风、光、氢绿色低碳新能源体系

 

　　储能是指通过介质或设备把能量存储起来，在需要时释放的过程。广义的储能包括所有能源的储存。我们所说的“储能”主要是狭义的对电能的储存，是针对可再生能源的不稳定而言的，通过将储能设施与风、光集成，当发电量太多时为储能设备充电平抑波峰，发电量不足时再由储能设备把电能释放出来。通过这种方式将风光发电的“靠天吃饭”变成“灵活可控”。

 

　　储能有多种类型，目前主流储能方式是抽水蓄能和电池储能。抽水蓄能必须在靠近水源的地方，对地理位置和水资源条件要求较高；电池储能适用于小功率、短周期、分布式储能。这两种方式都有较大的局限性，难以与可再生能源的规模化和永续发展的产业生态相匹配。从氢储能与其他储能的比较来看，电化学储能的容量是兆瓦级(MW)，储能时间1天以内；抽水蓄能容量是吉瓦级(GW)，储能时间1周~1个月；氢储能的容量是太瓦级(TW)，时间可达到1年以上。氢储能可跨区域、长距离储能。在能量转换方面，氢能可转换为电能、热能、化学能等多种形式的能源，兼具安全性、灵活性和规模性特质，在能量维度、时间维度、空间维度上均具有突出优势。

 

　　氢储能是以氢气为介质，利用电力和氢的互变性实现可再生能源高效储存及利用的技术。该技术用于调峰调频、电网削峰填谷、用户冷热电气联供、微电网等诸多场景。氢储能既能储电，又可以储氢及其衍生物（如氨、甲醇等）。利用电解水制氢气，用氢气作为中间载体，能上网的电接入电网，不能上网的电用于生产氢气。当电力输出不足时，用储存的氢气发电向电网供电，富余的氢气存储起来或转化为甲醇、氨气等化学衍生物，为交通、建筑和工业等终端部门提供动力燃料和化工原料。

 

　　在“十四五”规划纲要中，氢能与储能被列为前瞻谋划的六大未来产业之一。我国自2019年开始尝试氢储能，目前已经开展多个氢储能项目。随着氢燃料电池和电解槽技术逐渐成熟，氢储能凭借规模大、周期长、可跨区域储能等优势，成为“可再生能源+储能”的重要发展方向，氢储能项目正在全国“悄然开花”。但是，目前我国氢储能发展仍处于商业化初期阶段，氢储能的造价还处于高位，氢储能的应用整体上缺乏经济性。创新发展氢储能技术，进一步拓展氢储能应用场景，构建电氢融合能源体系，是氢储能突破成本掣肘的关键。

 

　　推动多能源互联互济与源网荷储协同，是未来新能源体系的一个发展方向。笔者认为，电氢融合能够有机结合电能与氢能优势特性，是解决“双碳”问题的重要路径，而氢能作为连接多种不同能源形式的桥梁，未来将与电力系统产生更多的耦合关系，进一步推动新型电力系统建设。

 

　　而面对氢能在新型电力系统中的应用仍面临诸多挑战的情况，研究者们也在积极出谋划策。例如，针对我国能源资源与能源需求空间分布不均衡、产能与用能错位的情况，我们建议针对新能源大基地建设，鼓励就近消纳，优先发展制氢产业；利用西电东送，在靠近负荷中心的地方制氢，就地储存，就地利用；就地利用与大规模、长距离储运相结合，集中式与分布式并举，保障整体资源的优化配置。针对“绿氢”的生产和储运成本较高的问题，降低绿电价格是降低“绿氢”成本最有效的手段，应鼓励发展风光微网或离网直接制氢，减少过网费、直交流和高低压变换环节，低成本高效率制取“绿氢”；新能源配送应尽可能利用现有的传输系统，以降低新型电力系统的投资与运行成本。

 

　　《光明日报》　　作者：于冠一 朱 丽（分别系天津大学国家储能技术产教融合创新平台、APEC可持续能源中心副教授；天津大学国家储能技术产教融合创新平台副主任，APEC可持续能源中心主任、教授）