中国储能网讯：9月7—9日，由工业和信息化部节能与综合利用司、国家能源局能源节约和科技装备司、浙江省能源局联合指导，中国化学与物理电源行业协会联合232余家机构共同支持的第十二届中国国际储能大会在杭州洲际酒店召开。本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国科学院电工研究所储能技术组和中国储能网联合承办。
大会以"共创储能新价值，共建市场新格局"为主题，聚焦新型储能安全持续发展，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续政策机制、资本市场、新型储能系统集成技术、供应链体系、商业模式、标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。
来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的913家产业链企业，3317位嘉宾参加了本届大会，其中154家企业展示了储能产品，可谓盛装出席，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证等新型储能全产业链。
大会组委会邀请上海电力大学教授赵晋斌做《支撑新型电力系统建设的氢储能关键技术路线及思考》主题报告。以下为发言主要内容：
赵晋斌：今天我汇报的题目是《支撑新型电力系统建设的氢储能关键技术路线及思考》，这是我们三年的研究成果给大家做一个汇报。
今天汇报的提纲有四个方向，第一是新型电力系统关键技术，第二是氢储能在中长期的运行特点，第三是“源网荷氢”的优化调度模型，第四是“双碳”目标下氢储能系统碳排放的潜力评估。
新型电力系统大家都接触比较多，最主要是以新能源的大量利用。在利用的情况下，我们要做到网源荷储的互相协调，这是我们的目标。最终是清洁、低碳、安全、可控，这是我们最终的目标。
左边有一张图是以前传统的电力系统和新型电力系统的对比，从发电侧、电网侧、用户侧，以及技术基础形态，都做了对比。刚才刘总他们说了，有虚拟同步机，是跟以前的火力发电完全不一样的。因此我们现在主要是说电力电子的大量应用，在电力系统中得到了大量的应用，也带来许多新的问题。
新能源是不稳定的，包括负荷也很难预测，在这种情况下，我们认为储能是目前比较好的一个和手段。
我们也知道新型电力系统的需求，大规模高比例新能源的接入，这个大家也看得比较多，不光集中式的，还有分布式的，新能源的大量的接入。第二个电网形态和运行模式也发生了很大的改变，我们要增强电源的协调运行能力，这就带来新型储能技术大型的利用，最终的目的是提升整个负荷的弹性，这是我们的需求。
我们的目标是什么？目标是要积极发展新能源+多元储能，就是我们说的多类型储能，磷酸铁锂这种电化学储能方式比较多，当然还有压缩空气等等，氢能在目前也得到了大家的关注。主要是实现多能互补，系统如何来进行配置。
这是我们做的对比，要解决能源与负荷间的非匹配性和双侧随机性，就带来一个大问题，大规模、长周期、跨季节，今年大家的印象可能更深，以前四川的电，那边不可能说差电的，但是今年因为一些季节上的因素，造成了发电侧大量缺失。这种情况下，我们能不能考虑大规模化的利用其他方式，利用季节的互补，来做储能的协调。
我们这里做了一个对比，分钟级、分钟和小时级，还有小时级以上，这是从时间尺度来做的，短时间尺度、中时间尺度和长时间尺度的对比。现在用得比较多的，大家关注比较多的超级电容、飞轮等等，首先能够响应负荷的变化，这是超短时间的储能方式。
现在我们能不能关注一些在小时级以上甚至是跨越的储能方式呢？抽水蓄能大家知道用得比较多，还有压缩空气，但是它会存在问题，是受很多条件约束的，并不是我想装、想用就能够用起来的。还有熔融盐等等，这样一推出来，氢可能是里面一个比较有效的方式，因为它不受地理环境的影响。
右边还有一张图，储能对比，根据时间和容量来做的对比，在这里面，氢储能的优势就能够体现出来了，因为它的容量更大，时间跨度更长。
因为氢如果跟电化学储能可以配合起来，就可以满足多时间尺度上的需求。
还有一个问题，氢要能用起来，不光跟电结合比较好，跟气也可以结合得比较好，电和气能够作为一个纽带，把它非常好地结合起来，有一个热的问题。这里面就带来氢能有望成为一个新的能源载体。
它还有其他用处，氢可以做车里有氧的驱动，而且不受网络的限制。它还可以做一些化学原料，当我冬天的时候风能比较大，能不能把这块能量利用起来，用来制作氢气。当缺乏能量的时候把这块利用起来，这是一个思考。
