月度归档： 2024 年 8 月

2021年7月23日，国家发展改革委、国家能源局正式联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，氢能被明确纳入“新型储能”，意味着氢储能正在得到越来越多的关注和认可。氢储能作为一种化学储能方式，是少有的能够储存百GW·h以上，且可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备方式，被认为是极具潜力的新型大规模储能技术。

1、氢储能的工作原理

氢储能技术是利用了电-氢-电互变性而发展起来的。其基本原理就是将水电解得到氢气和氧气。在可再生能源发电系统中，电力间歇产生和传输被限的现象常有发生，利用富余的、非高峰的或低质量的电力大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来；在电力输出不足时利用氢气通过燃料电池或其它方式转换为电能输送上网。能够有效解决当前模式下的可再生能源发电并网问题，同时也可以将此过程中生产的氢气分配到交通、冶金等其他工业领域中直接利用，提高经济性。

氢储能系统主要包括三个部分：制氢系统、储氢系统、氢发电系统。该系统基于电能链和氢产业链两条路径实现能量流转，提升电网电能质量与氢气的附加价值。

2、氢储能的优缺点

氢储能的优点：

氢储能作为一种清洁、高效、可持续的无碳能源存储技术，是化学储能的延伸，具有能量密度高、运行维护成本低、存储时间长、无污染、与环境兼容性好等优点 。同时，氢储能的功率、能量可独立优化，储电和发电过程无须分时操作，是一种理想的绿色储能技术。另外，氢储能相比化学电池储能方式具有容量增减适应性强、大容量、储能成本低等优势。因此，氢储能将成为解决电网调峰和“弃风/弃光”等问题的重要手段。

储能系统可以依照储能密度、放电功率及储存时间来加以分类。这三个参数最终其决定储能能力。而各类不同的储能系统，其应用范围也不尽相同，无论是从储能密度还是从储存时间来说，氢储能都有着绝对的优势，尤其适用于大规模储能中。

氢储能的缺点：

氢储能相较于其他储能方式的劣势在于能源转化效率低、投资成本高。目前氢储能的整体电-氢-电的能量效率仅为30%左右，能量损失高于其他常用的储能技术。

3、氢储能的应用场景

氢储能技术是极具发展潜力的规模化储能技术，该技术可用于可再生能源消纳、电网削峰填谷、用户冷热电气联供、微电网等场景等诸多场景。

（1）可再生能源消纳。将电解制氢技术用于可再生能源发电场景，在提升可再生能源发电规模化消纳的同时，还能够优化风电/光伏场群的出线容量，从而降低电网外送输电容量的投资，提高输电线路的利用率。

（2）调峰调频辅助服务。具备快速响应及启停能力的电解制氢系统，在用电高峰时可用于调峰调频辅助服务。大容量燃料电池发电系统可在电网超负荷运行时用作调峰机组，以满足发电需求。

（3）削峰填谷、需求侧响应。电解制氢系统可在用户侧利用谷电制氢实现调峰，也可通过电力需求侧实时管理系统，作为灵活负荷参与需求侧响应。制取的氢气储存起来，还可用于加氢站加氢服务。

（4）微电网。电解制氢+储氢+氢燃料电池发电用于构建微电网系统，分布式可再生能源消纳，进行氢、热、电联供，实现偏远地区可靠供能。

（5）热电联供。利用氢燃料电池为建筑、社区等供热，并作为备用电源，与电力、热力等能源品种实现互联互补，提高能源利用效率。

4、氢储能示范工程

在氢储能领域，欧、美、日等国起步较早，走在世界前列，根据既定的氢能发展战略有序推进，已经取得了较大成果。在国内，氢储能技术目前还处于示范应用阶段。

国内示范项目

（1）安徽六安：国内首个MW级氢储能项目

六安建设的兆瓦级固体聚合物电解水制氢及燃料电池发电示范项目，是由国网安徽综合能源服务有限公司投资建设，总投资5000万元，落户金安经济开发区，占地10亩，建设的 1WM分布式氢能综合利用站，是国内第一个兆瓦级氢能源储能电站。

