宋鵬飛，侯建國，王秀林

（中海石油氣電集團技術研發(fā)中心，北京 100028）

圖1 全球碳排放的分產業(yè)分布[1]Fig. 1 Sub-industry distribution of global carbon emissions[1]

“雙碳”目標的制定對能源生產和消費結構都提出了新的要求，我國需完成從化石能源為主體向可再生能源為主體的巨大轉變，并構建適應于碳中和的現代化、低碳化和智能化的新型能源體系[2-3]。在能源生產端構建以可再生能源為主體的新型能源生產系統，到2030 年非化石能源占一次能源消費比重將達25%，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達12 × 108kW以上[4]；在能源消費端構建電-氫為主體的新型能源消費系統，到2060 年電能和氫能在終端能源消費的比重分別將達70%[5]和20%[6]。未來可再生能源不僅將在裝機規(guī)模方面快速提升，在發(fā)電成本上也將與傳統能源進入全面市場競爭。2021 年是我國光伏和陸上風電全面平價上網的元年[7]，上網電價按當地燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行，新建項目可自愿通過參與市場化交易形成上網電價，這標志著可再生能源真正成為具有競爭力的能源品種，并將在未來能源生產結構中占據更高的比例。未來，高比例可再生能源會給整個能源體系帶來一系列的挑戰(zhàn)，其中最具挑戰(zhàn)的是高比例可再生能源的大規(guī)模、長周期儲能[8-9]。

高比例可再生能源電力系統，其間歇性和波動性是推高成本的主要因素，解決的關鍵在于構建相適應的儲能技術，以儲能賦予可再生能源穩(wěn)定性，并尋求適合于大規(guī)模消納的路徑。儲能技術可分為功率型（秒~分鐘級）、能量型（1~2 h）和容量型（> 4 h）3 類。抽水蓄能是全球最大的電網級電力儲存形式，但對選址要求高，儲能總量十分有限；壓縮空氣儲能占地空間大，需尋找合適的礦井或洞穴；飛輪儲能能量密度低、投資高；儲冷、儲熱技術無法長時間存儲；鋰電池、鉛蓄電池等電化學儲能適合小時級別的短周期響應和調節(jié)[10-13]，存在局限性且提升和改進空間不大[1]；氫儲能適合大規(guī)模、長周期儲能，其具有成本低、占地小和儲能密度高的優(yōu)點，利用渠道多元化，能夠實現生產側和消費側跨季節(jié)、跨區(qū)域的能源優(yōu)化配置[14]。氫氣的儲能容量遠大于電池，成本相比電池更低廉且使用壽命更長（成本僅為鋰電池儲能的3%，壽命卻是鋰電池的4 倍）[15]。

本文通過對高比例可再生能源面臨挑戰(zhàn)的分析，介紹可再生能源氫儲能技術現狀，綜述可再生能源電制氣（Power to gas, PTG）、電制甲烷（Power to methane, PTM）和電制化學品（Power to X, PTX）技術將可再生能源的“零碳”能量儲存在氫氣、合成甲烷以及合成油品中的研究進展；以風電為例，探索風-氫儲能與氫利用及其與PTX、煤化工、天然氣化工的融合發(fā)展模式，并對未來發(fā)展提出展望。

1 可再生能源氫儲能

1.1 氫儲能技術

氫儲能，即采用PTG技術將可再生能源電力通過電解水轉換為氫氣進行能量儲存，其將成為風電場除并網發(fā)電外新的運營模式，這不僅能夠解決風電消納問題，同時可促進氫能源產業(yè)的發(fā)展，已成為全球可再生能源發(fā)展應用的重要方向之一。氫儲能有望能夠承擔儲能和消納的雙重角色，是實現不穩(wěn)定電力跨季節(jié)、跨區(qū)域和大規(guī)模儲能的優(yōu)選方案之一。可再生能源電力生產高峰時可通過氫儲能實現平滑波動和調峰調頻；當有電力需求時可以通過氫燃料電池或氫燃氣輪機快速響應和靈活調節(jié)。

