肖晋宇：推动新型能源和绿氢发展，加快能源系统低碳转型

编者按：2022年7月20-21日，以“碳中和与全球产业融合”为主题的“第四届未来能源大会”在北京召开，本次大会由中国能源研究会与中国能源网联合主办。会上，全球能源互联网合作组织经济技术研究院院长助理肖晋宇先生做了题为“推动新型能源和绿氢发展，加快能源系统低碳转型”主题演讲。

以下内容根据论坛演讲实录进行整理。

非常高兴今天能够有这个机会到这跟大家分享一下我们合作组织在一段时间关于碳中和以及储能和绿氢方面研究的成果和大家进行分享，首先实现碳达峰，碳中和是中央和国务院统筹国内国际两个大局做出的重大决策，它本身是一个全社会系统性的变革，对于引领中国下一步引领全球的能源治理，推动生态文明建设也是至关重要的。

实现双碳目标，能源是主战场，电力是主力军，根据合作组织的研究，能源活动的减排贡献率到碳中和阶段达到80%，如何实现减排重点在两个方面，首先是在能源生产侧进行清洁化，2060年我们国家的能源生产当中一次能源占比清洁能源占比达到90%，如何高效利用这么高比例的清洁能源，需要我们提高能源系统的调节能力，发展储能，提高调节能力变得至关重要。

另外一个方面，在能源的消费侧的电气化，预计到2060年我国全社会用电量达到17万亿千瓦时，电能会成为主要的用能形式，同时来自于绿电的绿氢将成为电能在终端用能的重要补充。展望未来，到了碳中和的阶段，大概合作组织我们预计的是70%的终端能源是直接或者间接来自于电，新型电力系统的构建对全社会实现碳中和变得非常的重要和关键。

今天我结合合作组织近期的研究成果，针对两个主题，一个是储能，一个是绿氢，跟大家进行介绍。分享一些观点和看法。

首先是关于对于储能的认识，实际上大家可能感觉因为有了新能源之后，电力系统才有了储能，实际上不是这样的，传统的电力系统也有大量高效能源存储的设施，这个就是煤厂，油管和水库，它们存储我们一次能源，但是到了未来的减碳，电力系统减碳之后风光等清洁能源讲变得不可存储，因此我们判断电储能，从一次能源的存储转变为二次能源存储将成为储能重要的一种形式。

关于储能的储电，我们知道电是不容易存储的，其实储电的探索从技术方面应该来说人类经过上百年的探索，但是迄今为止人类没有找到一种便捷又有通用的储电技术，在这个里面根据我们的研究，储能的时间尺度是影响储能技术发展的关键因素，我们发现新能源发电以及我们用电需求在不同的时间，在秒级，小时级，甚至周和月长时间尺度下都存在着随机性和波动性的特点。

给未来的电力系统安全稳定，季节调整等方面提出一系列的挑战，为了实现新型电力系统的构建，我们需要发展三种时间尺度的储能，这个就是瞬时出，短期储能和长期储能，对应我们到2040年左右快速减排阶段，一方面需要大量的瞬时储能给电力系统运行提供安全支撑，另外一个方面长期储能也变得必不可少。我们做了一些测算，到了那个时候系统储能的功率占最大负荷大约30%-40%，储电量要占到全社会用电电量的1%，我们同时也字了一下横向的对比，这个电量和目前我们火电电力系统的煤电厂存煤的能力基本的样当。

到了高比例清洁能源，渗透率达到80%以后，我们需要发展广义储能的技术，利用P2X实现跨能源品种的存储。关于储能的成本，储能是耗能的设备，只要系统里安装储能，势必会增加系统的成本，我们研究发现储能与新能源既要协同发展，同时两者之间存在成本竞争的关系。从系统的角度看，储能技术成本的下降速度远远低于新能源发电成本下降的速度，势必提高系统配置储能的成本边界，在一定程度上反而会抑制系统配置储能的需求。

在这个时候一定规模的弃风弃光会变成更为经济的可行的系统调节的手段，我们知道风光发电本身已经实现了评价上网，我们对高比例新能源场景下按照系统评价的边界条件，不仅仅是发电评价，而是以整个电力系统的供电评价来作为边界条件我们做了一些分析。在新能源渗透率20%-50%这个阶段，短时储能的成本在当前的水平下下降大约一半，达到1000元每千瓦时左右，在这种情况下我们电力系统它的接受程度是比较好的，当新能源渗透率达到50%，长期储能度电成本降低30-50元每千瓦时。

储能在空间上的配置也是一个非常重要的问题，电网互联它能够实现灵活性资源在空间上的优化配置，在一定程度上可以节省储能投资，我们的建设揭示了其中三个规律，一个是扩大联网规模，可以在一定程度上替代储能。二是电网互联，替代储能存在边际效应，这个边界主要是由联网的两个区域之间互补的潜力大小决定的。

第三个规律是我们从电网互联的技术性和经济性上面进行综合分析，我们的结论是电网互联它替代长期储能的竞争力更加明显。为了满足新型电力系统构建的要求，我们提出应该分阶段的构建与新型电力系统相适应的储能体系，我们认为储能体系应该包括三个维度，一个是时间尺度，配置环节，最后是应用场景。

在电源侧配置以抽蓄，电化学和储氢为主，目的是降低发电的波动性，在电网环节配置抽水蓄能为主的储能，目的是保障电网和电力系统的运行安全，在用户侧以电化学和电动汽车为主，提升用电质量和灵活性。

当前我们主要的工作是加快火电灵活性的改造，通过市场和政策充分的发挥常规电源的调节能力，加快建设一批抽水蓄能电站，在2030年达峰阶段，我们发电侧广泛配置一些短时储能，平抑新能源的随机性和波动性。到了2050年用户侧大量的用户汽车参与V2G，成为短时储能的主要来源，并且也要积极的发展一些长期储能解决新型电力系统的季节性不平衡问题。

