文章摘要

　　本文探討了氫儲能在中國新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價(jià)值、挑戰(zhàn)和展望。文章分析了氫儲能相對于其他儲能技術(shù)的優(yōu)勢，并構(gòu)建了氫儲能在新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價(jià)值體系。同時(shí)，文章也指出了目前氫儲能面臨的效率低和成本高等挑戰(zhàn)。

　　氫儲能具有跨季節(jié)、跨區(qū)域和大規(guī)模存儲的優(yōu)勢，對于新型電力系統(tǒng)的建設(shè)具有重要作用。

　　氫儲能可以突破新能源電力占比的限制，促進(jìn)更高比例的新能源發(fā)展。

　　積極探索氫能運(yùn)輸方式的最優(yōu)組合，以促進(jìn)氫儲能的發(fā)展，推動新型電力系統(tǒng)的建設(shè)。

　　加快發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)，是應(yīng)對實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)和保障國家能源安全的戰(zhàn)略選擇。氫儲能具有跨季節(jié)、跨區(qū)域和大規(guī)模存儲的優(yōu)勢，在能量維度、時(shí)間維度和空間維度上具有突出優(yōu)勢，在新型電力系統(tǒng)的“源網(wǎng)荷”各個(gè)環(huán)節(jié)均有很強(qiáng)的應(yīng)用價(jià)值，可在新型電力系統(tǒng)建設(shè)中發(fā)揮重要作用。

　　中國工程院院刊《中國工程科學(xué)》2022年第3期刊發(fā)華北電力大學(xué)能源電力創(chuàng)新研究院劉建國教授研究團(tuán)隊(duì)的《氫儲能在我國新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價(jià)值、挑戰(zhàn)及展望》一文。文章剖析了氫儲能相對其他儲能技術(shù)的優(yōu)勢，闡述了新型電力系統(tǒng)對氫能的訴求，并構(gòu)建了氫儲能在新型電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”中的應(yīng)用價(jià)值體系;文章可以促進(jìn)氫儲能產(chǎn)業(yè)與新型電力系統(tǒng)建設(shè)的有機(jī)融合，驅(qū)動電力、交通、建筑和工業(yè)等部門的碳排放快速達(dá)峰。

　　一、前言

　　我國能源資源稟賦的特點(diǎn)是“富煤、缺油、少氣”，能源結(jié)構(gòu)主要以煤炭為主，原油和天然氣資源的對外依存度較高。2014年6月，習(xí)近平總書記就推動能源生產(chǎn)和消費(fèi)革命提出“四個(gè)革命、一個(gè)合作”的能源發(fā)展戰(zhàn)略思想，為推進(jìn)我國能源清潔低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展指明了方向。“十三五”時(shí)期，我國能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化，非化石能源消費(fèi)比重從12.1%提高至15.9%，平均每年提高了0.76個(gè)百分點(diǎn)。

　　面對全球性的氣候危機(jī)，中國在2020年9月向世界鄭重承諾：我國二氧化碳排放力爭于2030年前達(dá)到峰值，努力爭取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和。2020年我國全社會碳排放約1.06×1010 t，其中電力行業(yè)碳排放約4.6×109 t，占比高達(dá)43.4%。在此形勢下，電力行業(yè)肩負(fù)著“雙碳”目標(biāo)實(shí)現(xiàn)的重要?dú)v史使命，將承擔(dān)著主力軍的關(guān)鍵角色。

　　2021年中央財(cái)經(jīng)委員會第九次會議指出：要構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。新型電力系統(tǒng)的內(nèi)涵是：以新能源為供給主體、以確保能源電力安全為基本前提、以滿足經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展電力需求為首要目標(biāo)，以堅(jiān)強(qiáng)智能電網(wǎng)為樞紐平臺，以“源網(wǎng)荷儲”互動與多能互補(bǔ)為支撐，具有清潔低碳、安全可控、靈活高效、智能友好、開放互動的基本特征。氫能是一種來源豐富、綠色低碳、應(yīng)用廣泛的二次能源，將為新型電力系統(tǒng)的安全低碳建設(shè)發(fā)揮重要價(jià)值。2022年3月，國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃(2021—2035年)》，氫能的戰(zhàn)略定位被提升到了未來國家能源體系的重要組成部分。

　　目前，許多國內(nèi)外主流機(jī)構(gòu)對氫能在終端能源的消費(fèi)比重進(jìn)行了預(yù)測。國際氫能委員會發(fā)布的報(bào)告《氫能規(guī)?；?mdash;—全球能源轉(zhuǎn)型的可持續(xù)途徑》預(yù)計(jì)到2050年，在將溫度升幅控制在2 ℃前提下，氫能將承擔(dān)全球18%的終端能源消費(fèi)(約80 EJ)，全年的二氧化碳排放量能夠較現(xiàn)在減少約6×109 t。

　　美國燃料電池和氫能協(xié)會(FCHEA)發(fā)布的報(bào)告《美國氫能經(jīng)濟(jì)路線圖——減排及驅(qū)動氫能在全美實(shí)現(xiàn)增長》預(yù)計(jì)到2050年，氫能將滿足美國終端能源需求的14%。歐盟委員會發(fā)布的兩項(xiàng)戰(zhàn)略計(jì)劃《歐盟氫能戰(zhàn)略》和《歐盟能源系統(tǒng)集成戰(zhàn)略》預(yù)計(jì)到2050年，氫能可以滿足全歐盟24%的終端能源需求。

　　從中國范圍來看，根據(jù)中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟(簡稱“中國氫能聯(lián)盟”)預(yù)測，到2030年中國氫氣需求量將達(dá)到3.5×107 t，在終端能源體系中占比5%，到2050年氫氣需求量接近6×107 t，氫能將在中國終端能源體系中占比至少達(dá)到10%，可減排約7×108 t二氧化碳;《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào)告2020》和《2021中國能源化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào)告》得出2050年氫能在我國能源體系中占比10%的相同結(jié)論。

　　與上述時(shí)點(diǎn)不同，《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書2020》預(yù)計(jì)在2060年氫能在我國終端能源消費(fèi)中占比將達(dá)20%左右。綜合以上數(shù)據(jù)，保守估計(jì)2050年氫能在我國終端能源體系占比將達(dá)10%。氫能將與電能耦合互補(bǔ)，共同成為我國終端能源體系的重要消費(fèi)主體。