氫儲能技術的氫氣利用方式多樣，應用場景豐富，能夠打開能源邊界，把不同能源來源和終端用戶聯系在一起，在未來能源互聯網生態(tài)架構中起到電-熱-燃料之間轉化的關鍵樞紐作用；在電力、交通、化工、冶金和建筑等領域廣泛替代化石能源，助力高碳行業(yè)實現深度脫碳，成為實現“零碳”電力能源、打通“源、網、儲及荷”的重要載體?？稍偕茉粗迫〉臍淠芘c已有能源體系能很好地形成連通、協調和流動，使“電-儲-電”的“投入型”模式轉化為“電-氫-利用”的“生產型”模式，從而促進和支撐可再生能源的規(guī)?；瘎討B(tài)消納。大規(guī)模的可再生能源電制氫與氫儲能和利用系統見圖2。

圖2 大規(guī)?？稍偕茉措娭茪渑c氫儲能和利用系統Fig. 2 Large-scale renewable energy hydrogen generation and hydrogen energy storage and utilization system

儲氫是氫儲能體系中的重要環(huán)節(jié)，儲氫規(guī)模宜合理優(yōu)化配置，儲氫形式也應因地制宜、經濟可行。氫氣的儲存技術主要包括高壓氣態(tài)儲氫、低溫液態(tài)儲氫、有機物儲氫以及固體金屬儲氫等形式。其中成熟且常用的主要是高壓氣態(tài)儲氫，即將氫氣儲存在高壓儲氫罐或瓶組中，其缺點是儲存周期短、氫氣能透過金屬遷移并慢慢逃逸以及成本較高；有機物儲氫能實現長周期、低成本儲存，且便于把氫氣產品大規(guī)模運輸至市場[16]。

1.2 可再生能源電力制甲烷與制液體燃料技術

廣義的氫儲能包括制備氫氣后的下游利用?？稍偕茉粗茪浜途G氫的大規(guī)模儲存與運輸技術的發(fā)展、成本的下降以及碳捕集技術的成熟，為電制氫后的PTM和制液態(tài)燃料（Power to liquids,PTL）技術創(chuàng)造了有利條件[17-18]。以捕集的CO2為原料，與氫氣反應制取甲烷、甲醇、汽油、柴油和航油等（見圖3），可實現CO2的循環(huán)利用，使制造端和使用端整體凈零排放，大幅降低CO2排放量。這種以電制氫后的氫氣與CO2反應制取的甲烷又稱“零碳替代天然氣（E-gas）”，其與油品產品可以使用傳統能源的基礎設施和車輛，不必進行大規(guī)模重建和替換，大幅降低了能源轉型的社會成本；另外，電制氫后的氫氣還可以通過合成氨制造綠色化肥。這些可再生能源電解水制氫后的利用方式可統稱為PTX技術。傳統化石能源領域已經形成大量且成熟的基礎設施，涵蓋生產、儲運、配送、加注和終端利用裝備等，構建新型能源體系便是對現有設施的融合創(chuàng)新和再利用。

圖3 大規(guī)模可再生能源制氫的氫氣利用途徑Fig. 3 Utilization of hydrogen produced from large-scale renewable energy

PTX技術適應范圍大，可靈活用于大規(guī)模可再生能源的消納，也是實現碳中和的重要技術支撐，能在終端與加注、供熱以及化工等很好地融合與協同。其中以PTM技術制得的E-gas（即SNG）鎖住了大量的CO2，能夠作為周邊居民用氣或直接就近注入天然氣管網，避免了氫氣直接注入管網對用戶安全的影響，SNG在消費端經燃燒釋放的CO2量與合成時吸納的量一致，因此E-gas成為可再生能源能量儲存、運輸、分配和利用的載體，并利用天然氣現有的儲存、運輸、分配和利用的成熟設施，以較低的能源轉型代價實現凈零排放；以PTL技術制取的高能量密度的“零碳”航油、汽油及柴油，可避免燃油交通設施和交通工具的替代和浪費，大幅度降低交通領域碳排放。事實上，“零碳”航油是最有可能實現“零碳”航空的液體燃料。近年來合成燃料的成本仍較高，在0.13 CNY/(kW·h)的電力成本下，PTL技術制取的液體燃料在不考慮資本成本和CO2原料成本的前提下，產品成本約2.48~2.89 CNY/L，合成E-gas的成本約2.16~2.65 CNY/m3[19]。未來隨著碳交易價格的上升和風電成本的下降，PTX技術將成為低成本解決碳中和難題的關鍵路徑。

