0 引言
随着我国经济的高速发展，能源需求与碳排放量大幅增加。据统计，中国的能源消费量从2000年的14.7亿t标准煤猛增到2022年的54.1亿t标准煤，2022年能源消费量中煤炭占比56.2%，依然占据主要地位。2020年9月，中国政府提出中国二氧化碳排放量力争在2030年前达到峰值，在2060年前实现碳中和。自此，“碳达峰”“碳中和”成为我国能源发展的主题，指明了我国能源向清洁低碳转型发展的新方向。电力行业的碳排放量高达4.6×109 t，占全国二氧化碳排放总量的40%以上，使其成为实现碳中和的主要障碍和主要攻克方向。
据统计，全球碳排放的90%来自能源系统，能源系统碳排放的83%是化石能源。2021年3月，中央财经委员会第九次会议指出：要深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。在“碳达峰”“碳中和”主题下，从我国能源转型目标来看，能源消费总量将于2035年降至57亿t标准煤。在各行业的持续努力下，到2060年，我国的能源消费总量将进一步降至55亿t标准煤。由于新能源具有强随机性和高波动性，高效利用可再生能源仍面临诸多挑战，如：可再生能源发展面临多重瓶颈，能源系统整体效率较低，清洁能源在全国范围内优化配置受阻，能源清洁替代任务艰巨等[1]。针对风电和光伏的先天性缺陷及发电、用电不同步的问题，储能技术被认为是解决新能源发电不稳定的重要手段[2-5]。
2023年1月，国家能源局印发了《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》，提出新能源逐步成为发电量结构主体电源，电能应与氢能等二次能源深度融合利用，充分发挥氢能作为二次能源的优势，推动可再生能源制取“绿氢”。氢作为一种高效能源，拥有环境友好、来源广泛等优势，且氢储能系统可实现长时间储能和跨季节利用。同时，氢储能能够储存百吉瓦时以上，且可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备技术方式，被认为是极具潜力的新型大规模储能技术[8-9]。氢能可以在电能、热能以及天然气之间进行转换，作为电、热、气网一体化的基础，氢能成为实现能源互联网灵活转换的重要一环。氢储能用于发电、交通、化工、建筑等行业可提高经济性，并有望成为新型电力系统清洁低碳的能源载体。氢储能研究目前处于起步阶段，为更好发展储能技术，本文对现有储能技术特性进行对比分析，并主要针对氢储能及其相关技术方向进行总结思考，对氢储能大规模应用发展进行展望。
1 储能技术对比
1.1 储能技术类型特性比较
近年来，随着储能技术的研究不断深入，其技术趋向成熟，成本快速降低。储能技术可根据很多特性进行分类，根据能量存储形式的不同，储能技术大致可以分为机械储能、电化学储能和电磁储能。若按储能方式细分，机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、重力储能、锂电池储能、超级电容储能等；电化学储能主要包括铅蓄电池、锂离子电池和液流电池等；电磁储能主要包括超级电容器储能、超导储能等。储能技术类型特性比较如表1所示。
表1 储能技术类型特性比较
Tab. 1
| 储能类型 | 储能系统 | 寿命 | 优点 | 应用范围 | 响应时间 | 效率/% |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 机械储能 | 抽水蓄能 | >30 a | 技术成熟、成本较低、寿命长 | 广泛应用于调峰、调频和备用电源场景 | 分钟级 | 70~75 |
| 电化学储能 | 锂离子电池 | 5~10 a | 能量密度大 | 辅助可再生能源备用、调峰调频 | 百毫秒级 | 85~98 |
| 全钒液流电池 | 5~15 a | 安全性好 | 调峰、调频、电能质量调节 | 百毫秒级 | 75~85 | |
