能的度电成本仅增加—倍不到。度电成本，元/kWh1.41.2 0.80.60.40.20050100150200250300350储能时长，h（4)氢储能与抽水储能、电化学储能度电成本比较/Mwh,系统能量效率76%,年运行比例约90%。由此测算可得,抽水蓄能产生的度电成本为0.21-0.25元/kwh,是目前成本最低廉的储能方式之—。由于能量密度高、循环性能好、耐低温性能相对较好,常用于消费级新能源电动EV100PLUS•372.52.1921.260.950.8810.820.820.860.740.50.710.620.670.610.250.2102.52.1921.260.950.8810.820.820.860.740.50.710.620.670.610.250.210图8几类典型储能技术的度电成本,元/kWh注:氢储能的规模在MW级别以上对比抽水储能和电化学储能,当前氢储能的度电成本比抽水储能仍然偏高,但已经下探到电化学储能的成本区间,开始具备大规模商业化应用的基础。而且与电化学储能相比,氢储能的储能容量增加的同时,其成本的增加远低于电化学储能,更适用于规模化储能场景。2、能源套利当电网峰谷电价差大于储能的度电成本时,储能有望实现盈利,且峰谷电价差越大,储能套利空间越大,储能的经济性就越好;当前我国的海南、天津、浙江、广东、上海等地已设置了较大的峰谷电价差,其氢储能设施具有能源套利的2021年7月29日,国家发展改革委发布《关于进—步完善分时差原则上不低于4:1;此外要建立尖峰电价机制,尖峰电价在峰段电价基础上上浮以上,分别是天津、上海、重庆和浙江;15个省份单位峰谷电价差在0.8~1.2元38•EV100PLUS市。储能设施的经济价值主要由能源套利来体现,当电网峰谷电价差大于储能的度电成本时,储能设施才有望实现经济性,且峰谷电价差越大,储能套利空间越大,储能的经济效益就越好。电价差达到1.14/kwh左右,远高于0.75元/kwh的度电成本,理论上可以实现有19个省市,大部分地区已经具备大规模氢储能电站的能源套利空间与传统的抽水储能和发展势头较猛的电化学储能相比,当前氢储能的成本偏高,经济效益较差。但由于氢能产业还处于初级发展阶段,随着技术、产品的不断突破和创新,规模化发展的实现,氢能产业具有较大的降本空间,这将直接推氢储能的经济性主要受到成本以及峰谷电价差影响,成本主要受制于各系统成本、储能项目规模以及绿氢成本等因素,因此降本路径也主要取决于这几点;而峰谷电价差主要收到政策的影响,设置合理的峰谷电价差是实现氢储能经济性1、降本路径除了制氢方式以及氢发电量等生产因素以外,氢储能的降本,主要取决于各系统的成本下降,而各系统的成本下降来自于技术突破、国产化程度以及规模化生产。在技术突破方面,需要提高制氢系统的电流密度、减少贵金属使用、开发大功率电解槽,开发新型储氢材料降低材料价格,减少燃料电池系统中贵金属使用、开发大功率氢燃料电池系统/氢燃气轮机等;在国产化方面,需要提高关键材目前仍主要被美国和日本的企业所垄断,储氢罐的碳纤维材料,也EV100PLUS•39在规模化生产方面,需要刺激下游应用端需求,扩大产业的规模,同时优化生产流程,提高自动化生产水平。（1)关键技术突破和核心产品国产化是氢储能降本的直接推动力对于制氢系统,可以通过提高电流密度、减少贵金属催化剂的使用量以及提隔膜和电极等重要材料的使用量,制氢设备成本将下降10%~20%。在催化剂方面,研究新型催化剂,减少或避免催化剂中贵金属的使用占比,也是目前降本的重要路径之—。在电解槽单槽制氢功率方面,目前大功率制氢设备的单位制氢设备成本(元/MW)比小功率制氢设备低;例如,1MW碱对于氢燃料电池系统,以PEMEC技术度、降低催化剂贵金属负载、降低质子交换膜厚度以及国产化、规模化生产等均到1000元/kW;到2030年,当生产产能规模达到50~100万台级别,氢燃料电.1000050001000.100005000100020000○○5002018年2020年2022年2025年2030年产能规模系统成本（元/kW)图9氢燃料电池系统成本下降趋势预测,元/kw40•EV100PLUS除了氢燃料电池技术,氢燃料燃气轮机发电技术也是氢发电技术的主要发展趋势之—。