由此，我們不難看出，中國共產黨建立或恢復建立共青團的目的在于使共青團成為黨的助手和后備軍。從誕生的那一天起，中國共產主義共青團就以共產主義作為自己的旗幟，以組織廣大青年在實踐中學習共產主義作為自己的基本任務，以實現共產主義作為自己的奮斗目標，以黨有號召、團有行動作為自己的行動指南，把共青團的角色牢牢地定位在黨的助手和后備軍上。可以說，政治性自共青團誕生之日起，一直都是共青團最基本、最重要的政治屬性，是共青團的立團之本，發(fā)展之本。脫離了這一屬性，共青團組織必將失去存在和發(fā)展的理由。

目前全球共有13 個PTG或PTX的氫儲能項目，額定功率共計2.023 × 104kW，9 個項目正在運營，主要位于德國。其中，奧迪E-gas項目是全球首個商業(yè)規(guī)模電制甲烷項目，其將可再生能源電力通過質子交換膜電解（PEMEC）水制氫，一部分氫氣壓縮至70 MPa后儲存，為燃料電池汽車加注；另一部分氫氣與從沼氣工程捕集的CO2通過甲烷化過程制取SNG。該項目年生產SNG 1.0 × 103t，消納CO22.8 × 103t[20]。

2 以風電為例的風-氫儲能與氫利用技術及發(fā)展模式

風電是我國第三大電力源，是可再生能源的重要支柱之一。截止至2021 年9 月，全國風電累計裝機容量2.970 × 108kW，其中陸上風電和海上風電的累計裝機容量分別為2.840 × 108kW和0.132 × 108kW。全國風電發(fā)電量4964 × 108kW·h，同比增長41.5%，利用小時數1649 h，平均利用率96.9%，同比提升0.3%[21]。對于無法并網的風電，可以考慮用于電解水制氫和氫儲能。

2.1 電解水制氫技術

風機發(fā)出的電需要經過簡單的變壓和整流處理調整到所需電壓，交流電整流為直流電，便可與電解水制氫裝備耦合制氫，使風機全轉速運行范圍內的電能全部轉換，實現能量的轉換和儲存。非并網風電制氫可以采用直流電，避免了交流電上網帶來的相位差和頻率差等問題，也省去了并網所需的如交流變壓裝置和濾波裝置等大量輔助設備，簡化了控制系統，預計可比并網機組成本降低30%以上[22]。

堿性電解（AEC）水制氫、質子交換膜電解（PEMEC）水制氫和固體氧化物電解（SOEC）水制氫技術對比見表1。

表1 AEC、PEMEC和SOEC水制氫技術對比[23-25]Table 1 Comparison of AEC, pemec and SOEC water hydrogen production technologies[23-25]

目前AEC技術成熟且成本較低，我國相關技術和產品基本處于國際先進水平，但其不足是，電解機理要求陽陰極兩側壓力必須時刻保持平衡（以防止氫、氧混合造成裝置難以快速啟停及制氫負荷無法快速調節(jié)）、電流密度偏低及裝置體積大；SOEC技術是固體氧化物燃料電池（SOFC）技術的逆過程，可在400~1000 °C下實現高效電氫轉換，提升了電解速率，降低了能耗，且不需要使用貴金屬催化劑，但投資成本高，在材料和電堆結構設計等方面還有待突破，目前處于實驗研發(fā)階段；PEMEC技術是質子交換膜燃料電池（PEMFC）技術的逆過程，對功率變化響應速率快且負荷范圍寬，相比其他兩種技術可以更好地適應可再生能源的波動性。