那我们怎么来做这个事情？氢作为一种化学储能，可以长时间存储，它可以存储在百GW以上的，这是它的特点。
大家说微电网，就是我们说的电制氢，用电解槽电制氢、氢换电，就是左边交直流网的混用，混用我们也知道可以通过支流对电解槽做驱动。这里面可以做成氢，氢再通过燃料电池反过来给电做应用，这里面的效率可能没有化学储能的效率高，但是大家可以考虑一个问题，如果完全是弃风弃光的电，那这个成本是比较低的。
我们做了效率的对比，电解槽的效率是80-90%，但是燃料电池相对来说成本比较高，效率也比较低一点，目前是50-60%的效率。所以说氢电耦合的转化，整个效率可能只有40-50%，这是目前的情况。随着发展，随着技术的成熟，可能它的效率会逐步提升，成本会得到下降。
还有一个是跟热电之间的联供，是可以比较好地利用起来。如果这样，成本可以从40-50%提升到60-80%的程度。它还可以解决弃风弃光的问题，还可以对利用风光速率，对电网冲击做缓和。
解决方案，我们利用新能源出力富余对电能进行制氢，当电力不足球时候再反馈回来到电网，把氢换成电，而且整个过程是没有污染的。
氢里面包含什么东西？从制氢、储氢和燃料电池，从源头到应用这三个方面。我们目前电制氢用得比较多，我们大量在用的是电解槽，这个成本比较低，技术也比较成熟。另外一个是质子膜，质子膜相对来说成本比较高一点，但是效率也更高一些。还有固态氧化物的电解槽，因为是有这个需求，大家也在寻找不同的新的技术。这里面就带来一个问题，可能它的效率会更高，但是它的技术相对来说因为时间短，还不是太完善。所以目前来说主要集中在电解槽这里面用来制氢。
氢换电的过程，是电解水的逆过程，氢转电，是把能量给放出来，电制氢是把能量消耗掉。在这里面，燃料电池起着主要的作用。2008年我在日本做过800W的燃料电池，那时候因为成本特别高，而且电压非常低，就把它用来做升压以后再制氢，那时候没有得到很大的利用，因为成本的原因没有大量推广。那时候是做了氢里面PCS的应用的。
燃料电池大家也听得比较多，可能不是用在电力里面，用在交通里面比较多，包括通过氢来做燃料电池汽车，还有燃料电池大巴，还有集卡，现在这个方面用得比较多一些。
氢储能系统中长期运行的特性，最好的是可以作为一个周、月、跨季节时间尺度，这是它的优点。另外是它的制损耗率，跟电化学储能来讲，因为电化学储能损耗比较高，充电几千次以后可能储能就没了，这是它的成本。氢当然也有，在制氢和储氢的时候也有损耗，但是相对来说比较低，所以它可以便于我们做其他能源形式的转换。
还有储氢的问题，储氢最好是液态氢，气态氢是最好的，在我们用储氢罐就可以了，还可以用低温的液态和固态，也是根据应用的场景做选择。
我们有能源多方面的利用，左上角的图可以看出来，有执氢系统，最后可以做氢换电的转换，还可以做气负荷，还可以做氢换甲烷的情况，因为是清洁能源，没有大的污染。
还有一个比较好的是可以做能源跨季节的利用，这是我们一直在做长时间尺度的利用。这里面有一年的表格，这里面可以看到，3-5月份主要是做制氢的过程，到了冬天和夏天，制冷和制热的需求，可以把储存的氢利用起来，这个时候就可以利用季节的差异来做能源上的互补。
这是我们做的应用场景分析，其中用了光伏PV和气电混合的P2G的过程，这里面有一个运行策略，是电和气的混合。我们做的运行策略分布式光伏大家现在做得比较多，给供电负荷提供电能，有富余能量全部上网，可能会造成电能质量的变化，我们电压会越来越高。
这个时候可以把富余的电量返送到配电网做氢气，氢气可以避免弃光，还可以做电能质量的改善。这个时候电制氢，当能量不够的时候，可以把氢清换电，通过燃料电池形成循环闭环。还可以做成甲烷送到气网里面去，这是我们做的运行策略的考虑。
我们还做了电热气联供的融合，我们考虑到春秋季和夏冬季的特点，做了电和热的切换，而且还可以看出来有电能利用和热能利用的情况，最主要的目的是把电和氢进行自由的协调。
这是我们做的对比，在电制氢的时候要考虑的问题，就是价格问题。目前去电网买电，买系统的电，还有陆上风电和海上风电的成本大概是这样，因为我们一定要考虑成本，电可能便宜，但是质子膜和电解槽的成本是需要的，这个情况下要考虑到综合的成本。经济性主要依赖于度电成本和设备的成本，因此在这种情况下可能要做综合的选择，你要从基础的商业模式上去考虑这个问题。
我当时再这个PPT的时候，正好结合四川的问题，今年8月份应对高温的情况，我们有电源端、负荷侧，中间还加了气象因素和电力系统。我们当时考虑气象因素会导致什么？气象因素会导致电源端没有端，四川主要是水电，比较缺乏，会影响我电源端发电。
