新华财经北京10月7日电（康耕甫）近日，天合元氢与华北电力大学、中国产业发展促进会氢能分会等单位联合发布《光储氢一体化解决方案蓝皮书》显示，随着氢能行业的快速发展，其系统安全和经济性成为困扰绿氢项目的最大痛点，如何保证光伏、储能、氢能三个板块协同合作、安全运行，同时又具备一定的经济性，成为行业亟需解决的技术难题。
“在这个光储氢一体化解决方案中，我们看到了光伏、储能和氢能三种关键技术如何相互补充，形成一个多元化的能源系统，这为能源转型提供了重要的解决方案。而绿色氢氨醇生产、低碳化工园区以及社区光储氢-氢燃料电池热电联供系统等，也向我们展示了光储氢一体化解决方案在不同场景下的可行性和巨大潜力。”中国产业发展促进会氢能分会秘书长张宇表示。
绿氢项目投建比例显著上升
在目前中国新型能源体系中，光伏已成为最大的电源之一，储能是构建未来清洁能源体系的基石之一，光伏发电的波动性和间歇性，使得其无法满足制氢设备所需的稳定电流，而电化学储能则可作为系统的“调节剂”，将光伏发电的峰值电力储存起来，在光照不足时释放，提供持续稳定的电力供应。在这一背景下，光储氢一体化成为新型能源体系建设的“主力军”、推动能源转型、实现可持续发展的关键路径，也成为“光储氢氨醇”顺利实现的先决条件。
从2019年3月首次将氢能写入《政府工作报告》，至2022年3月国家发改委等部门发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，再到今年的《政府工作报告》指出要深入推进能源革命，控制化石能源消费，加快建设新型能源体系，我国目前已形成了较为完善的氢能产业发展制度政策环境，也基本构建了较为完整的制氢、储运、加注和应用的氢能产业链。
“光伏、储能和氢能技术在过去几十年中不断发展，成本逐渐降低，经济效益显著提升。通过推动技术进步和市场规模扩大，可以催生出更多新兴市场和商业模式。从国家能源战略视角看，综合利用光伏、储能和氢能对实现能源独立和安全具有重要意义。三者协同发展可以减少对进口化石燃料的依赖，提高能源自主性和安全性。”天合元氢总裁段顺伟对新华财经表示。
2023年以来，我国绿氢项目投建比例愈发上涨。数据显示，2023年国内将近20个电解水制氢示范项目建成及投产，其中可再生能源制氢项目（“绿氢”项目）多达14个，制氢装机规模合计达到387MW，同比2022年实现翻倍增长。同时，公开规划在2024年建成的绿氢项目超过60个，其中已开工绿氢项目制氢装机规模达2.8GW。
合成氨和甲醇是煤化工行业最主要的两个绿氢应用领域，目前世界上绝大部分氨产品均采用从化石燃料中合成氨。我国是世界上最大的合成氨生产国，2023年国内产能为7750万吨，占全球、亚洲和东亚产能的比重分别达到32%、54%和79%。其中4500万吨来自煤炭，消耗标准煤超过5000万吨，二氧化碳排放量超过1.5亿吨二氧化碳。假设4500万吨煤制合成氨的氢都来自绿氢，则需消耗800万吨绿氢，可减少1.5亿吨的二氧化碳排放。
三种关键技术相互补充
随着传统的以煤电为主的可控、连续发电模式正在逐步被新能源为主导的发电模式替代，能源产业也正在经历一场深刻变革，即生产过程将更加清洁，消费模式转向高度电气化，能源分配将趋向平台化，能源利用效率也在稳步提升。电网结构也逐渐由过去以单向、多级传输为主的传统电网，转变为包含交直流混合的大型电网、微电网、局部直流电网以及可调节负荷的能源互联网，电力消费的负荷特性也从以往的刚性、单向消费型转变为更加灵活、兼具生产和消费功能。
光储氢一体化解决方案在发电端通过对比优化组件技术选型，降低LCOE，提升项目收益率，并通过优化组件辅材搭配，减少项目潜在风险；在储能端，通过矩阵式温控系统闭环控制实现电芯温差小于2.5℃，提高电芯效率，降低热失控风险，并在多维度配有智能监控和预警系统，确保及时发现并处理安全隐患；在制氢端，通过加强高压检测，防止碱液或气体泄漏，减少爆炸风险，并改进制氢设备核心材料和生产工艺，确保氢气纯度和设备安全。另外，通过先进的能量管理系统，实时监测和调节光伏发电与负载之间的平衡，可以根据预测的天气变化和当前电网需求，提前调整光伏发电输出，减小波动对系统的影响。