（2）台州市椒江区大陈岛 “绿氢”综合能源系统示范工程

由全球能源互联网研究院和国网浙江省电力有限公司共同研发的百千瓦级氢利用系统装备及管控技术成果，将在浙江台州大陈岛氢利用工程进行示范应用。示范工程制氢与发电功率100千瓦，储氢容量200立方米（标准状态），供电时长逾2小时，“制氢—燃料电池热电气联供”全系统综合能效超过72%，整体技术国际领先。该工程是氢能在偏远地区供能的首次示范，也是国内首个针对海岛的氢能综合利用工程。工程不仅可实现新能源就地消纳、长时备电等应用，还可实现电、热、氢、氧的清洁供应，满足岛内用户多种用能需求。

（3）联合国计划开发署（UNDP）示范项目—南通安思卓光伏制氢微电网项目

2021年7月，由中国国际经济技术交流中心负责投运的联合国计划开发署（UNDP）示范项目在如皋成功测试和验收了由南通安思卓设计、建设的光伏制氢，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，向氢基社区迈出一大步。

国外示范项目

（1）德国在勃兰登堡州的普伦茨劳市建成世界上第一个风电—氢气混合发电站

2011年，德国在勃兰登堡州的普伦茨劳市建成了世界上第一个风电—氢气混合发电站。该电站利用风能、氢能和沼气混合发电，发电量为6MW。其中，3台2MW的风机发电后大部分电力直接并入电网，部分电力用于就地电解水制氢并加压储存。氢气与附近啤酒厂的沼气作为燃料混合发电，产生的电力配合风电平稳输入电网，产生的热能还可用于供暖。电力富余时还可以多制氢用于燃料电池汽车。

（2）法国阿海珐集团结合光伏发电和氢储能系统，在科西嘉岛完成了“MYRET”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560kW的光伏发电设备，50kW电解水制氢系统和100kW的燃料电池系统，系统并入15kV的电网。当光伏发电充足时，多余的光伏设备电解制氢，氢气和氧气储存于高压储气罐中。当光伏出力不足时，利用 燃料电池系统发电补充。电解与燃料电池发电的废热则利用温水回收能量。整个系统的综合利用效率超过70%。

（3）多伦多power-to- Gas项目

2014年多伦多地区的Power-to-Gas项目，部署总容量2MW的制氢装置。电网运营商根据用电需求选择在用电低谷将剩余的电能转换为氢，在用电高峰时再将氢转变成电能并入电网使用，藉此将氢能技术用于储能。

目前全球的氢储能项目情况，如下表所示。

序号	项目名称	项目地点	功率(kW)	状态
1	Audi e-gas Project	德国	6000	运营
2	Energiepark Mainz	德国	6000	运营
3	Hydrogenics Power to Gas	加拿大	2000	运营
4	Hybalance – Air Liquide Advanced Business	丹麦	1250	运营
5	INGRID Hydrogen Demonstration Project	意大利	1200	运营
6	Grapzow 140MW Wind Park with 1MW Power to Gas System	德国	1000	运营
7	E. ON ‘Power to Gas’ Pilot Falkenhagen	德国	1000	运营
8	Power to Gas Plant in Reibrook	德国	800	运营
9	EnBW Stuttgart Hydrogen Testing Facility	德国	400	运营
10	Thuga – Demonstration Project Strom to Gas – ITM Power plc	德国	320	运营
11	University of Corsica MYRTE Test Platform	法国	160	运营
12	Utsira Wind Power & Hydrogen Plant	挪威	60	停运
13	Lam Takhong Wind Hydrogen Hydird Project	泰国	30	运营

氢储能的成本受多种因素影响，包括储氢方式、技术、规模以及地理位置等。根据不同的储氢技术和规模，氢储能的成本有显著差异。

• 地质储氢：地下管道储氢、内衬岩洞储氢和地下盐穴储氢是三种常见的地质储氢方式。其中，地下管道储氢的投资成本为516-817美元/千克，内衬岩洞储氢为56-116美元/千克，地下盐穴储氢为35-38美元/千克。平准化储氢成本（LCOHs）分别为1.87-2.39美元/千克、0.31-0.43美元/千克和0.19-0.27美元/千克。
• 高压气氢、液氢和镁基固态储氢：高压气氢的运营成本在运输半径为100公里时为7元/公斤，液氢为18元/公斤，而镁基固态储氢为4元/公斤。当运输半径扩大到300公里时，高压气氢的运营成本上升至21元/公斤，液氢为20元/公斤，镁基固态储氢为12元/公斤。
• 储氢瓶成本：储氢瓶的成本结构主要集中在碳纤维复合材料上，其中原材料成本占比最大，达到30%-50%。对于具有300英里行驶里程的氢能源汽车，所需的35MPa、70MPa高压储氢III型瓶的成本分别为3084、3921美元，其中碳纤维复合材料成本分别占系统总成本的62%和66%。
• 低温液态储氢：主要应用于航天领域，其成本结构包括人工成本、设备折旧、油费和过路费等。在运输距离50~1000km时，随着运输距离增加，单位质量氢气的运输成本从2.4元/kg增加至36.2元/kg。