目前風電制氫的成本較高，再將氫氣壓縮和運輸至加氫站，成本會進一步增加。以年發(fā)電量利用2300 h的離網風電場為例，采用目前國內成熟的中壓1000 m3/h堿液制氫裝置，在1 m3氫氣電耗為5 kW·h、水耗為0.89 kg的模式下，估算當前1 × 104kW和5 × 104kW的裝機容量下制氫成本分別約為36.00 CNY/kg 和28.00 CNY/kg；預 計2025 年 分別降至30.00 CNY/kg和22.00 CNY/kg，2030 年分別降至27.00 CNY/kg和19.00 CNY/kg；在考慮滿足8%的內部收益率前提下， 2021 年氫氣出廠價格為28.45 CNY/kg，預計2025 年和2030 年分別為26.00 CNY/kg和27.59 CNY/kg。若再計入150 km氫氣管束車的運輸和加注成本，出加氫槍的最終成本將超過50.00 CNY/kg，基本不具備競爭優(yōu)勢[26-29]。

2.2 風電-氫-電轉換及儲能模式

電-氫-電轉換及儲能系統適合于長周期、大規(guī)模、就地且需快速響應的可再生能源能量轉換與存儲場景，可有效優(yōu)化風電多時間尺度的并網特性，降低波動性和間歇性對電網的沖擊，參與系統深度調峰與調頻，從而提升系統整體運行的穩(wěn)定性、可靠性和靈活性。為了協調風電的波動性和解決出力曲線和負荷調度曲線偏差的難題，可以在風電機組出力較多時，把負荷低谷時段富余的風電用于制氫并儲存，根據電力系統的需求實時調節(jié)制氫氫氣負荷，促進風電消納的同時提高電網運行的彈性[30-32]；風電機組出力不足時，啟動氫燃料電池電堆發(fā)電，與風電一起或單獨輸出電能，見圖4?？膳c響應快的超級電容或儲能電池混合儲能，電解槽和超級電容或儲能電池承擔負荷“削峰”，燃料電池和超級電容或儲能電池承擔負荷“削谷”，降低響應延遲，彌補燃料電池響應慢的缺點，把氫儲能的可跨區(qū)域和長周期儲能優(yōu)勢與蓄電池或超級電容日內和日間充/放電優(yōu)勢相結合[33-35]。

圖4 電-氫-電轉換及儲能系統Fig. 4 Electric-hydrogen-electric conversion and energy storage system

電-氫-電轉換及儲能系統中的“綠電”和“綠氫”可以作為負碳資產，解決工業(yè)園區(qū)、企業(yè)和工廠的區(qū)域性脫碳和碳中和問題。以工業(yè)園區(qū)為例，我國工業(yè)園區(qū)是塊狀經濟向產業(yè)集群轉型升級的重要載體，也是碳排放的重要來源，電-氫-電轉換及儲能系統可以在工業(yè)園區(qū)內建立微電網，把電、氫、熱以及園內物流交通等能源網絡中生產、存儲和消費環(huán)節(jié)互聯互通，與電網靈活互動，打造“零碳”工業(yè)園區(qū)。但是風電-氫-電經過了兩次能量轉換，效率低于鋰離子儲能效率，且目前投資較高（主要是燃料電池系統的投資較大）[36-37]。未來隨著燃料電池成本快速下降，其有望成為具有競爭力的解決方案。

2.3 風電-氫-煤化工模式

我國“富煤、貧油和少氣”的資源稟賦決定了煤炭清潔、低碳和高效利用是必然的發(fā)展路徑。煤中碳多氫少，會導致大量的碳排放[38-39]。以煤制天然氣為例，每生產1000 m3天然氣（標況，下同）的碳排放量約為4.8 t[40]，生產規(guī)模20 × 108m3/a的煤制天然氣項目CO2排放量達9.6 × 106t/a。從CO2生成的化學過程來看，煤制天然氣工藝流程中CO2的生成主要來自于煤氣化和變換單元，氣化爐中一部分煤燃燒提供煤氣化所需熱量，變換單元CO與水蒸氣發(fā)生變換反應生成CO2，最終在低溫甲醇洗單元把CO2脫除[41]。

