可再生能源氢储能与氢转化利用技术及发展模式分析

宋鹏飞，侯建国，王秀林

（中海石油气电集团技术研发中心，北京 100028）

图1 全球碳排放的分产业分布[1]Fig. 1 Sub-industry distribution of global carbon emissions[1]

“双碳”目标的制定对能源生产和消费结构都提出了新的要求，我国需完成从化石能源为主体向可再生能源为主体的巨大转变，并构建适应于碳中和的现代化、低碳化和智能化的新型能源体系[2-3]。在能源生产端构建以可再生能源为主体的新型能源生产系统，到2030 年非化石能源占一次能源消费比重将达25%，风电、太阳能发电总装机容量将达12 × 108kW以上[4]；在能源消费端构建电-氢为主体的新型能源消费系统，到2060 年电能和氢能在终端能源消费的比重分别将达70%[5]和20%[6]。未来可再生能源不仅将在装机规模方面快速提升，在发电成本上也将与传统能源进入全面市场竞争。2021 年是我国光伏和陆上风电全面平价上网的元年[7]，上网电价按当地燃煤发电基准价执行，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，这标志着可再生能源真正成为具有竞争力的能源品种，并将在未来能源生产结构中占据更高的比例。未来，高比例可再生能源会给整个能源体系带来一系列的挑战，其中最具挑战的是高比例可再生能源的大规模、长周期储能[8-9]。

高比例可再生能源电力系统，其间歇性和波动性是推高成本的主要因素，解决的关键在于构建相适应的储能技术，以储能赋予可再生能源稳定性，并寻求适合于大规模消纳的路径。储能技术可分为功率型（秒~分钟级）、能量型（1~2 h）和容量型（> 4 h）3 类。抽水蓄能是全球最大的电网级电力储存形式，但对选址要求高，储能总量十分有限；压缩空气储能占地空间大，需寻找合适的矿井或洞穴；飞轮储能能量密度低、投资高；储冷、储热技术无法长时间存储；锂电池、铅蓄电池等电化学储能适合小时级别的短周期响应和调节[10-13]，存在局限性且提升和改进空间不大[1]；氢储能适合大规模、长周期储能，其具有成本低、占地小和储能密度高的优点，利用渠道多元化，能够实现生产侧和消费侧跨季节、跨区域的能源优化配置[14]。氢气的储能容量远大于电池，成本相比电池更低廉且使用寿命更长（成本仅为锂电池储能的3%，寿命却是锂电池的4 倍）[15]。

本文通过对高比例可再生能源面临挑战的分析，介绍可再生能源氢储能技术现状，综述可再生能源电制气（Power to gas, PTG）、电制甲烷（Power to methane, PTM）和电制化学品（Power to X, PTX）技术将可再生能源的“零碳”能量储存在氢气、合成甲烷以及合成油品中的研究进展；以风电为例，探索风-氢储能与氢利用及其与PTX、煤化工、天然气化工的融合发展模式，并对未来发展提出展望。

1 可再生能源氢储能

1.1 氢储能技术

氢储能，即采用PTG技术将可再生能源电力通过电解水转换为氢气进行能量储存，其将成为风电场除并网发电外新的运营模式，这不仅能够解决风电消纳问题，同时可促进氢能源产业的发展，已成为全球可再生能源发展应用的重要方向之一。氢储能有望能够承担储能和消纳的双重角色，是实现不稳定电力跨季节、跨区域和大规模储能的优选方案之一。可再生能源电力生产高峰时可通过氢储能实现平滑波动和调峰调频；当有电力需求时可以通过氢燃料电池或氢燃气轮机快速响应和灵活调节。

氢储能技术的氢气利用方式多样，应用场景丰富，能够打开能源边界，把不同能源来源和终端用户联系在一起，在未来能源互联网生态架构中起到电-热-燃料之间转化的关键枢纽作用；在电力、交通、化工、冶金和建筑等领域广泛替代化石能源，助力高碳行业实现深度脱碳，成为实现“零碳”电力能源、打通“源、网、储及荷”的重要载体。可再生能源制取的氢能与已有能源体系能很好地形成连通、协调和流动，使“电-储-电”的“投入型”模式转化为“电-氢-利用”的“生产型”模式，从而促进和支撑可再生能源的规模化动态消纳。大规模的可再生能源电制氢与氢储能和利用系统见图2。

图2 大规模可再生能源电制氢与氢储能和利用系统Fig. 2 Large-scale renewable energy hydrogen generation and hydrogen energy storage and utilization system