| 铅蓄电池 | 3~8 a | 性价比高、技术成熟 | 削峰填谷、容量备用 | 百毫秒级 | 70~90 | |
| 电磁蓄能 | 超级电容器 | >30 000次 | 响应速度快、转换效率高 | 电能质量调节、削峰等 | 毫秒级 | 70~90 |
1.2 抽水蓄能
抽水蓄能是目前我国电力行业里最成熟的储能技术，已经应用百余年[10-13]。其可靠程度和经济性已在国际上达成共识，同时，抽水蓄能的储能量极大、技术完善，可用于电网的能量管理和调峰调频。抽水蓄能需要建设上池和下池配合运作，在电力负荷低谷期运用剩余电力将水从下池水库抽到上池水库，水作为能量媒介将电力以重力势能方式存储起来。在负荷高峰期，将上池水库的水释放到下池水库，推动水轮机发电机发电，从而协助电网稳定运行。抽水蓄能的负荷响应速度极快，且具有日调节能力，适配于大型发电厂。其效率一般为65%~75%，最高可达80%~85%，是我国重要的大规模储能形式[14]。截止到2022年年底，我国已投运的电力储能项目中抽水蓄能占比达77.6%。根据规划，我国抽水蓄能建设规模还在继续推进和扩大，到2030年，我国投产总规模可达到1.2亿kW左右，到2035年我国抽水蓄能总装机规模将达到3亿kW，预计每年可以带动全社会超过600亿元以上的直接投资[15]。
1.3 超级电容器储能
超级电容器储能是根据电化学双电层理论研制而成的。能量存储主要是通过分别吸附于电极和电解质的正负离子所形成的电势差实现的。超级电容器又称法拉电容，是一种循环寿命极长的电化学元件，它充电过程可逆，可反复充放电数达10万次，且允许大电流快速充放电。超级电容器储能已经在我国研究了五十余年，是一种可以将电能直接存储在电场中的储能方式，适合其他储能技术联合运用。
1.4 电化学储能
近年来我国电化学储能增长迅速，电化学储能新增装机1.8 GW，占比24.9%，电化学储能市场份额增长明显。电化学储能是电源侧储能领域最常见的一种储能形式，包括锂离子电池、铅蓄电池、液流电池，这3类电池是我国研究较多、也较为成熟的电化学储能方式，目前可投入商业化应用的主要是锂离子电池储能和铅酸电池储能。锂离子电池在深度充放电、高倍数充放电和快速响应等电池性能方面表现最优秀，因此其装机规模最大，2021年就高达4.7 GW，装机规模占比91.0%；铅蓄电池储能装机规模0.3 GW，占比5.5%；液流电池储能装机规模0.1 GW，占比2.9%。
电池储能技术近年来发展迅速，3类电池各有优点和发展领域。锂离子电池的充放电过程是通过锂离子在正、负极之间脱出一方，嵌入另一方实现的。作为性能最优的电池，锂离子电池能量密度高、占地小，且它的循环寿命长，减少了能源浪费，是日常生活运用范围广泛的电池之一，常常用于通信、电车以及航空航天领域[16]。全钒液流电池是利用改变正、负极电解液中钒离子价态来实现电池的充电和放电过程，作为新兴的电池技术，全钒液流电池具有众多优点，如运行稳定且充放电容量大、循环寿命长、对环境污染影响小等，它的设计和安装非常灵活，可以应用于大规模、大容量和长时间跨度的储能，目前国际上针对全钒液流电池的研究日益增加。铅酸蓄电池的充、放电是由正极板上的活性物质(二氧化铅)和负极板上的活性物质(海绵状的纯铅)与电解液中的硫酸发生化学反应来完成的。铅酸蓄电池的电压稳定、价格低廉、安全性高且原料常见易得，目前其技术研发主要集中于铅炭电池，通过在负极添加高活性的碳材料，有效抑制负极硫酸盐化引起的容量快速衰减，提高电池的快速充放电能力。
1.5 氢储能技术