　　當(dāng)前關(guān)于氫儲能的綜述性研究較多關(guān)注技術(shù)研發(fā)與應(yīng)用進(jìn)展、可再生能源系統(tǒng)集成等方面，而針對氫儲能在新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價(jià)值分析研究較為匱乏。針對于此，本文從我國新型電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”各個(gè)環(huán)節(jié)對氫儲能的應(yīng)用價(jià)值進(jìn)行梳理和歸納，力求深入探討氫儲能在新型電力系統(tǒng)中應(yīng)用存在的挑戰(zhàn)并展望未來發(fā)展。通過本文的研究，可以促進(jìn)氫儲能產(chǎn)業(yè)與新型電力系統(tǒng)建設(shè)的有機(jī)融合，驅(qū)動電力、交通、建筑和工業(yè)等部門的碳排放快速達(dá)峰。

　　二、氫儲能系統(tǒng)與技術(shù)

　　(一)氫儲能系統(tǒng)

　　近年來，我國新能源發(fā)展勢頭迅猛。截至2021年年底，我國新能源發(fā)電裝機(jī)達(dá)到7.26×108 kW，其中風(fēng)電3.28×108 kW、太陽能發(fā)電3.07×108 kW，分別連續(xù)12年和7年穩(wěn)居全球首位。由于新能源的間歇性特點(diǎn)，加之輸電容量有限，棄風(fēng)和棄光問題隨著新型電力系統(tǒng)中風(fēng)電、光伏滲透率的不斷增加將日益突出。

　　此外，在連續(xù)無風(fēng)、無光等極端天氣下，將造成新型電力系統(tǒng)電力供應(yīng)可靠性大幅下降甚至出現(xiàn)大面積缺電現(xiàn)象。儲能作為重要的調(diào)節(jié)資源，對于促進(jìn)新能源高比例消納和保障電力電量實(shí)時(shí)平衡具有重要作用。2021年7月，國家發(fā)展和改革委員會、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》提出，2030年新型儲能裝機(jī)規(guī)模達(dá)到30 GW以上，首次從政策層面明確和量化了儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標(biāo)。

　　現(xiàn)有的儲能系統(tǒng)主要分為五類：機(jī)械儲能、電化學(xué)儲能、電磁儲能、熱儲能和化學(xué)儲能。機(jī)械儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等;電化學(xué)儲能主要包括鉛酸電池、鋰離子電池、鈉硫電池和液流電池;電磁儲能包括超級電容器儲能和超導(dǎo)儲能;熱儲能是將熱能儲存在隔熱容器的媒介中，適時(shí)實(shí)現(xiàn)熱能直接利用或者熱發(fā)電;化學(xué)儲能是指利用氫等化學(xué)物作為能量的載體。

　　儲能即儲存能量，根據(jù)能量形式的不同，儲能又可以分為電儲能、熱儲能和氫儲能三類。機(jī)械儲能、電化學(xué)儲能和電磁儲能屬于電儲能，目的是儲電，適用于充放電短周期內(nèi)的就地使用。

　　氫儲能是一種新型儲能，在能量維度、時(shí)間維度和空間維度上具有突出優(yōu)勢，可在新型電力系統(tǒng)建設(shè)中發(fā)揮重要作用。氫儲能技術(shù)是利用電力和氫能的互變性而發(fā)展起來的。氫儲能既可以儲電，又可以儲氫及其衍生物(如氨、甲醇)。狹義的氫儲能是基于“電 ? 氫 ? 電”(Power-to-Power，P2P)的轉(zhuǎn)換過程，主要包含電解槽、儲氫罐和燃料電池等裝置。

　　利用低谷期富余的新能源電能進(jìn)行電解水制氫，儲存起來或供下游產(chǎn)業(yè)使用;在用電高峰期時(shí)，儲存起來的氫能可利用燃料電池進(jìn)行發(fā)電并入公共電網(wǎng)。廣義的氫儲能強(qiáng)調(diào)“電 ? 氫”單向轉(zhuǎn)換，以氣態(tài)、液態(tài)或固態(tài)等形式存儲氫氣(Power-to-Gas，P2G)，或者轉(zhuǎn)化為甲醇和氨氣等化學(xué)衍生物(Power-to-X，P2X)進(jìn)行更安全地儲存。

　　氫儲能與其他儲能方式相比，具有以下4個(gè)方面的明顯優(yōu)勢：

　?、僭谛履茉聪{方面，氫儲能在放電時(shí)間(小時(shí)至季度)和容量規(guī)模(百吉瓦級別)上的優(yōu)勢比其他儲能明顯，如圖1所示;

　?、谠谝?guī)模儲能經(jīng)濟(jì)性方面，隨著儲能時(shí)間的增加，儲能系統(tǒng)的邊際價(jià)值下降，可負(fù)擔(dān)的總成本也將下降，規(guī)?；瘍浔葍﹄姷某杀疽鸵粋€(gè)數(shù)量級;

　?、墼趦\(yùn)方式靈活性方面，氫儲能可采用長管拖車、管道輸氫、天然氣摻氫、特高壓輸電 ? 受端制氫和液氨等方式;

　?、茉诘乩硐拗婆c生態(tài)保護(hù)上，相較于抽水蓄能和壓縮空氣儲能等大規(guī)模儲能技術(shù)，氫儲能不需要特定的地理?xiàng)l件且不會破環(huán)生態(tài)環(huán)境。

圖1 各類儲能在放電時(shí)間和容量性能的對比

　　2020年12月，美國能源部(DOE)發(fā)布了儲能大挑戰(zhàn)路線圖，這是美國發(fā)布的首個(gè)關(guān)于儲能的綜合性戰(zhàn)略，氫儲能是其中的主要探討對象。根據(jù)美國國家可再生能源實(shí)驗(yàn)室(NREL)預(yù)測，到2050年，持續(xù)放電時(shí)間12 h以上的長時(shí)儲能的裝機(jī)容量將會顯著增長，在未來30年將會部署裝機(jī)容量為125 GW到680 GW的長時(shí)儲能。根據(jù)Hydrogen Council研究報(bào)告，當(dāng)可再生能源份額達(dá)到60%~70%以上時(shí)，對氫儲能的需求會呈現(xiàn)出指數(shù)增長勢態(tài)。