储氢是氢储能体系中的重要环节，储氢规模宜合理优化配置，储氢形式也应因地制宜、经济可行。氢气的储存技术主要包括高压气态储氢、低温液态储氢、有机物储氢以及固体金属储氢等形式。其中成熟且常用的主要是高压气态储氢，即将氢气储存在高压储氢罐或瓶组中，其缺点是储存周期短、氢气能透过金属迁移并慢慢逃逸以及成本较高；有机物储氢能实现长周期、低成本储存，且便于把氢气产品大规模运输至市场[16]。

1.2 可再生能源电力制甲烷与制液体燃料技术

广义的氢储能包括制备氢气后的下游利用。可再生能源制氢和绿氢的大规模储存与运输技术的发展、成本的下降以及碳捕集技术的成熟，为电制氢后的PTM和制液态燃料（Power to liquids,PTL）技术创造了有利条件[17-18]。以捕集的CO2为原料，与氢气反应制取甲烷、甲醇、汽油、柴油和航油等（见图3），可实现CO2的循环利用，使制造端和使用端整体净零排放，大幅降低CO2排放量。这种以电制氢后的氢气与CO2反应制取的甲烷又称“零碳替代天然气（E-gas）”，其与油品产品可以使用传统能源的基础设施和车辆，不必进行大规模重建和替换，大幅降低了能源转型的社会成本；另外，电制氢后的氢气还可以通过合成氨制造绿色化肥。这些可再生能源电解水制氢后的利用方式可统称为PTX技术。传统化石能源领域已经形成大量且成熟的基础设施，涵盖生产、储运、配送、加注和终端利用装备等，构建新型能源体系便是对现有设施的融合创新和再利用。

图3 大规模可再生能源制氢的氢气利用途径Fig. 3 Utilization of hydrogen produced from large-scale renewable energy

PTX技术适应范围大，可灵活用于大规模可再生能源的消纳，也是实现碳中和的重要技术支撑，能在终端与加注、供热以及化工等很好地融合与协同。其中以PTM技术制得的E-gas（即SNG）锁住了大量的CO2，能够作为周边居民用气或直接就近注入天然气管网，避免了氢气直接注入管网对用户安全的影响，SNG在消费端经燃烧释放的CO2量与合成时吸纳的量一致，因此E-gas成为可再生能源能量储存、运输、分配和利用的载体，并利用天然气现有的储存、运输、分配和利用的成熟设施，以较低的能源转型代价实现净零排放；以PTL技术制取的高能量密度的“零碳”航油、汽油及柴油，可避免燃油交通设施和交通工具的替代和浪费，大幅度降低交通领域碳排放。事实上，“零碳”航油是最有可能实现“零碳”航空的液体燃料。近年来合成燃料的成本仍较高，在0.13 CNY/(kW·h)的电力成本下，PTL技术制取的液体燃料在不考虑资本成本和CO2原料成本的前提下，产品成本约2.48~2.89 CNY/L，合成E-gas的成本约2.16~2.65 CNY/m3[19]。未来随着碳交易价格的上升和风电成本的下降，PTX技术将成为低成本解决碳中和难题的关键路径。

由此，我们不难看出，中国共产党建立或恢复建立共青团的目的在于使共青团成为党的助手和后备军。从诞生的那一天起，中国共产主义共青团就以共产主义作为自己的旗帜，以组织广大青年在实践中学习共产主义作为自己的基本任务，以实现共产主义作为自己的奋斗目标，以党有号召、团有行动作为自己的行动指南，把共青团的角色牢牢地定位在党的助手和后备军上。可以说，政治性自共青团诞生之日起，一直都是共青团最基本、最重要的政治属性，是共青团的立团之本，发展之本。脱离了这一属性，共青团组织必将失去存在和发展的理由。

目前全球共有13 个PTG或PTX的氢储能项目，额定功率共计2.023 × 104kW，9 个项目正在运营，主要位于德国。其中，奥迪E-gas项目是全球首个商业规模电制甲烷项目，其将可再生能源电力通过质子交换膜电解（PEMEC）水制氢，一部分氢气压缩至70 MPa后储存，为燃料电池汽车加注；另一部分氢气与从沼气工程捕集的CO2通过甲烷化过程制取SNG。该项目年生产SNG 1.0 × 103t，消纳CO22.8 × 103t[20]。

2 以风电为例的风-氢储能与氢利用技术及发展模式

风电是我国第三大电力源，是可再生能源的重要支柱之一。截止至2021 年9 月，全国风电累计装机容量2.970 × 108kW，其中陆上风电和海上风电的累计装机容量分别为2.840 × 108kW和0.132 × 108kW。全国风电发电量4964 × 108kW·h，同比增长41.5%，利用小时数1649 h，平均利用率96.9%，同比提升0.3%[21]。对于无法并网的风电，可以考虑用于电解水制氢和氢储能。

