氢电耦合有什么作用？发展路径该如何制订？

admin1年前 (2024-09-29)台州产业信息41

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　　近日，国内首个氢电耦合中压直流微网在浙江宁波投运。该项目实现氢产业全链条相关设备国产化，氢电转换效率达到世界领先水平。

　　与此同时，记者在近日举办的绿氢制备与现代电力系统论坛上了解到，实现氢电协同可发挥各自优势，更好促进新能源消纳利用，提高能源基础设施投资与运行效率，共同支撑能源清洁低碳转型。

　　氢电耦合是指氢能和电能互相转化、高效协同的能源网络，在用电低谷时将清洁能源电力制氢存储，在用电高峰时再通过氢燃料电池发电，实现电网削峰填谷。宁波此次投运的示范项目将氢能与风电、光伏等可再生能源耦合运行，同时通过氢能微网，满足用户对电、氢、热多种能源的需求。

　　据了解，除宁波外，目前国网浙江电力还在杭州、丽水、台州等地开展了基于工业园区、产业基地、农村、海岛等的氢电耦合多场景示范与应用，覆盖氢电耦合主要应用场景。

　　“到2060年，新能源占比预计将超过70%，成为装机和发电的主体。因此，要实现以电网为主、氢能为辅的氢电耦合协同新型能源供给模式，保证绿色能源安全供应和消费。”德国国家工程院院士雷宪章指出。

　　在业内专家看来，对于电网而言，氢能的两大功能值得关注，一方面，氢能可吸收脱碳电能，增加电网的灵活性；另一方面，氢能可以减少对化石能源的依赖，帮助电力行业实现绿色转型。

　　国网能源研究院张宁表示：“当前，电气化已成为能源低碳转型的重要路径。氢能绿色清洁、灵活高效、易于存储，可作为原料、燃料和高品位热源，助力难以电气化的领域实现深度脱碳。同时，电力系统可充分利用氢能物理可存储、时空可转移、形态可转换的特征，发挥其闲置的或通过改造可利用的可调节特性，满足电力系统灵活性需求。”

　　氢能将在制、用等环节和电力系统产生更多耦合关系

　　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。

　　特高压可在跨区域的绿氢输送中发挥作用

　　通过风能、太阳能等可再生能源发电电解水制得的氢气被称为绿氢。预计到2030年，全国各地区绿氢供需基本自给自足，西北地区的绿氢产量及需求量在各地区中均为最高。预计到2060年，西北地区依然是我国最大绿氢产地，产量超出本地需求，但华东、西南、华南、华北、华中等地区的绿氢供给难以满足本地需求，需要实现跨区域输送。从远期来看，我国绿氢发展在地理分布上存在供需不匹配问题，绿氢生产与消费需求呈现逆向分布的特征。保障能源安全、经济供给，需要对绿氢进行远距离、大规模输送。

　　绿氢的远距离、大规模输送可通过输氢、输电两种方式开展。前者是利用可再生能源电力就地制氢，通过输氢管道将绿氢跨区域输送至需求侧消纳;后者是利用特高压输电技术跨区域输送可再生能源电力，在需求侧通过电制氢满足当地绿氢需求。在不同输送距离的场景中，输氢与输电的经济性不同。随着输送距离增加，输氢管道建设、运维等成本明显增加。我国特高压输电技术较为成熟，在远距离、大规模等特定能源输送场景中，特高压输电代替管道输氢具有更好的经济性。

　　综合考虑输送场景、经济性等因素，需要通过电氢耦合的方式来实现未来我国各地区绿氢供需平衡。2030年前，以区域内部绿氢输送为主，少部分绿氢需要跨区域输送。2030年后，需要综合考虑可再生能源基地分布、输电通道与输氢管道最优容量配置，因地制宜开展电氢协同规划建设。

　　制订分阶段发展路径推动电氢耦合发展

　　在新型电力系统中应用氢能需要统筹安全、技术、经济等因素，结合我国能源转型及氢能产业发展各阶段面临的挑战，按照发展时序，制订分阶段发展路径，才能充分发挥氢能对新型电力系统的灵活调节作用，并实现电氢耦合发展。

　　2030年前，建议开展电氢耦合技术攻关及典型场景下的工程示范，推动宽范围、大容量、高效率、低成本、模块化电解水制氢技术装备的工程化商业化应用，实现可再生能源电力电解水制氢工程规模化发展，促进可再生能源消纳。

　　2030至2045年，建议进一步加强储氢、氢能发电技术研究，推动低成本、高密度、大容量储氢技术工程化商业化应用，实现电制氢、氢发电、热电联供等特定场景下工程规模化部署，让氢能的调峰调频作用得到更大发挥。随着新型电力系统建设不断推进，氢能产业链逐步完善，可再生能源电力制氢成为重要的可调节负荷。同步规划可再生能源发展、电网输送通道建设、输氢管道建设及电制氢项目建设，形成可再生能源电力电解水制氢与电网协同互动的建设格局。

　　2045年后，建议开展大规模、长周期、跨季节氢储能工程应用，支撑电力系统季节性电力电量平衡。氢能制取、储运、发电等各个环节与新型电力系统源、网、荷各个环节深度耦合。采用可再生能源电力进行电解水制氢，逐步成为氢能的主要来源。因地制宜建设氢储能电站，利用氢储能特性实现电能跨季节长周期大规模存储，支撑电力系统安全稳定运行。

　　文章来源：国家电网报，全国能源信息平台，中国能源报