　　截至2021年11月，世界主要發(fā)達(dá)國家在運(yùn)營的氫儲能設(shè)施已有9座，均分布在歐盟，如表1所示。

　　表1 主要發(fā)達(dá)國家在運(yùn)營氫儲能設(shè)施

　　目前，國內(nèi)也有少量氫儲能項(xiàng)目已正式運(yùn)行或試運(yùn)行。安徽六安兆瓦級制氫綜合利用示范工程是國內(nèi)首座兆瓦級氫儲能電站，利用1 MW質(zhì)子交換膜電解制氫和余熱利用技術(shù)，實(shí)現(xiàn)電解制氫、儲氫、售氫、氫能發(fā)電等功能。

　　寧夏寶豐一體化太陽能電解水制氫儲能及綜合應(yīng)用示范項(xiàng)目為全球單廠規(guī)模最大、單臺產(chǎn)能最大的電解水制氫項(xiàng)目，采用新能源發(fā)電 ? 電解水制綠氫 ? 綠氧直供煤化工的模式，包括2×105 kW光伏發(fā)電裝置和產(chǎn)能為每小時(shí)2×104 m3的電解水制氫裝置，項(xiàng)目投產(chǎn)后每年可減少二氧化碳排放約4.45×105 t。大陳島氫能綜合利用示范工程是全國首個(gè)海島“綠氫”綜合能源示范項(xiàng)目，通過構(gòu)建基于100%新能源發(fā)電的制氫 ? 儲氫 ? 燃料電池?zé)犭娐?lián)供系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)清潔能源百分百消納與全過程零碳供能。

　　(二)氫儲能技術(shù)

　　與其他燃料相比，氫的質(zhì)量能量密度大，但體積能量密度低(汽油的1/3000)，因此構(gòu)建氫儲能系統(tǒng)的重要前提條件之一是在較高體積能量密度下儲存氫氣。目前，主要儲氫方式可以分為物理儲氫和化學(xué)儲氫。物理儲氫包括高壓氣態(tài)儲存技術(shù)、低溫液態(tài)儲存技術(shù)和地質(zhì)儲氫技術(shù);化學(xué)儲氫包括固態(tài)儲存技術(shù)、有機(jī)液態(tài)儲氫技術(shù)和液氨儲氫技術(shù)。不同儲氫技術(shù)的密度如表2所示。

　　表2 不同儲氫技術(shù)的密度

　　1. 物理儲氫技術(shù)

　　(1)高壓氣態(tài)儲存技術(shù)。高壓氣態(tài)儲氫是指在高壓下，將氫氣壓縮，以高密度氣態(tài)形式儲存于特定容器中，是目前應(yīng)用最廣泛的儲氫方式。相對其他儲氫技術(shù)，其具有成本較低、能耗低、易脫氫、工作條件較寬松等特點(diǎn)，是目前最常用并且發(fā)展最成熟的儲氫技術(shù)，其難點(diǎn)主要集中在儲氫容器的研制上。目前，儲氫容器通常為耐高壓的鋼制氣瓶，主要包括金屬儲罐、金屬內(nèi)襯纖維纏繞儲罐和全復(fù)合輕質(zhì)纖維纏繞儲罐。

　　(2)低溫液態(tài)儲存技術(shù)。低溫液態(tài)儲氫將氫氣冷卻至-253 ℃，液化儲存于低溫絕熱液氫罐中，儲氫密度可達(dá)約71 kg/m3，體積密度為氣態(tài)時(shí)的845倍，實(shí)現(xiàn)高效儲氫，其輸送效率高于氣態(tài)氫。但液氫裝置一次性投資較大，液化過程中能耗較高，儲存過程中有一定的蒸發(fā)損失，其蒸發(fā)率與儲氫罐容積有關(guān)，大儲罐的蒸發(fā)率遠(yuǎn)低于小儲罐。國內(nèi)液態(tài)儲氫應(yīng)用成本較高，目前主要用于航天航空領(lǐng)域及軍事領(lǐng)域。北京航天試驗(yàn)技術(shù)研究所(101所)以及北京中科富海低溫科技有限公司等正在突破相關(guān)核心裝備。

　　(3)地質(zhì)儲氫技術(shù)。氫氣地質(zhì)儲存是氫能大規(guī)模和長期儲存的最佳選擇。國際上，根據(jù)現(xiàn)有的地理?xiàng)l件，選擇鹽穴、廢棄礦井、油氣井和含水層大規(guī)模長期儲存壓縮氫氣的方式。這種儲氫成本低，約0.6美元/kg，效率約為98%。從具體國家來看，美國具有最大的可儲存氫的鹽穴(1×104~2×104 t)，英國有3個(gè)鹽穴可以儲存1000 t氫氣，德國計(jì)劃于2023年建設(shè)1個(gè)氫氣的鹽穴儲存示范項(xiàng)目(3500 t)。

　　2. 化學(xué)儲氫技術(shù)

　　與物理儲氫不同，化學(xué)儲氫方案一般通過利用儲存介質(zhì)與氫氣結(jié)合為穩(wěn)定化合物的方式實(shí)現(xiàn)氫儲存。用氫時(shí)，通過加熱或其他方式使化合物分解放氫，同時(shí)回收儲存介質(zhì)。根據(jù)儲存介質(zhì)種類不同，化學(xué)儲氫技術(shù)主要包括金屬氫化物儲氫、液態(tài)有機(jī)氫載體儲氫、無機(jī)物儲氫、液氨儲氫等。與高壓氣態(tài)儲氫和低溫液態(tài)儲氫相比，化學(xué)儲氫技術(shù)成熟度相對較低，目前多在實(shí)驗(yàn)室、示范項(xiàng)目環(huán)節(jié)。

