中国氢能产业展望（二）——氢能的应用场景

       展望未来，随着能源结构的转变，储能市场将出现多样化的技术路径，各路径在实际应用中互为补充。2021年底，全球储能总容量已超过200吉瓦。其中抽水蓄能(86%)仍然是最广泛使用的长周期、大规模储能技术；其次是主要用于短期和分布式可再生能源存储的锂电池储能(11%)2。随着可再生能源比例提升，氢储能预计将在发电侧可再生能源的大规模、长周期储能中发挥愈发关键的作用，尤其是在中国西北等风光资源丰富的地区。

       （二）氢储能在可再生能源电网中的应用

       以氢能为核心的化学储能系统涵盖了氢气制备、储运以及以氢为燃料的发电（参阅图12)。氢储能应用的核心是氢与其它能量形式(尤其是电)之间的转换。在双向的“电一氢一电”(power-to-gas-to-power,P2G2P)过程中，富余的可再生能源发电，通过电解制氢系统制备氢气，然后将氢气储存下来，再用于燃气轮机或燃料电池发电。整个过程中没有碳排放，水和热量是唯一的副产物。而在单向的“电一氢”(power-to-gas,P2G)过程中，储存下来的氢气则可作为一种商品进行运输，并在工业和交通等多领域得到应用。

       电网系统的容量和灵活性可以通过氢储能在发电侧、电网侧和用电侧的部署得到提升和优化。在发电侧，氢储能在“电—氢—电”转换过程中，可以促进可再生能源的消纳，平抑出力波动、缩小与计划出力的误差；在电网侧，氢储能可用于调峰辅助、负载均衡；在用电侧，则可以作为灵活性资源参与需求响应，用于峰谷套利，或作为备用电源以及离网电源使用。

        （三）氢储能的进展和挑战

        目前，全球氢储能已进入示范应用阶段，已有在实际电网中进行的完整兆瓦级示范项目。近年来，多个国家均在积极进行大规模氢储能项目的示范。

       1. 在中国，在接下来的三年里，规划总规模超过200兆瓦的氢储能项目将陆续落地。例如，2021年12月，国家电网子公司与大连化学物理研究所合作，在安徽六安投入使用了质子交换膜电解制氢、储氢和氢燃料电池发电系统。该项目制氢能力为220立方米/小时，配备了一个200千克的储氢容器(20MPa)和六套200千瓦的燃料电池发电系统。

       该项目标志着国内第一个兆瓦级储氢电站 的诞生。此外，国家电投西藏分公司在建的“风光电—氢—电热”示范项目、大唐集团投建的山西首座氢储能综合能源互补项目等，也均将在未来三年落成。

       电网对灵活性的要求与日俱增，氢储能系统有望随着发电厂的升级改造在2030年形成规模化应用(参阅图13)。掺氢燃气轮机发电技术可能更适用于天然气丰富的地区，但中国的一个特殊情况是，对火电设施进行较小改造后实现掺氢燃烧可能更具推广基础，这是由于中国目前仍然严重依赖燃煤发电，并且已有大量的火电厂。由绿氢制成的绿氢可掺入煤炭中燃烧，使传统的火电厂脱碳。例如，国家能源集团已经成功在40兆瓦的燃煤发电机组上进行了掺氨35%的示范。

       2. 在法国，Smurfit Kappa集团成功打造了氢能综合利用示范项目Hyflexpower，该项目由电解水制氢设备生产氢气，并实现了30%掺氢的燃气轮机发电，成为了全球首个工业级规模的氢储能发电示范项目。

       3. 在美国，ACES项目旨在开发世界上最大的氢储能系统设施之一，该项目将为犹他州三角洲地区的Intermountain电厂提供跨季节长时储能。该火电厂将在2025年之前被改造成840兆瓦的联合循环机组，实现掺氢30%燃烧发电，并在2045年之前实现100%燃氢发电。

       4. 在日本，近70家能源企业、科研院所与相关组织发起SIP“能源载体”项目30,自2014年以来一直致力于氨作为零碳燃料和氢能载体的相关技术研发与产业应用示范工作。目前，在中小型燃气轮机的掺氨燃烧和锅炉的煤粉掺氨燃烧发电等领域，均取得明显研究成果和产业化应用。

       然而，氢储能这一领域也面临着诸多挑战。由于“电—氢—电”过程往返效率较低，且氢储能基础设施不成熟，目前氢储能系统的总体经济性较差，无论是技术还是商业化层面均存在进一步突破的空间。

       受技术和规模的制约，与其他储能系统相比，氢储能系统在当前缺乏经济性上的竞争力。研究表明，目前国内氢储能系统的初始投资高达1.3万元/千瓦，而抽水蓄能的成本仅为7,000元/千瓦，电池储能则为2,000元/千瓦。氢储能系统最大的成本构成是固定式燃料电池系统，占总投资的近七成。为了实现更广泛的应用，氢储能系统(特别是燃料电池系统)仍然需要持续的技术创新来提升性能，并将成本降低至有商业竞争力的水平。

