高成綠能：氫儲能發電應用痛點及解決策略

“當前氫氣成本高、電站造價成本高、能量轉換效率低、技術成熟度低，以及制氫-儲氫-運氫-發電整個流程較長，法規制度不健全等諸多因素給氫儲能發電應用推廣帶來了極大挑戰。”高成綠能首席技術官侯向理在2022高工氫電年會上表示，我們要尋找便宜氫源，提高能量利用效率，尋找高電價應用場景，尋求政策支持，并挖掘新型應用領域。

在本屆年會，侯向理發表了“氫儲能的探索與實踐”的主題演講。他深入解讀了氫儲能的優勢及未來發展趨勢，同時結合高成綠能多年在氫儲能領域的應用實踐，針對氫儲能發電應用模式所存在的挑戰進行了分析，并提出了相應的解決策略。

氫儲能趨勢與優勢

據國家能源局數據顯示，2022年前三季度，全國可再生能源新增裝機9036萬千瓦，占全國新增發電裝機的78.8%；全國可再生能源發電量1.94萬億千瓦時，占全國發電量6.3萬億千瓦時的30.8%。可再生能源新增裝機和可再生能源發電量的占比都有進一步上升的趨勢。

可再生能源存在時空性、隨機性、波動性共存的特點，無法與用電需求完美匹配，尤其在新增裝機和發電量同時上升的趨勢下，儲能的重要性日益凸顯。為此，我國政策對于儲能給予了一定的補貼和要求，進一步推動了儲能市場規模的提升。按照新能源項目儲能設施配建比例不低于裝機容量的10%來計算，全國每年新能源項目新增配套儲能超過1000萬千瓦。

儲能有很多的技術路線，有抽水蓄能、壓縮空氣儲能、電化學儲能、飛輪儲能、超級電容器等。2021年中國儲能市場裝機功率為43.44GW，位居全球第一。其中，抽水蓄能裝機功率占比86.5%，電化學儲能裝機功率占比11.8%。目前抽水蓄能占據主要市場地位。但氫儲能作為新興的儲能方式，越來越得到重視，前景被廣泛看好。

《“十四五”新型儲能發展實施方案》中提到，推動長時間電儲能、氫儲能、熱（冷）儲能等新型儲能項目建設，示范工作重點提及可再生能源制儲氫(氨)、氫電耦合等氫儲能示范應用。2022年11月，國家能源局召開新聞發布會也提出，要擴大可再生能源非電利用規模，推動可再生能源規模化制氫。對比其他儲能方式來看，氫儲能的確有幾大優勢：

1、滿足新能源的消納，氫儲能適合長周期、大規模儲能，儲運和使用方式比較靈活，可使用純氫運輸、天然氣摻氫、特高壓輸電受端制氫和液氨等方式，不僅可以與電能之間相互轉化，而且還可以與含氫化合物促進工業脫碳；

2、氫儲能受到地理限制和生態保護的限制比較少，相比于壓縮空氣、抽水蓄能等其他大規模儲能技術而言，氫儲能不需要特定的地理條件，應用場景更加廣泛；

3、氫儲能具有一定的規模儲能經濟性，儲能系統的邊際成本隨著規模會逐漸下降，規模化儲氫比儲電的成本要低一個數量級。

美國能源部《儲能大挑戰路線圖》指出，氫可作為電-氫能源轉換體系的關鍵媒介和能源轉型的基石，容易獲得，來源多樣，用途廣泛，戰略意義重大。

氫儲能發電應用模式痛點與解決策略

在解讀了氫儲能的優勢及未來發展趨勢后，侯向理還重點分析了氫儲能發電應用模式痛點。“當前通過多種方式獲得氫能源，用于氫儲能電站獲得的電能及熱能可以滿足家庭生活、工業用電、商場、醫院、交通等領域的需求。”侯向理說，氫儲能可以實現分布式智能供電及多能互補，但當前氫儲能發電的經濟性問題還有待解決。

氫儲能發電的經濟性取決于充（制氫）放（發電）電價差。假設綠電-制氫-發電場景：可再生能源電價占綠氫制氫成本的60-70%，以0.15元/kWh可再生能源發電電價和50kWh/kg制氫電耗計算，可再生能源制氫的成本約為10.7-12.5元/kg。按照單位千克氫氣發電18kWh和0.6元/kWh售電價格計算，售電收入為10.8元/kg，最多與制氫成本勉強持平，全鏈條算下來必然虧損。整個鏈條電-氫-電能量轉化效率只有30%多，這導致充放電電價差值至少5倍以內都沒有經濟性。

整體來看，當前氫氣成本高、電站造價成本高、能量轉換效率低、技術成熟度低，以及制氫-儲氫-運氫-發電整個流程較長，法規制度不健全等諸多因素給氫儲能發電應用推廣帶來了極大挑戰。出路在哪？侯向理認為：“要尋找便宜氫源，提高能量利用效率，尋找高電價應用場景，尋求政策支持，挖掘新型應用領域。”具體如下：