　　(1)固態(tài)儲存技術(shù)。固態(tài)儲氫是利用氫氣和儲氫材料之間發(fā)生物理或化學(xué)反應(yīng)從而轉(zhuǎn)化為固溶體或者氫化物的形式進(jìn)行氫氣儲存。固態(tài)儲氫材料主要可分為物理吸附儲氫和化學(xué)氫化物儲氫。相較于高壓氣態(tài)和低溫液態(tài)儲氫，其儲氫體積密度較大、儲氫壓力小、運(yùn)輸方便、安全性高、可重復(fù)利用等優(yōu)點(diǎn)，適用于對體積要求較嚴(yán)格的應(yīng)用場景，是最具發(fā)展?jié)摿Φ囊环N儲氫方式。但其對儲氫材料要求較高，目前，各種材料多數(shù)處于研究階段。

　　(2)有機(jī)液態(tài)儲氫。有機(jī)液態(tài)儲氫是通過不飽和液體有機(jī)物的可逆加氫和脫氫反應(yīng)來實(shí)現(xiàn)氫能儲存的方法。該技術(shù)先將液體有機(jī)氫能載體催化加氫儲能，再將加氫后的液體輸送至各站點(diǎn)分發(fā)，最后輸入脫氫反應(yīng)裝置中發(fā)生催化脫氫反應(yīng)，釋放氫能。有機(jī)液態(tài)儲氫具有較高儲氫密度，在環(huán)境條件下即可儲氫，安全方便，可實(shí)現(xiàn)跨季節(jié)、跨地區(qū)的長期儲存，便于長距離運(yùn)輸，但也存在費(fèi)用高，氫氣純度不夠等缺點(diǎn)。

　　(3)液氨儲氫技術(shù)。氫與氮?dú)庠诖呋瘎┳饔孟潞铣梢喊?，以液氨形式儲運(yùn)。液氨在常壓、約400 ℃下分解放氫。相比于低溫液態(tài)儲氫技術(shù)要求的極低氫液化溫度(-253 ℃)，氨在一個(gè)大氣壓下的液化溫度要高得多(-33 ℃)，“氫 ? 氨 ? 氫”方式的耗能、實(shí)現(xiàn)難度及運(yùn)輸難度相對更低。同時(shí)，液氨儲氫中體積儲氫密度比液氫高1.7倍，更遠(yuǎn)高于長管拖車式氣態(tài)儲氫技術(shù)。該技術(shù)在長距離氫能儲運(yùn)中有一定優(yōu)勢。

　　三、氫儲能在新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價(jià)值及規(guī)模分析

　　相比于傳統(tǒng)電力系統(tǒng)，新型電力系統(tǒng)有以下幾點(diǎn)重要變化，如圖2所示。

　?、?從發(fā)電側(cè)形態(tài)上看，將從以火電為主轉(zhuǎn)向以風(fēng)、光等新能源發(fā)電為主。特征變化方面，從高碳電力系統(tǒng)變?yōu)榈吞茧娏ο到y(tǒng)、從連續(xù)可控電源變?yōu)殡S機(jī)波動電源。

　　② 從電網(wǎng)側(cè)形態(tài)上看，將從單一大電網(wǎng)演變?yōu)榇箅娋W(wǎng)與微電網(wǎng)互補(bǔ)并存。特征變化方面，從剛性電網(wǎng)變?yōu)殪`活韌性電網(wǎng)、電網(wǎng)數(shù)字化水平從低到高。

　?、?從用戶側(cè)形態(tài)來看，將從電力消費(fèi)者轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏?ldquo;產(chǎn)消者”。特征變化方面，從靜態(tài)負(fù)荷資源轉(zhuǎn)變?yōu)閯討B(tài)可調(diào)負(fù)荷資源、從單向電能供給變?yōu)殡p向電能互濟(jì)、終端電能替代比例從低到高。

　?、?從電能平衡方式上看，將由“源隨荷動”轉(zhuǎn)變?yōu)?ldquo;源網(wǎng)荷儲”互動。特征變化方面，從自上而下調(diào)度模式變?yōu)槿W(wǎng)協(xié)同的調(diào)度模式、從實(shí)時(shí)平衡模式變?yōu)榉峭耆珜?shí)時(shí)平衡模式。

　　⑤ 從技術(shù)基礎(chǔ)形態(tài)上看，將從以同步機(jī)為主的機(jī)械電磁系統(tǒng)變?yōu)橐酝綑C(jī)和電力電子設(shè)備共同主導(dǎo)的混合系統(tǒng)。特征變化方面，從高轉(zhuǎn)動慣量系統(tǒng)變?yōu)槿蹀D(zhuǎn)動慣量系統(tǒng)。

圖2 新型電力系統(tǒng)與傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的對比

　　針對上述變化，新型電力系統(tǒng)面臨著諸多新訴求：

　?、?構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的核心是新能源成為主體電源后如何實(shí)現(xiàn)不同時(shí)間尺度上的功率與能量平衡，其關(guān)鍵在于統(tǒng)籌發(fā)展不同功能定位的儲能。電化學(xué)儲能主要解決系統(tǒng)短期尺度的功率平衡，難以應(yīng)對周、月、季等長期尺度下的能量不平衡問題，亟需引入先進(jìn)的長時(shí)儲能技術(shù)。

　?、?隨著新能源逐步取代化石能源裝機(jī)，能量在空間上的不平衡性愈發(fā)凸顯?，F(xiàn)階段調(diào)峰資源以火電機(jī)組、抽水蓄能電站為主，跨區(qū)域調(diào)峰能力受輸配電網(wǎng)絡(luò)布局和容量的限制，且隨著煤電機(jī)組的提前退役和抽水蓄能電站開發(fā)殆盡，未來調(diào)節(jié)能力有限，亟需引入大規(guī)模、跨區(qū)域的新興調(diào)峰手段。

　?、?電能替代是實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)的重要手段。然而，單純依靠電氣化難以實(shí)現(xiàn)重卡運(yùn)輸、鐵路貨運(yùn)、航空航天等交通領(lǐng)域和冶金、水泥、化工等工業(yè)領(lǐng)域的深度脫碳，新型電力系統(tǒng)亟需與其他深度脫碳的能源品種進(jìn)行有機(jī)融合。