2.1 电解水制氢技术

风机发出的电需要经过简单的变压和整流处理调整到所需电压，交流电整流为直流电，便可与电解水制氢装备耦合制氢，使风机全转速运行范围内的电能全部转换，实现能量的转换和储存。非并网风电制氢可以采用直流电，避免了交流电上网带来的相位差和频率差等问题，也省去了并网所需的如交流变压装置和滤波装置等大量辅助设备，简化了控制系统，预计可比并网机组成本降低30%以上[22]。

碱性电解（AEC）水制氢、质子交换膜电解（PEMEC）水制氢和固体氧化物电解（SOEC）水制氢技术对比见表1。

表1 AEC、PEMEC和SOEC水制氢技术对比[23-25]Table 1 Comparison of AEC, pemec and SOEC water hydrogen production technologies[23-25]

目前AEC技术成熟且成本较低，我国相关技术和产品基本处于国际先进水平，但其不足是，电解机理要求阳阴极两侧压力必须时刻保持平衡（以防止氢、氧混合造成装置难以快速启停及制氢负荷无法快速调节）、电流密度偏低及装置体积大；SOEC技术是固体氧化物燃料电池（SOFC）技术的逆过程，可在400~1000 °C下实现高效电氢转换，提升了电解速率，降低了能耗，且不需要使用贵金属催化剂，但投资成本高，在材料和电堆结构设计等方面还有待突破，目前处于实验研发阶段；PEMEC技术是质子交换膜燃料电池（PEMFC）技术的逆过程，对功率变化响应速率快且负荷范围宽，相比其他两种技术可以更好地适应可再生能源的波动性。

目前风电制氢的成本较高，再将氢气压缩和运输至加氢站，成本会进一步增加。以年发电量利用2300 h的离网风电场为例，采用目前国内成熟的中压1000 m3/h碱液制氢装置，在1 m3氢气电耗为5 kW·h、水耗为0.89 kg的模式下，估算当前1 × 104kW和5 × 104kW的装机容量下制氢成本分别约为36.00 CNY/kg 和28.00 CNY/kg；预 计2025 年 分别降至30.00 CNY/kg和22.00 CNY/kg，2030 年分别降至27.00 CNY/kg和19.00 CNY/kg；在考虑满足8%的内部收益率前提下， 2021 年氢气出厂价格为28.45 CNY/kg，预计2025 年和2030 年分别为26.00 CNY/kg和27.59 CNY/kg。若再计入150 km氢气管束车的运输和加注成本，出加氢枪的最终成本将超过50.00 CNY/kg，基本不具备竞争优势[26-29]。

2.2 风电-氢-电转换及储能模式

电-氢-电转换及储能系统适合于长周期、大规模、就地且需快速响应的可再生能源能量转换与存储场景，可有效优化风电多时间尺度的并网特性，降低波动性和间歇性对电网的冲击，参与系统深度调峰与调频，从而提升系统整体运行的稳定性、可靠性和灵活性。为了协调风电的波动性和解决出力曲线和负荷调度曲线偏差的难题，可以在风电机组出力较多时，把负荷低谷时段富余的风电用于制氢并储存，根据电力系统的需求实时调节制氢氢气负荷，促进风电消纳的同时提高电网运行的弹性[30-32]；风电机组出力不足时，启动氢燃料电池电堆发电，与风电一起或单独输出电能，见图4。可与响应快的超级电容或储能电池混合储能，电解槽和超级电容或储能电池承担负荷“削峰”，燃料电池和超级电容或储能电池承担负荷“削谷”，降低响应延迟，弥补燃料电池响应慢的缺点，把氢储能的可跨区域和长周期储能优势与蓄电池或超级电容日内和日间充/放电优势相结合[33-35]。

图4 电-氢-电转换及储能系统Fig. 4 Electric-hydrogen-electric conversion and energy storage system

电-氢-电转换及储能系统中的“绿电”和“绿氢”可以作为负碳资产，解决工业园区、企业和工厂的区域性脱碳和碳中和问题。以工业园区为例，我国工业园区是块状经济向产业集群转型升级的重要载体，也是碳排放的重要来源，电-氢-电转换及储能系统可以在工业园区内建立微电网，把电、氢、热以及园内物流交通等能源网络中生产、存储和消费环节互联互通，与电网灵活互动，打造“零碳”工业园区。但是风电-氢-电经过了两次能量转换，效率低于锂离子储能效率，且目前投资较高（主要是燃料电池系统的投资较大）[36-37]。未来随着燃料电池成本快速下降，其有望成为具有竞争力的解决方案。