在实施案例中，通过智能控制系统的调度，形成以光伏发电、电网托底和储能作为可再生能源为主的电源，以制氢作为链接下游工业负荷（化工、炼油、冶金等）核心枢纽的新型能源供应链模式，可以实现在电源绿色化、能源网络化、储能多元化，以及降低能源成本、实现能源多元化等方面的优化和整合，从而实现能源多种周期储存，能源与负荷互动和智能化管理的可持续发展。
从源网荷储的一体化路径来看，多源能源供给能够聚合工业园区负荷与周边储能，光伏为主、风力为辅的集中式可再生能源发电基地与国家电网形成多能互补的供电模式，为“绿色低碳”运行提供了绿色、安全、稳定的电力保障；电网侧可根据负荷用能聚合情况以光伏为主的可再生能源发电为主+大电网为辅+多元化储能的方式，同时利用长时+短时储能系统对再生能源的余电进行储存消纳和大电网的富裕的“谷电”储能，满足“削峰填谷”需求响应，减少对大电网的依赖与冲击。
在负荷侧，以电解水制氢为枢纽的工业负荷具备进行多类型聚合、柔性可控的负荷侧自我调节能力，通过柔性电解水制氢与储氢对工业园区负荷进行广泛的聚合互联、融合互动、实现电源侧与负荷侧的互动；最后在储能侧，“光储氢一体”聚合了多样性的储能方式，电化学储能以短时，功率型储能调节作用为主，氢储能则以长周期（周、月）容量型储能调节为主。
据悉，天合集团将在内蒙古东部建设的西北光储氢化工园区，就由发电系统、储能系统、电解制氢系统以及合成甲醇系统组成，为保证供电连续性，在光伏发电基础上增加了部分风力发电，以绿氢消纳绿电、绿甲醇消纳绿氢的模式，通过实施风光制氢一体化、源网荷储一体化等消纳主体，充分发挥了新能源、负荷、储能的协调互济能力，实现了制氢合成甲醇负荷与新能源发电智慧协同。
编辑：张瑶
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新华财经北京10月7日电（康耕甫）近日，天合元氢与华北电力大学、中国产业发展促进会氢能分会等单位联合发布《光储氢一体化解决方案蓝皮书》显示，随着氢能行业的快速发展，其系统安全和经济性成为困扰绿氢项目的最大痛点，如何保证光伏、储能、氢能三个板块协同合作、安全运行，同时又具备一定的经济性，成为行业亟需解决的技术难题。
“在这个光储氢一体化解决方案中，我们看到了光伏、储能和氢能三种关键技术如何相互补充，形成一个多元化的能源系统，这为能源转型提供了重要的解决方案。而绿色氢氨醇生产、低碳化工园区以及社区光储氢-氢燃料电池热电联供系统等，也向我们展示了光储氢一体化解决方案在不同场景下的可行性和巨大潜力。”中国产业发展促进会氢能分会秘书长张宇表示。
绿氢项目投建比例显著上升
在目前中国新型能源体系中，光伏已成为最大的电源之一，储能是构建未来清洁能源体系的基石之一，光伏发电的波动性和间歇性，使得其无法满足制氢设备所需的稳定电流，而电化学储能则可作为系统的“调节剂”，将光伏发电的峰值电力储存起来，在光照不足时释放，提供持续稳定的电力供应。在这一背景下，光储氢一体化成为新型能源体系建设的“主力军”、推动能源转型、实现可持续发展的关键路径，也成为“光储氢氨醇”顺利实现的先决条件。
从2019年3月首次将氢能写入《政府工作报告》，至2022年3月国家发改委等部门发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，再到今年的《政府工作报告》指出要深入推进能源革命，控制化石能源消费，加快建设新型能源体系，我国目前已形成了较为完善的氢能产业发展制度政策环境，也基本构建了较为完整的制氢、储运、加注和应用的氢能产业链。
“光伏、储能和氢能技术在过去几十年中不断发展，成本逐渐降低，经济效益显著提升。通过推动技术进步和市场规模扩大，可以催生出更多新兴市场和商业模式。从国家能源战略视角看，综合利用光伏、储能和氢能对实现能源独立和安全具有重要意义。三者协同发展可以减少对进口化石燃料的依赖，提高能源自主性和安全性。”天合元氢总裁段顺伟对新华财经表示。