我国近年来已经在氢储能基础研究、集成示范等众多方面取得了重要进展，并超过美国成为世界上在储能领域最活跃的国家[17]。我国储能技术形式多样，但各储能方向仍然面临许多挑战。抽水蓄能的响应速度较慢，且其建设投资大、选址要求高，与负荷之间距离远，输电损耗大。由于超级电容器储能的水平受到电解质性能限制，因此储能容量小、能量密度低，且其成本较高，还会出现一定的自放电率。锂离子电池领域的挑战在于成本偏高，且有可能因为温度过高而产生安全问题，随着使用时间增加，锂离子电池的容量会缓慢减少，对过度充放电表现较差。全钒液流电池的挑战主要在于能量密度较低、占地面积较大，电池系统需要配置大量的辅助部件帮助运行，致使电池成本较高、投资较大。铅蓄电池能量密度较低、重量大且循环寿命短，容易对环境造成危害。基于上述各种储能方式的不足，提出了全新的储能系统，即氢储能系统。
氢储能作为电化学储能方式的一种，其采用PTG(power to gas)技术实现电能到氢能、再到电能的过程，其将富余的风电、光伏等可再生能源电力通过电解反应将水转换为氢气与氧气，并将氢气存入储氢罐，在电力负荷过高或电力输出不足时，利用燃料电池将其转换为电能输送到电网，如图1所示。氢储能系统能实现电网和氢网2个网络的能量流转，提高可再生能源电能并网稳定性。在用电高峰期，氢储能可实现辅助电网调峰调频工作，同时，氢储能具有灵活调节和快速响应等优势，可以作为灵活负荷在用户侧通过需求侧管理进行实时管理，实现削峰填谷。作为具有优秀特性的二次能源载体，氢能还可用于热电联供等众多领域。
图1
图1
含氢储能微电网系统
Fig. 1
Diagram of hydrogen-containing energy storage microgrid system
氢储能系统关键技术包含制氢、储运氢和燃料电池技术3个环节。目前，制氢方式主要根据能源类别分为煤炭制氢、天然气制氢和可再生能源制氢3种。其中，可再生能源制氢占比相对较小，化石能源制氢仍是主要的氢源。煤炭制氢价格低廉，在我国能源结构中煤占比高达70%，煤炭制氢是具有中国特色的制氢路线，其缺陷是制氢设备成本高、投入大，且过程中排放大量的二氧化碳，不符合我国向绿色低碳转型的发展方向。可再生能源制氢是我国目前的发展重点，近几年可再生能源装机容量大幅增加，我国西部风力、太阳能资源丰富，具有巨大发展潜力，但是由于风光的发电不稳定和制电、用电不同步问题，我国西部出现了弃风弃光的问题，浪费了大量资源。通过可再生电力电解制氢，不仅能在源头解决弃风弃光的问题，还可以制取“绿氢”，即可以实现二氧化碳零排放制氢。
2 电解水制氢技术
电解水制氢技术作为氢储能系统的一部分，可以有效利用弃风弃光等可再生能源，帮助可再生能源并网，电解水制氢是目前研究最多、应用率最高的制氢方式。我国的电解槽总装机量在近几年快速提升，仅2018—2020年的年均增长率就达到了22.3%，并预计在2060年达到1 TW，这说明电解槽领域还有很大发展空间[18-19]。相较于其他制氢方式，虽然电解水制氢前期投入较多，制氢成本较高，但由于其生产流程相对简单，制氢环节简单易操作，且产物中二氧化碳量占比远低于其他制氢方式，氢气纯度高达99%及以上，电解水制氢技术是极具研究价值和发展潜力的制氢方法。目前主要有3种电解水制氢方式，分别是碱性电解水制氢、质子交换膜(proton exchange membrane，PEM)电解水制氢以及固体氧化物电解制氢，其中可实现大规模应用的是碱性电解水制氢。
2.1 碱性电解水制氢
碱性电解水制氢作为发展最成熟的制氢技术，其优势是操作简单，成本相对于其他2种制氢技术较为低廉，目前碱性电解水制氢系统占市场总份额的99%，已经实现商业化大规模应用[20]。碱性电解水制氢装置由碱性电解槽、换热器、干燥器、气液分离器和氢气氧气纯化器等众多辅助设备零件组成，碱性电解池的电解液采用NaOH溶液或KOH溶液，隔膜采用亲水性好、透气性差和环境友好的物质，阴、阳极材料需选用抗碱性溶液腐蚀力强、电导率高和反应物活性高的物质作为催化剂，例如镍基或铁基，阳极产氧气，阴极产氢气，通过水气分离分别收集应用并将碱液循环利用。碱性电解槽会受到电流波动和电压波动的影响，电流波动影响会在低电流情况下加大，电解效率在不同电压值下，随着振幅改变而发生不同改变[21]。