1、進一步提高全鏈條電能轉化效率，并充分利用副產熱。

2、可再生能源電價是否可以進一步降低到0.1元/kWh甚至更低？同時尋找銷售電價更高的場景？

3、氫氣價格是否有更便宜的來源，譬如副產氫、進口氫？

4、前期是否可以尋找一定政策支持，促進技術進步和產業鏈成本下降，順利度過產業培育期。

5、特定場景挖掘與其他儲能技術的比較優勢，譬如長周期、低頻率、大容量應用領域。

6、將氫儲能發電與氫氣多種工業應用相結合，提高氫氣使用靈活性與經濟性。

預計未來隨著氫氣規模化制造、成本進一步降低，以及電站成本大幅下降、能量轉化效率進一步提升，法律法規的進一步完善，氫儲能發電示范應用將逐步過渡至商業化推廣。

氫儲能電站應用案例

在演講的最后，侯向理分享了高成綠能多年來在氫儲能發電領域的應用實踐。他用高成綠能已經交付或正在交付的應用案例，進一步深入分析了不同類型氫儲能電站的產品特點。

第一類，電解水制氫儲能電站。以高成綠能成功交付嘉興紅船基地“零碳”智慧園區的熱電聯供電站、浙江巨化裝備工程集團的氫能方艙系統、為浙江正泰新能源設計建造的燃料電池儲能電站為例，這三類電站都是采用綠氫。

其中，為嘉興恒創電力集團、嘉興市供電局設計建造的電站是國內首座氫儲能熱電聯供電站，采用PEM電解水制氫，用屋頂光伏發電制氫，實現熱能與電能的雙利用，相輔相成提高能源的利用效率，并入整個智慧能源體系，實現遠程監控。

為浙江正泰新能源設計建造的燃料電池儲能電站，采用了堿式制氫&PEM電解水制氫雙系統，雙電源系統（光伏+谷電）供電制氫，搭配多輛氫能觀光車進行示范運行；為浙江巨化設計建造的氫能方艙系統，采用可再生能源制氫及金屬儲氫系統。產生的熱能除供應園區外，還用于金屬儲氫。在雙熱管理系統下，余熱得到了高效利用。

目前，可再生能源制氫儲能電站主要用于發電側領域，實現長周期、大體量儲能，形成真正的綠色閉環式能源產業鏈。

第二類，特殊場景下的即產即用電站。采用甲醇醇類制氫，燃料為化石燃料，對儲存要求不太高，氫氣即產即用，具備高穩定性、高可靠性，且安全設施完善。

化石資源/醇類制氫工藝成熟、成本低廉，具備較強的規模效應，是目前工業氫氣的主要制取路徑。目前全球氫氣消費量超過96％是通過化石燃料制取的。“我們認為化石燃料制氫在一定場景下也有其利用價值。通過化石燃料制取，借助于碳捕集與封存技術CCS可以有效降低該類制氫方式的碳排放，將灰氫轉變為藍氫，以實現未來能源的可持續發展。”侯向理說。

第三類，備用電源。高成綠能與廈門鐵塔、德州鐵塔合作，為5G基站提供備用電源。“我們為廈門鐵塔5G基站提供了5kW和10kW的備用電源，進行了為期3個月的實測。”侯向理透露，實測讓我們堅定看好燃料電池未來在基站備用電源領域的應用。

政策層面也有好消息：2021年7月，工信部印發《新型數據中心發展三年行動計劃（2021-2023年）》明確：支持探索利用鋰電池、儲氫和飛輪儲能等作為數據中心多元化儲能和備用電源裝置；2022兩會期間，提出實施“東數西算”工程，統一布局節點型設施，加快打造8大樞紐、10個國家數據中心集群，穩妥有序推進國家新型互聯網交換中心、國家互聯網骨干直連點建設。未來全國各地的數據中心作為“能耗大戶”，將是氫儲能重要的應用場景。

第四類，化工副產氫電站。目前高成綠能與一家精細化工公司合作，發電系統規模為2兆瓦，燃料為提純后的低成本化工副產氫，電站的公用工程需求與工廠契合通用，可以實現降碳省電，解決拉閘限電的問題。

當前國內化工副產氫存量大，尤其是氯堿行業和丙烷脫氫行業存在大量的工業副產氫，經過有效利用可幫助工廠降碳省電。

高成綠能成立于2006年，位于浙江省長興縣，是國內首批成立的燃料電池企業之一。經過16年的沉淀與發展，公司擁有從催化劑、膜電極、燃料電池、電解水制氫到燃料電池系統的全產業鏈核心技術和自主知識產權；建立了便攜式、移動式、固定式燃料電池發電系統研發中心、制造中心；客車、重卡等車載動力燃料電池系統研發中心、運維中心，是集研發、生產和服務為一體的軍民融合型國家高新技術企業。

基于對自身優勢及外部形勢的判斷，高成綠能確立了“重點布局氫儲能電站的市場、強化車載端市場拓展應用、同步拓展零售市場”的布局策略。憑借配套多個典型的氫儲能電站項目，高成綠能成為氫儲能發電新時代的先鋒企業。