综上所述，氢储能的成本受多种因素影响，包括但不限于储氢技术、规模、运输距离等。不同技术路线的成本差异显著，且随着技术的进步和规模化应用，成本有望进一步降低。

　　数千万年前形成的盐矿，经过开采后在地下形成一个个盐穴。如今，随着新型储能技术的发展，这些原本闲置的地下盐穴，正在化身为储存能源的巨型“仓库”。

　　作为世界首个非补燃压缩空气储能电站，截至目前，常州金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目已顺利并网发电2周年，累计发电量超8600万千瓦时，调峰电量达2.5亿千瓦时。

　　由中国盐业集团有限公司（以下简称“中盐集团”）执行项目。

　　将天然气密封在地下1000米处

　　走进中国盐穴储气第一库——金坛储气库，只见地面上纵横排布着天然气管道，却不见高高矗立的储气罐。在这座储气库，天然气被储存在地下1000米左右的盐穴当中。

　　盐穴，是利用水溶开采方式在地下较厚的盐层采矿后形成的空腔。“如果把这些盐穴利用好，既可以节约投资和空间资源，产生一定的经济效益，又可以稳定地质结构。”中盐集团所属中盐盐穴综合利用股份有限公司副总经理谢卫炜介绍，盐穴的储气量比较大，最大的盐穴可以储存40万立方米天然气。

　　中盐集团相关负责人介绍，盐穴四周都是氯化钠晶体，可以承受十几兆帕乃至20兆帕的压强。不仅如此，这些盐穴还有“自修复”功能。一旦盐穴出现裂缝，可以通过卤水使盐穴产生结晶和再结晶，“修复”原来的裂缝。这使盐穴成为很好的密封储存库。

　　投用至今，金坛储气库已累计建成投产40口注采气井，每年可进行4轮至7轮注采气。随着金坛储气库JK8-3井近期顺利投产，该储气库日采气能力达2700万立方米，创历史新高，年工作气量达10.54亿立方米，突破10亿立方米大关。

　　这座储气库具有“随注随采”的独特优势，能够在极寒天气或突发事件导致用气量陡增的关键时期快速响应，进行采气保供，从而为能源保供提供重要支撑。

　　打造压缩空气储能领域“中国标准”

　　巨大的地下盐穴，不仅为天然气的存储找到了天然“仓库”，还可以化身深埋地下的巨型“充电宝”。常州金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目，就是盐穴储能的全新尝试。

　　“盐穴压缩空气储能技术可以利用地下盐穴来储存高压空气。在电价低时，储能电站把空气进行压缩，将它储存到盐穴中；在用电高峰，再把压缩空气调取出来发电。”中盐集团相关负责人介绍，这样就可以通过“削峰填谷”实现储能，提升电网调节能力和新能源消纳能力。

　　常州金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目是名副其实的地下“充电宝”：该项目一期工程储能容量300兆瓦时，一个储能周期可存储30万度电，可保障6万居民一天的用电。谢卫炜告诉记者，项目远期建设规模将达1000兆瓦，肩负压缩空气储能技术试验、标准创建、工程及商业运营示范三大目标任务。该项目将致力于打造压缩空气储能领域的“中国创造”与“中国标准”，为构建以新能源为主的新型电力系统提供储能新方案。

　　值得一提的是，盐穴不只用于储存天然气和压缩空气。“我们目前正在与国内高校和科研院所合作，开展全国盐穴资源综合调查工作，制定盐穴建设标准，进行盐穴储氢、盐穴液流电池、盐穴储油等专项技术研究，打造国家盐穴资源综合利用的原创技术策源地。”中盐集团相关负责人表示。