       为了解决这一问题，燃气轮机、锅炉、燃料电池制造商以及相关的研究机构正不断推进技术创新，并通过示范项目不断验证和突破整体商业可行性。例如，氢燃料在热电联产中的应用，因其更高的效率(包括热效率)而受到关注。此外，相关方也在积极探索新的技术路线，如高温可逆燃料电池(RFC)等。

       此外，业内也在持续努力推进氢能在下游产业的直接应用，比如在燃料电池汽车加氢站中的应用。氢能的直接利用省去了氢电转化过程中的能量损失，进而能够提升整体经济性。麻省理工学院的一项研究”表明，基于目前电网电价较低的情况，短期内氢能的终端直接应用相比其在发电侧的应用更具经济性优势。

       以中国西北地区的某即将投入运行的绿氢示范项目为例，该项目预计利用上游光伏电站的绿电直接驱动总规模超过50,000标准立方米/小时的电解水制氢系统来生产绿氢，并供应到石油炼化工厂，实现大规模氢储能及氢能综合利用。这一项目受益于当地丰富的光照资源，其绿氢成本可以与当地的灰氢价格持平，甚至在一定条件下更优。

       氢储运基础设施对氢储能的应用也尤为关键。目前，氢储存和运输的各种技术路线处于不同的成熟度和成本水平，我们将在本报告的第三部分详细讨论。氢储能系统的广泛应用，不仅需要氢储存和运输方法的最佳组合，更重要的是需要大规模氢基础设施的建设。氢基础设施的落地需要顶层规划与实施层面的激励措施相配合。

      三、氢工业

      （一）氢在工业领域的应用

       氢在工业领域的应用非常广泛。2021年，全球氢需求量超过9,400万吨，其中超过99%来自工业领域（参阅图14)。

       石油炼化是目前氢气的最大应用，该领域全球每年消耗超过4,000万吨氢，约占总需求的42%。此外，氢在工业领域的其他主要用途还包括合成氨、甲醇制备和直接还原铁生产。在这些工业环节中，氢气被广泛用作原料或还原剂(参阅图15)。

      （二）由灰氢转向绿氢

      未来氢在工业领域的发展将更多围绕上游制氢环节。如今，几乎所有的工业用氢都来自于化石燃料，即灰氢。2021年全球因制氢过程产生的二氧化碳排放量超过8.3亿吨33,这样的排放水平如果持续下去，气候目标将无法达成。因此，工业领域势必逐渐由灰氢转向绿氢，即用可再生电力电解水制氢。

      这一转变趋势已经开始。2021年，电解水制氢电解槽的总装机容量增长了70%,达到510兆瓦，但绿氢的渗透率仍然很低，主要瓶颈在于绿氢的经济性。目前，绿氢的平准化成本(LCOH)要远高于灰氢。根据国际能源署，基于2050年净零排放情景，全球绿氢和灰氢(煤制氢)预计在2030年实现平价，LCOH收敛于1.5-4.0美元/千克氢气(参阅图16)。这有赖于绿氢制取在技术和经济性上持续取得突破。

上述绿氢和灰氢的成本平价趋势，将主要来自四大因素的推动(参阅图17)。

      1. 电解槽成本降低 ：碱性电解水制氢(AEC)技术是发展最早、也是目前最成熟的电解槽类型。其他主要技术，如质子交换膜(PEMEC),尚处于商业化应用早期，目前成本高于碱性电解水制氢技术。未来随着电解槽装机量的提升，规模经济效应将进一步降低平准化成本。如果在工艺和材料技术上有所突破，设备价格将有进一步下降的潜力。

      2. 可再生能源电价下降：绿氢成本的80%-85%来自电价，这使得绿氢的成本对可再生能源电价高度敏感。假设煤价为800元/吨且不征收碳税，当可再生电力的每度电价格达到约0.16元/千瓦时，绿氢和灰氢(煤制氢)的平准化成本有望打平(参阅图18)。一些绿氢项目已经与可再生能源电力供应商签订了协议，以保证廉价电力的持续供应。随着可再生能源装机量的持续提升，可再生电力的价格有望继续下降。

      3. 电耗水平优化：电耗水平是影响电力总成本的另一个因素。目前对于大多数绿氢制备厂商来说，利用碱性电解水制氢系统制取绿氢的全系统电耗约为5.1-5.2千瓦时/标准立方米。随着未来技术的突破，预计2030年左右可达到4.3-4.5千瓦时/标准立方米，进而降低约7%的平准化成本。

      4.  碳税的出台：尽管目前大多数国家尚未开始征收碳税，但可以预期，碳税政策的实施将有效推动净零排放的实现，通过推高化石燃料产氢的成本，进一步缩小绿氢和灰氢之间的价格差距。例如，在无碳捕集、利用与封存技术(CCUS)的情况下，征收700元/吨二氧化碳的碳税，相当于灰氢(煤制氢)成本增加14元/千克氢气。假设煤炭价格为800元/吨，碳税为2,000元/吨(即约700元/吨二氧化碳)，当可再生能源电价达到约0.4元/千瓦时，绿氢和灰氢(煤制氢)将实现成本平价(参阅图18)。