面向新型电力系统的氢储能行业现状及趋势

面向新型电力系统的氢储能行业现状及趋势

张莉萍  牛元化

硕维科技（杭州）有限公司  浙江省杭州市  310000

摘要：对于新型电力系统而言,氢储能具有上游利用可再生能源能源发电并制备“绿氢”、中游环节将氢能以直接或间接方式进行储存、下游应用时根据电力系统需要将储存的能量调度利用等特点。“双碳”背景下,规模化长时储能技术的突破将成为支撑我国新型电力系统建设的关键支柱,而氢储能作为一种潜在的解决方案,具有良好发展前景。本文旨在分析氢储能行业特征、市场竞争态势、发展趋势等,为企业更好识别和把握氢储能行业发展机遇提供参考。

关键词：氢储能；新型电力系统；企业；行业特征；市场

引言

在我国致力于建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系的大背景下，能源发展进入新阶段，但仍面临诸多挑战，如可再生能源发展面临多重瓶颈、能源系统整体效率较低、清洁能源在全国范围内优化配置受阻、能源清洁替代任务艰巨等。在可再生能源的利用方面，由于风力、光能等能源发电特性与负荷特性同步性较差，新能源消纳问题亟待解决，同时存在发电、用电中心脱节的问题，氢储能作为将电力转为氢气的技术，对促进可再生能源发电规模化、低碳化发展具有重要意义。

1氢储能与电力系统耦合结构

氢储能与电力系统耦合结构如图1所示。在新型电力系统构建过程中，电源侧新能源占比将逐步增加，高比例可再生能源和高比例电力电子设备问题的凸显将导致其系统惯量和运行稳定性降低，同时火电机组的大量退出导致可控电源减少，电力电量供需平衡和电能质量难以得到保障。风/光等可再生能源的高渗透接入将增强电源侧输出随机性与波动性，导致弃风、弃光现象时常存在，以弃风、弃光制氢，将提升可再生能源的深度消纳。而采用氢储能平抑风/光等可再生能源出力波动，可实现新能源的友好并网。此外，基于富氢或纯氢燃气轮机技术构建氢燃料电站可为新型电力系统提供惯量支撑，保障系统的安全稳定运行。在电网侧，通过在系统关键节点配置氢储能电站，并协同规划建设储氢站，依托于氢储能电站中的氢燃气轮机可在网侧提供部分惯量支撑，同时依靠氢储能电站双向快速变工况能力可为电网提供调峰辅助服务与频率支撑。针对电力输送能力与负荷需求发展不匹配问题，将氢储能电站接入至阻塞线路末端，在低谷负荷时段充电、高峰负荷时段放电，可间接扩充局部输电线路传输容量、减少输变电工程的投资，缓解输配电线路容量对电网供电的影响。风/光等可再生能源出力具有典型季节特性，将导致电力系统长时间尺度电量供需失衡，同时我国风/光等可再生资源空间分布不均，电量的大规模远距离输送将成为又一挑战，采用就地电解水制氢并结合氢气储输技术可实现能量的跨季节和跨区域转移，同时依靠氢气发电技术可完成电量的异地馈送，从而提升新能源电量的外送能力。电力负荷正朝向结构多元化与用能智能化发展，氢能将作为能源转换载体参与电力消费者与电网的深入互动。以分布式风/光资源耦合氢储能系统构建氢能建筑/园区，既可保证建筑电、氢、热等能源自供应，同时又可参与辅助调峰服务将其盈余能量在峰时回送至电网。分布式制–储–加氢一体站作为一种新型负荷具有参与负荷需求响应的能力，可作为负荷侧一种重要的灵活性调节资源。此外，以氢为纽带构建电–氢–热–冷等多能综合系统，将成为未来负荷侧的典型场景之一。