　　面對以上新型電力系統(tǒng)的訴求，氫能可發(fā)揮如下的關(guān)鍵作用：

　?、?氫可以多種方式進(jìn)行儲存，如高壓壓縮、低溫液化、固體儲氫、轉(zhuǎn)化為液體燃料或與天然氣混合儲存在天然氣基礎(chǔ)設(shè)施中，從而實(shí)現(xiàn)小時(shí)至季節(jié)的長時(shí)間、跨季節(jié)儲存;

　?、?液態(tài)氫能量密度大(143 MJ/kg，可折算為40 kWh·kg)，約為汽油、柴油、天然氣的2.7倍、電化學(xué)儲能(根據(jù)種類不同，在100~240 Wh/kg)的百倍，氫儲能是少有的能夠儲存百吉瓦時(shí)以上的方式，且氫氣的運(yùn)輸方式多元，不受輸配電網(wǎng)絡(luò)的限制，從而實(shí)現(xiàn)大規(guī)模、跨區(qū)域調(diào)峰。

　　③ 氫能作為高能量密度、高燃燒熱值的燃料，可在重卡運(yùn)輸、鐵路貨運(yùn)、航運(yùn)和航天等交通應(yīng)用場景發(fā)揮重要作用;與此同時(shí)，氫能還是一種重要的工業(yè)原料，綠色氫能可用于替代化石燃料作為冶金、水泥和化工等工業(yè)領(lǐng)域的還原劑。

　　氫儲能在新型電力系統(tǒng)中的定位有別于電化學(xué)儲能，主要是長周期、跨季節(jié)、大規(guī)模和跨空間儲存的作用，在新型電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”中具有豐富的應(yīng)用場景，如圖3所示。

圖3 氫儲能在新型電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”的應(yīng)用場景

　　(一)氫儲能在電源側(cè)的應(yīng)用價(jià)值

　　氫儲能在電源側(cè)的應(yīng)用價(jià)值主要體現(xiàn)在減少棄電、平抑波動和跟蹤出力等方面。

　　1. 利用風(fēng)光棄電制氫

　　由于光伏、風(fēng)力等新能源出力具有天然的波動性，棄光、棄風(fēng)問題一直存在于電力系統(tǒng)中。隨著我國“雙碳”目標(biāo)下新能源裝機(jī)和發(fā)電量的快速增長，未來新能源消納仍有較大隱憂。因此，利用廣義氫儲能將無法并網(wǎng)的電能就地轉(zhuǎn)化為綠氫，不僅可以解決新能源消納問題，并可為當(dāng)?shù)毓I(yè)、交通和建筑等領(lǐng)域提供清潔廉價(jià)的氫能，延長綠色產(chǎn)業(yè)鏈條。國家能源局統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，2020年我國棄水、棄風(fēng)和棄光電量為3.01×1010 kW·h、1.66×1010 kW·h和5.26×109 kW·h。制氫電耗按照5 kW·h/Nm3計(jì)算，理論上總棄電量可制取綠氫9.28×105 t。

　　2. 平抑風(fēng)光出力波動

　　質(zhì)子交換膜(PEM)電解技術(shù)可實(shí)現(xiàn)輸入功率秒級、毫秒級響應(yīng)，可適應(yīng)0~160%的寬功率輸入，冷啟動時(shí)間小于5 min，爬坡速率為每秒100%，使得氫儲能系統(tǒng)可以通過實(shí)時(shí)地調(diào)整跟蹤風(fēng)電場、光伏電站的出力。氫儲能系統(tǒng)在風(fēng)電場、光伏電站出力尖峰時(shí)吸收功率，在其出力低谷時(shí)輸出功率。風(fēng)光總功率加上儲氫能的功率后的聯(lián)合功率曲線變得平滑，從而提升新能源并網(wǎng)友好性，支撐大規(guī)模新能源電力外送。

　　3. 跟蹤計(jì)劃出力曲線

　　通過對風(fēng)電場、光伏電站的出力預(yù)測，有助于電力系統(tǒng)調(diào)度部門統(tǒng)籌安排各類電源的協(xié)調(diào)配合，及時(shí)調(diào)整調(diào)度計(jì)劃，從而降低風(fēng)光等隨機(jī)電源接入對電力系統(tǒng)的影響。另一方面，隨著新能源逐步深入?yún)⑴c我國電力市場，功率預(yù)測也是報(bào)量、報(bào)價(jià)的重要基礎(chǔ)。然而，由于預(yù)測技術(shù)的限制，風(fēng)光功率預(yù)測仍存在較大誤差。利用氫儲能系統(tǒng)的大容量和相對快速響應(yīng)的特點(diǎn)，對風(fēng)光實(shí)際功率與計(jì)劃出力間的差額進(jìn)行補(bǔ)償跟蹤，可大幅度地縮小與計(jì)劃出力曲線的偏差。

　　(二)氫儲能在電網(wǎng)側(cè)的應(yīng)用價(jià)值

　　氫儲能在電網(wǎng)側(cè)的應(yīng)用價(jià)值主要體現(xiàn)在為電網(wǎng)運(yùn)行提供調(diào)峰容量和緩解輸變線路阻塞等方面。

　　1. 提供調(diào)峰輔助容量

　　電網(wǎng)接收消納新能源的能力很大程度上取決于其調(diào)峰能力。隨著大規(guī)模新能源的滲透及產(chǎn)業(yè)用電結(jié)構(gòu)的變化，電網(wǎng)峰谷差將不斷擴(kuò)大。我國電力調(diào)峰輔助服務(wù)面臨著較大的容量缺口(見圖4)，到2030年容量調(diào)節(jié)缺口將達(dá)到1200 GW，到2050年缺口將擴(kuò)大至約2600 GW。氫儲能具有高密度、大容量和長周期儲存的特點(diǎn)，可以提供非?？捎^的調(diào)峰輔助容量。

圖4 我國2020—2050年調(diào)峰容量缺口

　　2. 緩解輸配線路阻塞

　　在我國部分地區(qū)，電力輸送能力的增長跟不上電力需求增長的步伐，在高峰電力需求時(shí)輸配電系統(tǒng)會發(fā)生擁擠阻塞，影響電力系統(tǒng)正常運(yùn)行。因此，大容量的氫儲能可充當(dāng)“虛擬輸電線路”，安裝在輸配電系統(tǒng)阻塞段的潮流下游，電能被存儲在沒有輸配電阻塞的區(qū)段，在電力需求高峰時(shí)氫儲能系統(tǒng)釋放電能，從而減少輸配電系統(tǒng)容量的要求，緩解輸配電系統(tǒng)阻塞的情況。