如果非并網風電能夠提供大量廉價的H2，則對煤制天然氣整體工藝流程可以進行大幅度簡化和優(yōu)化，相比于原工藝流程可以省去變換單元和脫碳工序，并用電解水過程中的O2替代一部分空分制氧，送入氣化爐用于氣化；在甲烷化工段把CO、CO2充分與H2反應，使碳盡可能地加氫轉化為甲烷產品，甚至可能實現“零碳”排放[42-47]。

傳統煤制天然氣與風電-氫-煤制天然氣的流程對比見圖5。我國煤化工和可再生能源的集中分布重合度高，主要在“三北”地區(qū)，便于就近融合發(fā)展。通過風電制取H2和O2與煤制天然氣產業(yè)結合應用，有利于充分利用碳資源，把綠色能源轉化為天然氣產品的化學能，并實現大宗CO2的資源化和循環(huán)利用，給煤制天然氣帶來綠色轉型。

圖5 傳統煤制天然氣(a)與風電-氫-煤制天然氣(b)流程對比Fig.5 Comparison of traditional coal to natural gas (a) and wind power-hydrogen-coal to natural gas (b) processes

2.4 風電-氫-GTL模式

天然氣制合成油（Gas to liquid, GTL）技術是以天然氣為原料生產合成氣（CO + H2）、合成氣經費托（F-T）合成制備含硫化物、氮氧化物和芳烴極少的高品質的汽油、柴油和潤滑油基礎油等高端油品的過程。全球現有多個大型GTL工程，如殼牌在卡塔爾的Pearl GTL項目，基礎油生產能力約477 × 104L/d，每年可供2.25 萬輛汽車使用，是全球最大的潤滑油基礎油來源之一。

天然氣制備合成氣技術包括水蒸氣重整（SMR）、自熱重整（ATR）和部分氧化（POX）。以POX工藝為例，耦合風電系統后的工藝流程見圖6。風電制備的H2可用于前端脫硫、合成氣調整和產品升級單元，O2可以作為POX的原料，替代一部分空分制氧負荷。耦合風電制氫后的GTL產量可提高約30%，同時降低70%以上的碳排放。

圖6 風電-氫-GTL系統工藝流程Fig. 6 Process flow of wind power-hydrogen-GTL system

3 結語與展望

“碳達峰、碳中和”的重大戰(zhàn)略決策將為我國經濟發(fā)展方式、產業(yè)結構和社會觀念等帶來一場全方位變革，為可再生能源氫儲能及氫轉化利用技術帶來重大發(fā)展機遇。本文介紹了可再生能源氫儲能技術現狀，歸納了通過PTG、PTM以及PTX等技術將可再生能源的“零碳”能量儲存在H2、合成甲烷及合成油品中的技術進展；以風電為例，探索了風-氫儲能與氫利用及其與PTX、煤化工和天然氣化工的融合發(fā)展模式。分析認為：（1）可再生能源電力通過電解水制氫可實現可再生能源氫儲能，以解決可再生能源穩(wěn)定性問題；氫儲能的H2通過PTM和PTL等技術，使H2與捕集的CO2反應制取甲烷和液體燃料，可實現CO2的循環(huán)利用，大幅降低CO2的排放量；此外，儲氫能的H2還可去合成氨系統制造綠色化肥。（2）通過“電-氫-電”、“電-氫-煤化工”以及“電-氫-GTL”等模式能實現可再生能源電力的轉換與儲存，豐富了可再生能源的大規(guī)模應用途徑。

未來，隨著儲能技術的發(fā)展以及H2應用場景的豐富，可再生能源電力有望成為能源轉型中的主角，就地的“電-氫-電”系統和適用于長周期、跨區(qū)域的“電-氫-利用”系統在未來高比例可再生能源體系中將發(fā)揮重要作用。PTM和PTL技術有望成為未來可再生能源與化石能源系統融合發(fā)展的重要途徑，“零碳”天然氣和“零碳”油品能夠成為多領域實現碳中和的可選方案，也可避免對已有成熟的能源基礎設施和消費終端的大規(guī)模替代，大幅度降低能源轉型的社會成本。現階段我國可再生能源氫儲能示范項目較少，尚未有PTM和PTX項目的示范，未來需加強關鍵技術和核心裝備的研發(fā)，形成相關體系標準，助力我國“雙碳”目標的實現。