目前我国碱性电解水制氢设备容量居世界第一，但我国在电解水制氢技术方面相较于国外开展较晚，与世界先进水平还有一定差距，具体体现在制氢效率和电流密度方面。我国碱性电解水制氢设备受制于关键技术和材料，效率仅为65%左右，国外为70%。电流密度也低于国外的0.4 A/cm2，导致电解槽占地面积更大。同时，碱性电解水与可再生能源的配合度不足，响应速度低且产氢速度慢，多孔电极的研究和催化剂活性的提高也有待进步。
2.2 质子交换膜电解水制氢
质子交换膜电解水制氢相较于碱性电解水制氢，其结构更紧凑，电流密度更高，波动影响较小，且与新能源更适配，因此是我国制氢领域的另一发展重点[22]。质子交换膜的反应过程是：直流电施加于电池时，纯水在催化剂的作用下在阳极产生氧气和氢离子，氢离子与阴极上的电子结合产生氢气。PEM电解槽制氢系统主要由双极板、多孔扩散层、质子交换膜等组成，此外还包括辅助系统，例如冷却单元等协调系统运行。
PEM电解水制氢相比于传统碱性电解水制氢有以下优点：1）PEM电解水技术更容易避免氢反渗透现象；2）PEM电解槽的电极反应面积更大，响应速度更快；3）PEM电解水制氢效率更高；4）由于碱性电解水制氢运用了碱性溶液，有一定的概率会污染环境，而PEM电解水技术环境友好。
2.3 固体氧化物电解制氢
固体氧化物电解池(solid oxide electrolysis cells，SOEC)是将电能转化为化学能的储能装置，它是固体氧化物燃料电池的逆过程，具有制氢效率高且洁净环保的优点，还可以克服传统低温制氢方式的缺点[25]。SOEC是一种高温水电解技术，其工作温度高达800~1 000 ℃，在电解池阴阳极施加电压，可以使水分解为氢气和氧离子，氧离子通过电解质到达阳极获得电子生成氧气。目前研究主要集中于SOEC氧电极与电解质脱层以及成本问题，以此可以改善电解槽稳定性和推广度。
3种电解水制氢技术对比如表2所示。
表2 电解水制氢技术对比
Tab. 2
| 制氢方法 | 优点 | 缺点 | 电解效率/% | 工作温度/℃ | 启动时间 |
|---|---|---|---|---|---|
| 碱性电解水 | 结构简单，技术成熟，非贵金属催化剂，成本低，商业化 | 电解液泄漏污染环境，占地面积大，动态响应差，电解密度有限 | 52~82 | 60~80 | 1~10 min |
| 质子交换膜电解水 | 结构紧凑，电流密度高，波动能源适应性强，制氢效率高 | 成本高，商业化程度低，功耗较高，催化剂易被金属离子毒化 | 74~87 | 50~80 | 1 s~5 min |
| 固体氧化物电解水 | 效率高，非贵金属催化剂，转化效率高，洁净环保 | 需要额外热源，高温条件增加成本，启动慢，高温下材料易老化 | 85~100 | 700~1 000 | >20 min |
3 燃料电池技术
燃料电池技术可以配合电解槽技术将弃风弃光电量充分利用，实现弃电转换为氢气、氢气燃烧转换为电能的过程。燃料电池作为氢储能系统最后的发电部分，它可以利用制取的氢气燃烧发电，将氢气和氧气的化学能通过电化学反应转换成电能。燃料电池发电作为电解水的逆反应，具有能量转换效率高、容量大、环境友好等优点，且氢燃料电池不需要充电过程，只需要提供氢气作为燃料就可以进行工作。目前世界各国高度重视氢燃料电池技术，以实现低碳、清洁发展模式[26-27]。我国在2001年就确定了“863计划”中包括燃料电池在内的“三纵三横”战略。近年来我国不断在政策上、科研上对氢能相关技术进行支持，“十四五”时期，国家能源局更是将氢燃料电池技术列为重点任务[28-29]。燃料电池目前主要包括3种，分别是碱性燃料电池、质子交换膜燃料电池(proton exchange membrane fuel cell，PEMFC)以及固体氧化物燃料电池。