　　(三)氫儲能在負(fù)荷側(cè)的應(yīng)用價(jià)值

　　氫儲能在電網(wǎng)側(cè)的應(yīng)用價(jià)值主要體現(xiàn)在參與電力需求響應(yīng)、實(shí)現(xiàn)電價(jià)差額套利以及作為應(yīng)急備用電源等方面。

　　1. 參與電力需求響應(yīng)

　　新型電力系統(tǒng)構(gòu)建理念將由傳統(tǒng)的“源隨荷動”演進(jìn)為“荷隨源動”甚至“源荷互動”。在此背景下，負(fù)荷側(cè)的靈活性資源挖掘十分重要。分布式氫燃料電池電站和分布式制氫加氫一體站可作為高彈性可調(diào)節(jié)負(fù)荷，可以快速響應(yīng)不匹配電量。前者直接將氫能的化學(xué)能轉(zhuǎn)化為電能，用于“填谷”。后者通過調(diào)節(jié)站內(nèi)電制氫功率進(jìn)行負(fù)荷側(cè)電力需求響應(yīng)，用于“削峰”。

　　2. 實(shí)現(xiàn)電價(jià)差額套利

　　電力用戶將由單一的消費(fèi)者轉(zhuǎn)變?yōu)榛旌闲偷?ldquo;產(chǎn)消者”。我國目前絕大部分省市工業(yè)用戶均已實(shí)施峰谷電價(jià)制來鼓勵用戶分時(shí)計(jì)劃用電。氫儲能用于峰谷電價(jià)套利，用戶可以在電價(jià)較低的谷期利用氫儲能裝置存儲電能，在高峰時(shí)期使用燃料電池釋放電能，從而實(shí)現(xiàn)峰谷電價(jià)套利。目前，從2021年國內(nèi)工商業(yè)電價(jià)來看，我國一半以上地區(qū)可以達(dá)到3∶1峰谷價(jià)差要求，價(jià)差值在0.5~0.7元/kW·h。此外，我國一些省份已開始實(shí)施季節(jié)價(jià)差(如浙江省)，提高了夏季和冬季的電價(jià)。隨著我國峰谷電價(jià)的不斷拉大和季節(jié)電價(jià)的執(zhí)行，氫儲能存在著一定的套利空間。

　　3. 作為應(yīng)急備用電源

　　柴油發(fā)電機(jī)、鉛酸蓄電池或鋰電池是目前應(yīng)急備用電源系統(tǒng)的主流。使用柴油發(fā)電機(jī)的短板在于噪音大、高污染排放。鉛酸蓄電池或鋰電池則面臨使用壽命較短、能量密度低、續(xù)航能力差等缺陷。在此情況下，環(huán)保、靜音、長續(xù)航的移動式氫燃料電池是最理想的替代方案之一。例如，國內(nèi)首臺單電堆功率超過120 kW氫燃料電池移動應(yīng)急電源參與抗擊廣東省的“山竹”臺風(fēng)。

　　(四)氫儲能的未來規(guī)模分析

　　“源網(wǎng)荷”各側(cè)的氫儲能未來發(fā)展規(guī)模主要受政策驅(qū)動，基于目前的政策情景，短期內(nèi)氫儲能增長點(diǎn)主要在電源側(cè)，而電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)很難形成規(guī)模化。

　?、?電源側(cè)儲能政策方面：我國已有超過20個(gè)省份發(fā)布新能源強(qiáng)制配置儲能的相關(guān)政策，所提出的儲能配置比例基本在5%~20%、時(shí)間在1~4 h。此外，山東省下發(fā)的《關(guān)于開展儲能示范應(yīng)用的實(shí)施意見》鼓勵風(fēng)電、光伏發(fā)電制氫，制氫裝機(jī)運(yùn)行容量視同配建儲能容量。

　?、?電網(wǎng)側(cè)儲能政策方面：2019年5月，國家發(fā)展和改革委員會印發(fā)的《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》第十條中明確規(guī)定了電網(wǎng)投資的電儲能資產(chǎn)不計(jì)入輸配電價(jià)成本。目前，電網(wǎng)側(cè)儲能成本的疏導(dǎo)機(jī)制尚不完善，電網(wǎng)企業(yè)投資儲能的積極性不高，短期內(nèi)電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模儲能建設(shè)增長幅度有限。

　?、?用戶側(cè)儲能政策方面：2021年7月，國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，要求系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價(jià)價(jià)差原則上不低于4∶1，其他地方原則上不低于3∶1。此外，我國部分省份也開始實(shí)行季節(jié)價(jià)差。然而，由于氫儲能系統(tǒng)成本過高與效率偏低，目前峰谷價(jià)差和季節(jié)價(jià)差難以刺激用戶側(cè)氫儲能投資建設(shè)。

　　四、 氫儲能在新型電力系統(tǒng)應(yīng)用的挑戰(zhàn)及展望

　　氫儲能可有效補(bǔ)充電化學(xué)儲能的不足，助力新型電力系統(tǒng)的發(fā)展，成為未來實(shí)現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的重要技術(shù)方向?，F(xiàn)階段，我國氫儲能在新型電力系統(tǒng)中應(yīng)用的機(jī)遇與挑戰(zhàn)并存。圖5展示了氫儲能、電化學(xué)儲能、抽水蓄能和壓縮空氣儲能在各類性能指標(biāo)上的對比?？梢钥闯觯趦Υ嫒萘?、放電時(shí)長等性能指標(biāo)上，氫儲能高于其他儲能，且可完全滿足新型電力系統(tǒng)的要求，而在投資成本和轉(zhuǎn)化效率方面，與要求仍有一定差距。

圖5 氫儲能性能與新型電力系統(tǒng)要求對比

　　(一)氫儲能在新型電力系統(tǒng)應(yīng)用挑戰(zhàn)

　　現(xiàn)階段，受技術(shù)、經(jīng)濟(jì)、政策和標(biāo)準(zhǔn)等因素的制約，氫能在新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用仍面臨諸多挑戰(zhàn)。

