6--赵晋斌-支撑新型电力系统建设的氢储能关键技术路线及思考_20页_2mb

第十二届中国国际储能大会报告总结：氢储能关键技术支撑新型电力系统

1. 新型电力系统关键技术
   新型电力系统以新能源为核心供给主体，依托智能电网枢纽平台，实现源网荷储一体化与多能互补。其关键需求包括：应对新能源随机性与波动性带来的电力调节挑战，需发展大规模储能技术。氢储能因其长周期储能能力（可储存百GW·h以上）、跨季节调节潜力，成为解决新能源与负荷非匹配性的关键手段。相比传统电化学储能（效率70%-90%），氢储能的“电-氢-电”转化效率较低（40%-50%），但具备运输不受电网限制、能源载体多样的优势，可作为清洁低碳的能源载体。当前发展需在技术成熟度、成本控制、跨能源网络协同等方面突破。

2. 氢储能系统中长周期运行特性
   氢储能系统需适应周、月、跨季节等中长期时间尺度，其自损耗率显著低于电化学储能（约0），且储氢形式可灵活转换为其他能源。主要储运技术包括：高压气态（1-3wt%储氢密度，成本低但安全隐患）、低温液态（>10wt%密度，运输便利但能耗高）、固态材料（1-18wt%密度，安全性高但技术不成熟）。应用场景涵盖分布式光伏+气电混合系统、低碳园区电热气联供等，通过电解制氢和燃料电池发电实现能量跨季节利用。极端气候下，氢能可作为抗灾备用资源，保障电力供应稳定性。

3. 源-网-荷-氢优化调度模型
   新型电力系统需构建“源-网-荷-储”一体化循环调度体系，氢储能作为灵活性资源，可在多维度调节中发挥作用。系统需综合考虑：电源端的风光预测数据、电网侧调节能力、负荷特性及氢储能设备参数（如电解槽制氢效率、燃料电池耗氢效率）。容量配置需平衡新能源消纳、经济性和安全性，通过动态调节实现最佳运行状态。研究提出“双阵列直接耦合系统”等结构，但面临最大功率跟踪与电压匹配等技术挑战，需优化系统效率与成本。

4. 双碳目标下的碳排放潜力
   在“双碳”战略下，氢储能成为实现零碳排放的重要路径。其通过风电、光伏等无碳能源制氢，再经燃料电池发电，形成“电-氢-电”循环。当前三北地区弃风弃光问题突出，氢储能可提升可再生能源利用率。然而，电解水制氢成本较高（单吨氢气成本约2500-5000元），需降低平准化成本至1163元/kg（预计2050年）。碳交易机制与氢能结合，通过阶梯定价模型优化减排经济性，同时需减少运输损耗，提升系统整体低碳效益。

总结：氢储能技术需在制氢、储运、燃料电池三大环节实现突破，以适应新型电力系统的长周期调节需求。其在跨季节储能、极端气候应对等方面具备独特优势，但经济性与技术成熟度仍是关键挑战。未来需通过优化配置模型、动态调节策略及碳交易机制协同，推动氢能成为新能源与传统能源融合的核心载体。