目前，我国燃料电池发展以车用PEMFC为重点。PEMFC一般由膜电极、双极板和密封件等主要部件组成[30]，其中，膜电极作为PEMFC发生电化学反应的场所，是整个燃料电池核心所在，一般由质子交换膜、催化层、气体扩散层等部分组成。膜电极对PEMFC寿命、性能以及成本起到直接作用。质子交换膜在PEMFC中起到电解质的作用，可以传导质子、隔离反应气体，一般采用氟磺酸型质子交换膜这类稳定性高、质子传导性好的物质。催化剂主要分为铂催化剂、低铂催化剂和非铂催化剂3种，其主要作用是降低反应活化能，提高燃料电池的工作效率，常用的催化剂主要是Pt/C，其价格高昂，降低成本是目前需要克服的主要问题。气体扩散层主要是用作导电、导热，一般采用碳纸或碳布。双极板是电池的重要组成部分，一般需要具备高导电、导热性，以及耐腐蚀、机械强度高等优良特性。双极板内部有流体通道，以及石墨、复合材料、金属板三大常用材料[31]。
3种燃料电池技术对比如表3所示。
表3 燃料电池技术对比
Tab. 2
| 燃料电池技术 | 优点 | 缺点 | 发电效率/% | 工作温度/℃ | 启动时间 | 功率密度/ (W/cm2) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 碱性燃料电池 | 工作温度低，还原反应速度比较快，可使用非铂催化剂 | 需要电解液保持电池水平衡，废热利用受限 | 45~60 | 80~120 | 1~10 min | 0.5 |
质子交换膜 燃料电池 | 工作温度低，启动快，结构简单 | 成本高，技术难度大，商业化程度低 | 50~60 | 25~105 | 1~10 min | 1~2 |
固体氧化物 燃料电池 | 较高电流密度，高功率密度，可避免腐蚀问题 | 对温度要求较高，低温时功率较低，会出现热膨胀问题 | 50~70 | 750~1 000 | >10 h | 0.3 |
氢能燃料电池技术经多年研究，已于20世纪70年代后应用于发电与交通领域，并且成为我国航空航天飞行器等高端系统的重要技术备选方案。目前我国燃料电池已经实现产业化，在中东部沿海地区聚集了我国燃料电池发展的主要企业[32]。由于氢燃料电池工作过程无燃烧反应，且无污染、效率高、噪声小，被广泛应用于氢能燃料电池汽车。燃料电池汽车在续航方面已经达到600 km以上，且加氢时间控制在3 min左右，行驶过程中可实现二氧化碳零排放，其他性能也可做到与传统汽车无异。另外，燃料电池也在载重运输领域开始应用，经过近几年的研究，燃料电池运输车有望投入量产。
4 结论
1）氢能作为清洁高效的二次能源，可以一次性获得且可以跨季节、大规模储存。氢气不仅是重要的化工原料，它在降低二氧化碳排放、缓解全球变暖等方面也发挥了重要作用。
2）目前我国制氢规模已经位居世界首位，其中电解水制氢技术不仅可以在电力系统高峰时辅助电网发电，还可解决电力负荷高峰时的电压波动，帮助电力系统调频，提高经济性。我国目前以发展最成熟的碱性电解水技术为主，但与国际水平仍有差距，在基础研究上还需提高。另外，应更重视新兴类别燃料电池的研究开发，进一步降低制氢功耗和制氢成本，早日实现大规模制氢，且考虑配合碳捕集与碳封存技术等技术，进一步降低二氧化碳排放，达到绿色低碳目标。
3）燃料电池相比于传统发电技术污染更小、能量转换效率更高，是氢储能技术里不可或缺的一环。燃料电池技术可与燃气轮机等设备联合应用于综合能源领域及冷热电三联供分布式电源等领域，提高能源利用率，实现各个能源网互联互通。
4）目前我国对于氢燃料电池的研究，需大力提升电堆材料制备和部件制造技术，着重降低系统储电发电成本，只有降低发电成本，才可以促进商业化推广和大规模应用。虽然我国燃料电池成本方面和稳定性方面仍有待提高，但近年来我国对于燃料电池的关键技术和重要原料的研究都有了明显进展，为下一步政府推动应用示范和支持引导商业化做好了准备。
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