　　1. 氫儲能系統(tǒng)效率相對較低

　　現(xiàn)階段，抽水蓄能、飛輪儲能、鋰電池、鈉硫電池以及各種電磁儲能的能量轉(zhuǎn)化效率均在70%以上。相對而言，氫儲能系統(tǒng)效率較低。其中，國內(nèi)“電 ? 氫”轉(zhuǎn)化過程的堿性電解水、PEM電解水和固體氧化物(SO)電解水制氫效率分別為63%~70%、56%~60%和74%~81%。廣義氫儲能僅考慮“電 ? 氫”轉(zhuǎn)化過程，SO電解效率與其他儲能具有可比性，而堿性和PEM相對較低。另一方面，“氫 ? 電”轉(zhuǎn)化過程的燃料電池發(fā)電效率為50%~60%，其中有大部分能量轉(zhuǎn)化為熱能。狹義氫儲能的“電 ? 氫 ? 電”過程存在兩次能量轉(zhuǎn)換，整體效率僅有40%左右，與其他儲能的效率差距明顯。

　　2. 氫儲能系統(tǒng)成本相對較高

　　當(dāng)前抽水蓄能和壓縮空氣儲能投資功率成本約為7000元/kW，電化學(xué)儲能成本約為2000元/kW，而氫儲能系統(tǒng)成本約為13000元/kW，遠(yuǎn)高于其他儲能方式。其中，燃料電池發(fā)電系統(tǒng)造價(jià)約9000元/kW，占到總投資的近70%?；赑EM和SO技術(shù)的可逆式燃料電池(RFC)可以將燃料電池和電解池集成于一體，從而降低投資成本。然而，國內(nèi)RFC技術(shù)與國際先進(jìn)水平有一定差距，主要體現(xiàn)在技術(shù)成熟度、示范規(guī)模、使用壽命和經(jīng)濟(jì)性方面，關(guān)鍵核心材料也主要依賴進(jìn)口。

　　3. 電氫耦合政策體系仍不完善

　　針對電氫耦合的頂層規(guī)劃和激勵機(jī)制尚不完善。氫能已被國家作為中長期科學(xué)和技術(shù)發(fā)展的重點(diǎn)研究方向，氫儲能也被明確納入“新型儲能”，但關(guān)于電氫耦合的頂層規(guī)劃有待完善。在頂層的補(bǔ)貼與獎勵方面，2020年國家層面已發(fā)布《關(guān)于開展燃料電池汽車示范應(yīng)用的通知》，采取“以獎代補(bǔ)”方式，對符合條件的城市群開展燃料電池汽車技術(shù)研發(fā)和示范應(yīng)用給予獎勵。該政策間接性地推動了氫儲能系統(tǒng)的示范和規(guī)?；?。但在上游的電解水制取綠氫環(huán)節(jié)，僅有部分省份出臺了政策性的電價(jià)優(yōu)惠，相應(yīng)的頂層激勵機(jī)制仍然缺失。

　　4. 電氫耦合標(biāo)準(zhǔn)體系仍不健全

　　隨著氫能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，標(biāo)準(zhǔn)對氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的規(guī)范和支撐作用也日趨明顯。我國于2008年批準(zhǔn)成立了全國氫能標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會(SAC/TC309)和全國燃料電池及液流電池標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會(SAC/TC342)，分別構(gòu)建了我國的氫能技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系和燃料電池標(biāo)準(zhǔn)體系。

　　截至2021年4月，現(xiàn)行氫能相關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)共計(jì)95項(xiàng)，涉及氫安全、臨氫材料、氫品質(zhì)、制氫、氫儲運(yùn)、加氫站、燃料電池和氫能應(yīng)用等方面。但國家標(biāo)準(zhǔn)層面主要集中在氫能應(yīng)用燃料電池技術(shù)方面，其他領(lǐng)域氫能技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)相對薄弱，且有相當(dāng)部分標(biāo)準(zhǔn)的制定年限較為久遠(yuǎn)，現(xiàn)階段適用性不強(qiáng)。因此，在電氫耦合方面，仍需進(jìn)一步加快制定 / 修訂新能源制氫、電制氫加氫一體化、可逆式燃料電池、電氫耦合系統(tǒng)運(yùn)行等標(biāo)準(zhǔn)。技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)是個(gè)復(fù)雜系統(tǒng)工程，需要再進(jìn)一步提升政、產(chǎn)、學(xué)、研各方的協(xié)同水平。

　　(二)氫儲能在新型電力系統(tǒng)應(yīng)用展望

　　氫儲能將應(yīng)用于新型電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”的各個(gè)環(huán)節(jié)，呈現(xiàn)電氫耦合發(fā)展態(tài)勢。針對氫儲能在新型電力系統(tǒng)應(yīng)用面臨的挑戰(zhàn)，從以下幾個(gè)方面對氫儲能在新型電力系統(tǒng)的未來發(fā)展進(jìn)行展望。

　　1. 廣義氫儲能為主、狹義氫儲能為輔

　　現(xiàn)階段應(yīng)以推廣效率高、成本低的“電 ? 氫”廣義氫儲能方式為主，直接為我國的交通、建筑和工業(yè)等終端部門提供高純度氫氣。在狹義氫儲能的“氫 ? 電”轉(zhuǎn)化環(huán)節(jié)，充分利用氫燃料電池的熱電聯(lián)產(chǎn)特性，實(shí)現(xiàn)不同品位能量的梯級利用，提高能量的轉(zhuǎn)化效率。針對氫儲能成本過高的問題，積極探索共享儲能、融資租賃、跨季節(jié)價(jià)差套利等多元化商業(yè)模式來降低成本。與此同時(shí)，通過設(shè)立氫儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展基金、借助資本市場拓展氫儲能融資渠道、加強(qiáng)綠色信貸支持氫儲能基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)等方式，構(gòu)建氫儲能金融政策體系。未來，隨著新能源電力價(jià)格以及電解資本支出的下降，氫儲能中的電解系統(tǒng)成本將大幅下降。當(dāng)電價(jià)為0.5元/kW·h時(shí)，堿性電解和PEM電解的單位制氫成本分別為33.9元/kg和42.9元/kg，而當(dāng)電價(jià)下降為0.1元/kW·h時(shí)，上述數(shù)值分別僅為9.2元/kg和20.5元/kg。與此同時(shí)，隨著規(guī)模效應(yīng)和技術(shù)成熟，堿性和PEM電解槽投資成本將以每年9%和13%的學(xué)習(xí)率下降，氫燃料電池和儲氫罐成本也分別以11%~17%、10%~13%的速率下降。