2.3 风电-氢-煤化工模式

我国“富煤、贫油和少气”的资源禀赋决定了煤炭清洁、低碳和高效利用是必然的发展路径。煤中碳多氢少，会导致大量的碳排放[38-39]。以煤制天然气为例，每生产1000 m3天然气（标况，下同）的碳排放量约为4.8 t[40]，生产规模20 × 108m3/a的煤制天然气项目CO2排放量达9.6 × 106t/a。从CO2生成的化学过程来看，煤制天然气工艺流程中CO2的生成主要来自于煤气化和变换单元，气化炉中一部分煤燃烧提供煤气化所需热量，变换单元CO与水蒸气发生变换反应生成CO2，最终在低温甲醇洗单元把CO2脱除[41]。

如果非并网风电能够提供大量廉价的H2，则对煤制天然气整体工艺流程可以进行大幅度简化和优化，相比于原工艺流程可以省去变换单元和脱碳工序，并用电解水过程中的O2替代一部分空分制氧，送入气化炉用于气化；在甲烷化工段把CO、CO2充分与H2反应，使碳尽可能地加氢转化为甲烷产品，甚至可能实现“零碳”排放[42-47]。

传统煤制天然气与风电-氢-煤制天然气的流程对比见图5。我国煤化工和可再生能源的集中分布重合度高，主要在“三北”地区，便于就近融合发展。通过风电制取H2和O2与煤制天然气产业结合应用，有利于充分利用碳资源，把绿色能源转化为天然气产品的化学能，并实现大宗CO2的资源化和循环利用，给煤制天然气带来绿色转型。

图5 传统煤制天然气(a)与风电-氢-煤制天然气(b)流程对比Fig.5 Comparison of traditional coal to natural gas (a) and wind power-hydrogen-coal to natural gas (b) processes

2.4 风电-氢-GTL模式

天然气制合成油（Gas to liquid, GTL）技术是以天然气为原料生产合成气（CO + H2）、合成气经费托（F-T）合成制备含硫化物、氮氧化物和芳烃极少的高品质的汽油、柴油和润滑油基础油等高端油品的过程。全球现有多个大型GTL工程，如壳牌在卡塔尔的Pearl GTL项目，基础油生产能力约477 × 104L/d，每年可供2.25 万辆汽车使用，是全球最大的润滑油基础油来源之一。

天然气制备合成气技术包括水蒸气重整（SMR）、自热重整（ATR）和部分氧化（POX）。以POX工艺为例，耦合风电系统后的工艺流程见图6。风电制备的H2可用于前端脱硫、合成气调整和产品升级单元，O2可以作为POX的原料，替代一部分空分制氧负荷。耦合风电制氢后的GTL产量可提高约30%，同时降低70%以上的碳排放。

图6 风电-氢-GTL系统工艺流程Fig. 6 Process flow of wind power-hydrogen-GTL system

3 结语与展望

“碳达峰、碳中和”的重大战略决策将为我国经济发展方式、产业结构和社会观念等带来一场全方位变革，为可再生能源氢储能及氢转化利用技术带来重大发展机遇。本文介绍了可再生能源氢储能技术现状，归纳了通过PTG、PTM以及PTX等技术将可再生能源的“零碳”能量储存在H2、合成甲烷及合成油品中的技术进展；以风电为例，探索了风-氢储能与氢利用及其与PTX、煤化工和天然气化工的融合发展模式。分析认为：（1）可再生能源电力通过电解水制氢可实现可再生能源氢储能，以解决可再生能源稳定性问题；氢储能的H2通过PTM和PTL等技术，使H2与捕集的CO2反应制取甲烷和液体燃料，可实现CO2的循环利用，大幅降低CO2的排放量；此外，储氢能的H2还可去合成氨系统制造绿色化肥。（2）通过“电-氢-电”、“电-氢-煤化工”以及“电-氢-GTL”等模式能实现可再生能源电力的转换与储存，丰富了可再生能源的大规模应用途径。

未来，随着储能技术的发展以及H2应用场景的丰富，可再生能源电力有望成为能源转型中的主角，就地的“电-氢-电”系统和适用于长周期、跨区域的“电-氢-利用”系统在未来高比例可再生能源体系中将发挥重要作用。PTM和PTL技术有望成为未来可再生能源与化石能源系统融合发展的重要途径，“零碳”天然气和“零碳”油品能够成为多领域实现碳中和的可选方案，也可避免对已有成熟的能源基础设施和消费终端的大规模替代，大幅度降低能源转型的社会成本。现阶段我国可再生能源氢储能示范项目较少，尚未有PTM和PTX项目的示范，未来需加强关键技术和核心装备的研发，形成相关体系标准，助力我国“双碳”目标的实现。