2023年以来，我国绿氢项目投建比例愈发上涨。数据显示，2023年国内将近20个电解水制氢示范项目建成及投产，其中可再生能源制氢项目（“绿氢”项目）多达14个，制氢装机规模合计达到387MW，同比2022年实现翻倍增长。同时，公开规划在2024年建成的绿氢项目超过60个，其中已开工绿氢项目制氢装机规模达2.8GW。
合成氨和甲醇是煤化工行业最主要的两个绿氢应用领域，目前世界上绝大部分氨产品均采用从化石燃料中合成氨。我国是世界上最大的合成氨生产国，2023年国内产能为7750万吨，占全球、亚洲和东亚产能的比重分别达到32%、54%和79%。其中4500万吨来自煤炭，消耗标准煤超过5000万吨，二氧化碳排放量超过1.5亿吨二氧化碳。假设4500万吨煤制合成氨的氢都来自绿氢，则需消耗800万吨绿氢，可减少1.5亿吨的二氧化碳排放。
三种关键技术相互补充
随着传统的以煤电为主的可控、连续发电模式正在逐步被新能源为主导的发电模式替代，能源产业也正在经历一场深刻变革，即生产过程将更加清洁，消费模式转向高度电气化，能源分配将趋向平台化，能源利用效率也在稳步提升。电网结构也逐渐由过去以单向、多级传输为主的传统电网，转变为包含交直流混合的大型电网、微电网、局部直流电网以及可调节负荷的能源互联网，电力消费的负荷特性也从以往的刚性、单向消费型转变为更加灵活、兼具生产和消费功能。
光储氢一体化解决方案在发电端通过对比优化组件技术选型，降低LCOE，提升项目收益率，并通过优化组件辅材搭配，减少项目潜在风险；在储能端，通过矩阵式温控系统闭环控制实现电芯温差小于2.5℃，提高电芯效率，降低热失控风险，并在多维度配有智能监控和预警系统，确保及时发现并处理安全隐患；在制氢端，通过加强高压检测，防止碱液或气体泄漏，减少爆炸风险，并改进制氢设备核心材料和生产工艺，确保氢气纯度和设备安全。另外，通过先进的能量管理系统，实时监测和调节光伏发电与负载之间的平衡，可以根据预测的天气变化和当前电网需求，提前调整光伏发电输出，减小波动对系统的影响。
在实施案例中，通过智能控制系统的调度，形成以光伏发电、电网托底和储能作为可再生能源为主的电源，以制氢作为链接下游工业负荷（化工、炼油、冶金等）核心枢纽的新型能源供应链模式，可以实现在电源绿色化、能源网络化、储能多元化，以及降低能源成本、实现能源多元化等方面的优化和整合，从而实现能源多种周期储存，能源与负荷互动和智能化管理的可持续发展。
从源网荷储的一体化路径来看，多源能源供给能够聚合工业园区负荷与周边储能，光伏为主、风力为辅的集中式可再生能源发电基地与国家电网形成多能互补的供电模式，为“绿色低碳”运行提供了绿色、安全、稳定的电力保障；电网侧可根据负荷用能聚合情况以光伏为主的可再生能源发电为主+大电网为辅+多元化储能的方式，同时利用长时+短时储能系统对再生能源的余电进行储存消纳和大电网的富裕的“谷电”储能，满足“削峰填谷”需求响应，减少对大电网的依赖与冲击。
在负荷侧，以电解水制氢为枢纽的工业负荷具备进行多类型聚合、柔性可控的负荷侧自我调节能力，通过柔性电解水制氢与储氢对工业园区负荷进行广泛的聚合互联、融合互动、实现电源侧与负荷侧的互动；最后在储能侧，“光储氢一体”聚合了多样性的储能方式，电化学储能以短时，功率型储能调节作用为主，氢储能则以长周期（周、月）容量型储能调节为主。
据悉，天合集团将在内蒙古东部建设的西北光储氢化工园区，就由发电系统、储能系统、电解制氢系统以及合成甲醇系统组成，为保证供电连续性，在光伏发电基础上增加了部分风力发电，以绿氢消纳绿电、绿甲醇消纳绿氢的模式，通过实施风光制氢一体化、源网荷储一体化等消纳主体，充分发挥了新能源、负荷、储能的协调互济能力，实现了制氢合成甲醇负荷与新能源发电智慧协同。
编辑：张瑶
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