目前大部分氢燃料燃气轮机发电机掺氢比例在10~20%左右,多项高比例掺氢甚至纯氢燃料燃气轮机开发项目也正在开展。根据明阳集团数据,当前电系统成本可以控制在5000元/KW左右,成本与氢燃料电池系统相当。但氢燃料燃气轮机发电技术可沿用现有内燃机工业体系进行开发,产业化转化更有利;其次采用传统燃烧做功模式,对氢气燃料纯度要求较低,燃料适应性好;此外,氢燃料燃气轮机不需要贵金属催化剂,更适合大规模应用场景。近年来,多个企业正在开发高比例掺氢的氢燃料燃气轮机技术,未来将与氢燃料电池技术并行发（2)氢能产业各环节规模化生产促进氢储能综合成本下降目前氢能产业还未达到大规模商业化应用,整体规模偏小,这也是导致氢能各环节成本偏高的主要因素。例如电解水制氢系统,由于产业规模整体偏小,部分装备尚未实现自动化生产,造成电解水制氢系统生产成本偏高;随着电解水制氢设备的应用进—步扩大,可以通过自动化生产降低生产过程的成本。2、经济性预测低至140~160万元,预计到2025年,主流型号的碱性电解水设备的成本基本能下降到140万元/MW。到2030年,碱性电在储氢系统方面,目前高压储氢的成本(仅充装装置)大约为88万元/吨储氢。参考车载储氢瓶,据美国汽车研究理事会研究发现,当生产规模越大,储氢降20%,其储氢成本在70万元/吨储氢左右。固态储氢系统(仅充装装置)的成在氢燃料电池系统方面,到2025年,预计单套燃料电池系统成本有望降至元/MW;之后氢燃料电池系统的成本降速变缓。EV100PLUS•4100综合制氢设备、储氢和辅助系统、燃料电池发置、储氢装置(高压气态)组成的氢储能项目为例,在当前制氢时长6.7h,发电氢储能的度电成将大幅下降,分别为0.46、0.29和0.25元/kWh,远低于场景四目前0.74元/kWh的度电成本,具有良好的经济性。从时间上来看,到2025年,外,从运营的角度,制氢装置可以在购买具有绿电证书绿电的前提下,实现24h制氢,此时的氢发电时长最长可达到11.6h,氢发电时长增加将带来氢发电总量的用场景的主要目的之—,这需要根据各地区的实际用电高峰缺口、可再生能源发电特征或绿电应用等情况,以具体研究储能装置的配置比例和氢发电装置的发电未来随着波动性较强的可再生能源电力逐渐替代稳定的火电,以可再生能源42•EV100PLUS年可再生能源发电装机量突破10亿kW,达到10.6亿kW,发电量达到2.5亿kWh左右,占全国发电量的29.7%,可再生能源利用总量达7.5亿吨标准煤,占亿kW(46.1GW),储能总装机量占可再生能源电力的4%左右。目前全国地方看,目前储能的装机量仍然偏少,还有较大的需求空间。未来随着可再生能源装机量的进—步增加以及储能配置政策的进—步推动,必然推动氢储能等能够良好装机容量，万kW12000010000080000600004000020000020.0%20.0% 18.0% 16.0%14.4%14.0%12.0%10.0%8.0%6.0%4.0%2.0%0.0%17.5%14.5%13.5%12.1%8.7%2016年2017年2018年2019年2020年2021年水电风电太阳能发电生物质发电增长率图112016-2021年我国可再生能源电力累计装机量及增长趋势,万kw按照新能源项目配套储能比例10%来计算,储能规模需求至少在2.214亿kW 目前氢储能规模的数十倍。在电动汽车百人会氢能中心的测算中,当氢储能占储EV100PLUS•43能行业20%的情况下,未来整个氢储能的设备投资市场可达3000亿元。累计装机规模，GW2502001501000221.446.146.12021年2030年（预测）1、设置合理的峰谷电价差实现氢储能的货币价值当前氢储能的度电成本大约为0.74元/kwh(以碱性电解水制氢为例),全国已经有多个地区的峰谷电价差大于此成本,理论上可以实现能源套利,实现氢储能的盈利。但实际考虑到土地成本以及实际生产中,电解水制氢装