　　2. 充分發(fā)揮市場力量促進(jìn)氫儲能發(fā)展

　　借助“加快建設(shè)全國統(tǒng)一大市場”的契機(jī)，構(gòu)建氫能市場、電力市場和碳市場的多層次協(xié)同市場，促進(jìn)氫儲能發(fā)展。在氫能市場方面，積極探索我國氫能市場交易中心、結(jié)算中心建設(shè)，并關(guān)注氫能進(jìn)出口國際貿(mào)易，可從擁有豐富可再生能源資源的沙特阿拉伯、智利等國家進(jìn)口低成本綠氫，并利用我國海上風(fēng)電制氫優(yōu)勢向日本、韓國等高氫氨需求國家出口氫氨能源。

　　在電力市場方面，我國電力輔助服務(wù)市場建設(shè)尚處于初級階段，需要健全覆蓋氫儲能的價(jià)格機(jī)制，探索氫儲能參與電力市場的交易規(guī)則;在碳市場方面，未來將被納入碳交易體系的八大行業(yè)中，既有直接生產(chǎn)氫氣的化工行業(yè)，也有鋼鐵、建材等氫氣需求行業(yè)，需要積極探索氫能行業(yè)合理的碳價(jià)信號，引導(dǎo)高碳制氫工藝向低碳制氫工藝轉(zhuǎn)變、高碳用氫環(huán)節(jié)向低碳用氫環(huán)節(jié)轉(zhuǎn)變，并推動綠氫的碳減排量納入核證自愿減排量(CCER)市場交易。最后，加強(qiáng)氫能市場、電力市場、碳市場的頂層設(shè)計(jì)和規(guī)劃，做好政策協(xié)調(diào)和機(jī)制協(xié)同。

　　3. 積極探索氫能運(yùn)輸方式的最優(yōu)組合

　　我國風(fēng)光資源集中在“三北”地區(qū)、水資源集中在西南地區(qū)，而氫能主要需求在東南沿海地區(qū)，呈逆向分布。在氫能短距離運(yùn)輸方面，高壓氣態(tài)拖車運(yùn)氫具有明顯成本優(yōu)勢。以20 MPa壓力為例，當(dāng)運(yùn)輸距離為200 km以下時(shí)，氫氣的運(yùn)輸成本僅為9.57元/kg;而距離增加至500 km時(shí)，運(yùn)輸成本將近22.3元/kg。

　　此外，該方式人工費(fèi)占比較高，下降空間有限。因此，在氫能長距離運(yùn)輸方面，需要積極探索以下多種新興方式：

　　① 利用現(xiàn)有西氣東輸、川氣東輸?shù)扔?0000 km天然氣主干管網(wǎng)和龐大的支線管網(wǎng)，摻入一定安全比例(5%~20%)氫氣進(jìn)行輸送;

　　② 利用我國世界領(lǐng)先的“十四交十二直”26項(xiàng)特高壓工程輸電線路，采用“特高壓輸電+受側(cè)制氫”模式進(jìn)行氫氣虛擬運(yùn)輸;

　?、?利用液氨儲運(yùn)的成本和安全優(yōu)勢，將液氨作為氫氣儲運(yùn)介質(zhì)，采用“氫 ? 氨 ? 氫”模式進(jìn)行氫氣運(yùn)輸。據(jù)預(yù)測，當(dāng)運(yùn)輸距離為10000 km時(shí)，2030年液氨運(yùn)輸成本大概在16.7元/kg，2050年下降至4.7元/kg。未來需要進(jìn)一步對比多種新興路線的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性，尋求氫能運(yùn)輸方式的最優(yōu)組合。

　　4. 氫儲能發(fā)展加速電力系統(tǒng)形態(tài)演進(jìn)

　　氫儲能的大規(guī)模發(fā)展將加速電力系統(tǒng)形態(tài)演進(jìn)，促進(jìn)新型電力系統(tǒng)建成：

　?、?氫儲能可以突破新能源電力占比的限制，促進(jìn)更高比例的新能源發(fā)展，快速支撐新型電力系統(tǒng)內(nèi)新能源裝機(jī)占比和發(fā)電占比超過50%;

　?、?電解制氫、儲氫和氫燃料電池發(fā)電可構(gòu)建微電網(wǎng)系統(tǒng)，進(jìn)行熱、電、氫多元能源聯(lián)供，有效解決偏遠(yuǎn)地區(qū)清潔用能的問題，并提高微電網(wǎng)在電力系統(tǒng)中的滲透率，增強(qiáng)新型電力系統(tǒng)的抗風(fēng)險(xiǎn)能力;

　?、?氫儲能作為電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”多側(cè)的關(guān)鍵靈活性資源，可促進(jìn)“源網(wǎng)荷儲”各環(huán)節(jié)協(xié)調(diào)互動，實(shí)現(xiàn)新型電力系統(tǒng)在不同時(shí)間尺度上的電力電量平衡;

　　④ 氫儲能系統(tǒng)可以作為能源樞紐之一，可在源側(cè)、荷側(cè)實(shí)現(xiàn)多能源互補(bǔ)。在電源側(cè)，氫儲能可以促進(jìn)“風(fēng)光氫儲一體化”“風(fēng)光水火儲氫一體化”等多能互補(bǔ)綜合能源基地建設(shè)，在用戶側(cè)，制氫加氫一體站可以與加油站、加氣站和充電站進(jìn)行合建，形成綜合能源服務(wù)站。

　　來源：氫儲能在我國新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價(jià)值、挑戰(zhàn)及展望[J].中國工程科學(xué)，2022，24(3):89-99.

　　本文來自微信公眾號：中國工程院院刊(ID：CAE-Engineering)，作者：許傳博，劉建國