2氢储能市场竞争态势

2.1充分发挥市场力量促进氢储能发展

借助“加快建设全国统一大市场”的契机，构建氢能市场、电力市场和碳市场的多层次协同市场，促进氢储能发展。在氢能市场方面，积极探索我国氢能市场交易中心、结算中心建设，并关注氢能进出口国际贸易，可从拥有丰富可再生能源资源的沙特阿拉伯、智利等国家进口低成本绿氢，并利用我国海上风电制氢优势向日本、韩国等高氢氨需求国家出口氢氨能源；在电力市场方面，我国电力辅助服务市场建设尚处于初级阶段，需要健全覆盖氢储能的价格机制，探索氢储能参与电力市场的交易规则；在碳市场方面，未来将被纳入碳交易体系的八大行业中，既有直接生产氢气的化工行业，也有钢铁、建材等氢气需求行业，需要积极探索氢能行业合理的碳价信号，引导高碳制氢工艺向低碳制氢工艺转变、高碳用氢环节向低碳用氢环节转变，并推动绿氢的碳减排量纳入核证自愿减排量（CCER）市场交易。最后，加强氢能市场、电力市场、碳市场的顶层设计和规划，做好政策协调和机制协同。

2.2电网运行

氢储能在电网运行期间，还能够满足电力系统调峰容量、缓解输变线路阻塞的要求。１）电网接收消纳风电、光伏等新能源时，对电力系统的能力调峰能力有着要求，但随着大规模新能源在电力产业的渗透，电力系统的用电结构产生极大变化，电网运行期间的峰谷差扩大。比如预计在２０３０年，我国电网的容量调节缺口将不低于１２亿ｋＷ；预计在２０５０年，调峰容量缺口将抵达２６亿ｋＷ。氢储能技术作为能够满足氢能源大容量、高密度存储的技术手段，在电网运行时能够辅助电网的调峰服务，控制调峰容量缺口。２）随着各区域经济水平的提升，我国部分地区的电力需求较大，但当地的电力输送能力增长不到位，所以电力供应处于高峰时输配电系统会存在拥挤阻塞情况，容易引起电力系统安全风险。大容量氢储能系统可在该阶段作为“虚拟输电线路”，及时在电力需求较大时释放电能，缓解输配电系统供电压力。

2.3完善配套设施，优化综合效益

针对在氢储能系统在利用层面还存在配套设施与产业链建设不完善、综合利用效率有待进一步提升等问题，未来可通过与政府部门的配合进行改善。在政府政策支持下，加快氢燃料站的试点建设，进一步优化燃料电池电动汽车的储氢系统，研究氢动力汽车未来市场的发展方向；考虑开展气－热联产等多途径能源综合利用，提升氢储能系统的综合利用效率；构建氢储能系统项目效益评价体系，为示范项目进行定量评价，以提高综合效益。

2.4构网型燃料电池电–热耦合控制

电力系统高比例电力电子的接入及系统转动惯量的缺乏，将导致系统抗干扰能力减弱，易引发系统稳定问题，电力系统中氢储能电站的大规模接入，致使构网型燃料电池控制技术得到关注。在目前构网型燃料电池控制设计中，缺乏对燃料电池动态调节速度的评估，此外，变流器强电网中小干扰同步稳定裕度相较于弱电网有所降低，存在一定的失同步风险，而在大干扰下和电网发生故障时，限流措施会影响燃料电池构网型变流器输出功率，从而降低其暂态稳定性，因此，构网型燃料电池小干扰与大干扰同步稳定性问题将逐渐凸显，且氢储能电站中多构网型燃料电池并联协同控制问题也亟需开展研究。此外，在燃料电池技术中，SOFC运行综合能效高，在热电联产中将快速发展，而在构网型SOFC热电联产场景下，电–热供需矛盾问题突显，亟需从系统优化配置、动态调控等多技术角度解决SOFC电–热耦合高效、稳定运行的难题。

结语

目前从事氢储能业务的企业数量仍然有限,围绕新型电力系统建设布局氢储能应用场景的企业则更少。但该领域发展热度较高,业内已有研究显示,含氢储能的综合能源系统通过优化调度具有潜在经济性,国外领先能源企业在掺氢技术等方面也取得长足进步。氢能、储能等相关行业企业应密切关注氢储能发展动向,识别发展威胁和风险因素,把握新型电力系统下的氢储能商业机遇。

参考文献

[1]刘坚.“十四五”新型储能进展及趋势展望[J].《中国电力企业管理》,2022(10):59-60.

[2]樊宇航,曾琴,袁满.氢储能系统关键技术及应用分析[J].电气技术与经济,2023(01):66-68.