到了碳中和阶段，我们需要在生产侧和消费侧实现对化石能源存量的快速替代，需要创新发展新的零碳能源技术，绿氢就是重要的选择。实现碳中和需要对化工，冶金，航空这些行业进行减碳，有一些特点，这些行业很难进行直接的电气化，绿氢将成为连接可再生能源和这些领域用能的关键的纽带。前面有专家提到从欧洲他们的发展来看也提出了类似的发展愿景，绿氢来自于绿电，所以经济高效的清洁发电是发展绿氢的关键，这一点在中国是尤为具有优势，同时绿氢也是绿电的一种延伸，它可以在冶金航空这些领域实现间接电能替代，甚至于在化工领域，还可以实现电的非能利用，就是把电变为原材料满足工业生产的需要。

最后氢还可以通过一些技术，包括燃料电池，包括氢燃气轮机进行发电，便捷的实现电氢电的双向转化，这个为我们电氢协同发展提供了可能。

关于电氢协同我们认为它的核心价值在于可以充分的发挥电便于传输，而氢易存储两个互补性的优势，在提供零碳能源的同时，也为新型电力系统的构建提供了全新的一种解决方案，我们认为电氢协同具体来说三种模式，在送端，新能源基地发展电制氢，一方面通过电制氢调整新能源基地外送电的特性，同时新能源基地除了用送电还能够再外送氢能。

二在负荷中心传统售电的基础上协同发展本地电制氢和接受区外来电制氢，在中间配置环节，结合氢储运的效率和系统积极性，优化输电和输氢，未来我们认为零碳的能源系统应该是电和氢协同发展的系统。

合作组织对于碳中和情境下2060年中国的绿氢发展进行了研究，首先从生产这侧看，我们对生产中国的2060年绿氢的生产潜力和成本进行了一些研究，我们预计到了2030年中国基地化绿氢生产成本可以下降15元每公斤，开始具备规模化发展的条件，到了2060年制氢的成本，绿氢的成本进一步下降10元之类，其中在西部，北部新能能源资源非常丰富的地区，生产成本有望降到7-8元，那个时候绿氢的成本低于目前的煤炭制氢，具有非常强竞争力。

从消费方面看，当前氢主要还是用在化工领域，作为能源使用的比例非常低，因此为了要加快碳减排，我们应该要在难以直接电气化的用能领域快速发展基于绿氢的用能装备和生产工艺，我们预计到了2060年全国的中国氢的需求大约是1亿吨左右，绿氢7500万吨，分布看绿氢的消费主要集中在中东部的地区，大约占比3/4左右，我们设置4种场景完成中国碳中和情境下的电氢能源系统的对比研究，情境一就是我们以就地制氢，所有当地的氢需求全部由本地的绿电生产，对于中国的中东部地区来说，需要大力的开发分布式和海上的新能源资源。

情境二是直接输氢，因为中东部地区它的绿电，特别是分布式和海上资源开发的经济性问题导致绿氢的生产能力和经济性存在竞争力不足，因此需要通过管道输入一部分西部，北部化生产的绿氢。

情境三是全部输电，东中部提高售电规模，其中一部分售入的电力在中东部地区就地制氢，满足当地的氢徐海。

情景四是电氢协同优化发展模式，在这种模式下，本地开发绿电，制备绿氢，西部、北部输氢，以及售电后在当地制氢，这三种模式进行协同优化。按照系统、能源、供应成本最低的原则进行优化，研究结果表明，在满足用能需求的条件下。电氢协同配置的方式经济性最好，可以降低系统的用能成本15%，这个时候的用能成本既包括了电，也包括了氢。具体来看，东中部地区大约一半左右的绿氢是在本地开发绿电，另外一半需要收入的绿氢，其中1/4左右是通过管道，从西部北部进行输入，3/4左右是采用输电带输氢的方式，进行远距离的输送。

总体来看受益于中国坚强的特高压大电网在陆地上2000-3000公里范围之内，输电相比于输氢仍然具有一定的竞争优势，特别是采用输电方式更便于在消费端进行灵活的配置。

最后，简单看一下电氢协同发展价值。刚才提到电氢协同可以带来15%的成本下降，为什么会带来成本下降。

第一，电氢协同能够提高电力系统的灵活性，可以同时提供短时和长期两种灵活性资源，在短时间尺度方面电制氢本身是柔性负荷，本身能够与波动的新能源非常好的进行匹配，另外借助于氢，廉价的大容量的存储能力，可以有效的解决新型电力系统季节性不平衡问题。从计算结果来看，我们可以看到储氢设备存在明显的两个大的循环周期，可以看到春季和秋季是在储氢，在夏季和冬季，这两个季节是中国传统用能高峰，不管是电力需求还是热力需求，都是用能高峰，这两个季节是在放氢。

第二，在连续微风弱光的气象条件下，会存在风光出力不足情况，电制氢的负荷一方面可以及时的中断，同时存储的氢气还可以通过氢发电设备，成为新型电力系统当中非常重要和关键的保供电源，因此电氢协同发展还可以有效的提升能源系统在各种天气条件下的供应保障能力。

构建新型电力系统需要加快发展储能和氢能，这两个是两个万亿级别的新型技术产业，中国目前这两个方面已经具备了一定的先发优势，相信在积极政策的引导下，这两个产业发展必将未来可期。合作组织针对储能和绿氢完成了系统性研究，刚才介绍的主要是我们的结论和观点，在我们出版的这两份报告里，可以找到更多的数据、模型、案例和产业发展潜力答案。谢谢大家。