另外一个是负荷侧，因为夏季高温，可能用电负荷非常大，电源侧越来越少，负荷侧越来越多，这样两头一挤压，会对电力系统形成非常大的压力，这样就会对整个系统的稳定性造成比较大的影响。
在这个时候我们怎么办？我们当时考虑初期新型电力系统“保供”措施，正常情况下大家也知道优先用新能源，这个没有任何问题。在极端条件下我们是用煤炭或者是燃气来进行补充，增加火力发电用来做调峰用的，现在我就把它作为主力发电的电源了。这里面我们做了负荷分类，化石能源保供、氢气等可再生能源和化石能源协同保供，还有柔性负荷的要求源网荷储的协调。
后面能不能考虑把氢能利用起来？利用氢能做长周期、季节性的调控。我们不是说完全占主力，但起码可以做一个调节。因为氢能可以利用一年的时间，可以跨周期，当然还可以跨年，只要有足够的存储空间就可以了。
氢能还可以实现远距离的跨送，可以跟油气结合起来。还有一个是利用P2G的弹性负荷，实现电网跟气网的融合。这是我们现在考虑的思路。
最后一部分，“源-网-荷-氢”优化调度模型。
传统的电力系统是发、输、变、配、用，单向的，以前有调度调控，相对比较简单一些。现在因为网源荷储一体化循环是个闭环，就会带来一个问题，每个方面都要有一个互动。我们做了图，从源、网、荷、储四个方向做了图，互相之间都有互动的情况，就会带来比较复杂的情况。但是它去调节的目的是不一样的，源侧、网侧、负荷侧和储能侧的目标都不一样，但是综合考虑起来储可以在里面做调节剂的作用。
储相对比较灵活，而且储能的种类比较多，因此它可以做一个比较好的协调。
这是容量配置的问题，要做配置，要考虑到可靠性和经济性的问题，我们要考虑到一定要好，一定要能够用，再从技术上考虑经济性的特点。当然经济投入越少，整个压力可能会越大，稳定性可能越差，这是有相关性的。
我们考虑到输入功率、存储能力、输出功率，这三个对应起来是电解槽、储氢罐和燃料电池的容量，就跟着做了一一对应的过程。电解槽主要考虑制氢的效率，电从哪里来的问题。第二个问题是燃料电池耗氢，是电给谁的问题。还有一个是一定要考虑安全的问题，储氢，因为氢是液态、气态的，所以要考虑安全的问题，我们做了安全系数的约束。这三个是我们的约束条件，大家如果有兴趣可以看我们在《电工技术学报》上发的文章，刚刚录用，近段时间可能会发表出来。
我们又做了整个这样的对比，经济性要考虑到投资的问题，这里面有四张图是春夏秋冬，春天蓝颜色是风电的处理容量，可以把风电用来制氢，下面有绿颜色的线，绿色的是氢储能的情况。我是利用风电对氢做制备，可以去产氢。到了夏天的时候，就把存的氢利用起来，也就是说春天的电到了夏天来用。这个时候氢是可以做的。
其中还有一个是光伏，因为光伏跟负荷是有相关性的，白天有、晚上没有，但是到了夜晚的时候可能负荷比较小，但是风电又比较大，这个时候可以用夜电把风来做制氢的主力电源。这样的情况可能有风电来制氢比较好的结论，当然风和太阳能如果能够互补，情况会更好。但是一般来说还是要尽可能把光伏的电用掉，这是比较好的，当然如果再结合一些化学储能也可以。
这也就是说我可以通过氢储能实现跨季节利用，而且可以提升整个系统的可靠性。
我们后来又做了一个关于怎么制氢的情况，做氢是光伏来制氢，我刚才说的是风电制氢，但我们现在是研究光伏制氢。分三种情况，直接耦合、间接耦合、源储双阵列，直接耦合和间接耦合是中间加了个变换器，做了升压。但是我们现在是做高压串并联，就可以直接驱动了。但是我要做最大功率的追踪和电压匹配，因为我的输出功率直接和氢结合起来了。
我们又做了源储双阵列的直接耦合，因为我的阵列上是组串式的，电解槽可以把它做小一点，可以做成单元化，也可以做成组串式的。这个时候根据光伏的出力来做电解槽的自由组合，在这个情况下，就相当于把我的电缆，我们不用做稳压了，可以根据我输出的大小来做制氢。我们有一个阵列的选择，后面是一张图，并联和串联的单位可以做自由组合。
“双碳”目标下氢储能系统碳排放潜力，这是我们还没有做的点，但是是下一步的具体目标。3060目标，就是不要有碳排放。在这种情况下，氢是非常好的能源，因为它是水，没有这个指标，因此制氢可以通过弃风弃光的能量来做，用氢储能来做“电-氢-电”的转换，还可以跟气融合。因此氢可以在里面起比较好的作用，承担零碳排放的任务。
这是通过碳排放配额来做交易，这跟电力市场是一个道理。传统的方案是传统的氢去配置，我们做了五个对应，有常规碳交易、阶梯碳交易和需求响应，把它结合起来有五种。第五种方案可能碳排放量是最低的，但是它是最复杂的。还有不同的碳交易的基准价格和经济、低碳性是互相矛盾的，但是我们可以做一个方法优化，这个目标是可以逐步解决的。
我今天的报告主要到这里，谢谢大家！
