能源发展回顾与展望（2022）——储能氢能篇
第七篇 储能氢能产业快速发展
罗曼
（中能传媒能源安全新战略研究院）
(资料图片)
一、政策与大事
1.《“十四五”新型储能发展实施方案》发布
为加快推动新型储能高质量规模化发展，2022年1月29日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》。《方案》提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。到2030年，新型储能全面市场化发展。《方案》聚焦六大方向，明确了“十四五”期间的重点任务：一是注重系统性谋划储能技术创新；二是强化示范引领带动产业发展；三是以规模化发展支撑新型电力系统建设；四是强调以体制机制促进市场化发展；五是着力健全新型储能管理体系；六是推进国际合作提升竞争优势。
相较于2021年印发的《加快推动新型储能发展的指导意见》，《方案》进一步明确了新型储能发展目标和细化重点任务，提升规划落实的可操作性，旨在把握“十四五”新型储能发展的战略窗口期，加快推动新型储能规模化、产业化和市场化发展，保障碳达峰、碳中和工作顺利开局。
2.氢能产业发展中长期规划出台
为促进氢能产业规范有序高质量发展，2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》。《规划》明确了氢的能源属性，是未来国家能源体系的组成部分，充分发挥氢能清洁低碳特点，推动交通、工业等用能终端和高耗能、高排放行业绿色低碳转型。同时，明确氢能是战略性新兴产业的重点方向，是构建绿色低碳产业体系、打造产业转型升级的新增长点。
《规划》提出了氢能产业发展基本原则和氢能产业发展各阶段目标，明确到2025年，基本掌握核心技术和制造工艺，燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到10万～20万吨/年，实现二氧化碳减排100万～200万吨/年。到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，有力支撑碳达峰目标实现。到2035年，形成氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。
《规划》统筹谋划、整体布局氢能全产业链发展，是碳达峰、碳中和“1+N”政策体系中的“N”之一，既是能源绿色低碳转型的重要抓手，也为碳达峰碳中和目标实现提供了有力支撑。
3.电化学储能电站安全管理标准规范进一步健全
2022年4月，《电化学储能电站应急演练规程》《电化学储能电站危险源辨识技术导则》《电化学储能电站生产安全应急预案编制导则》三项国家标准征求意见。文件适用于锂离子电池、钠离子电池、铅酸/铅碳电池、液流电池、燃料电池等类型的电化学储能电站，包括电化学储能电站生产安全应急预案编制工作程序和综合应急预案、专项应急预案与现场处置方案编制的技术、电化学储能电站生产安全事故应急演练的计划、准备、实施、评估总结和持续改进等内容和要求。
4月26日，国家能源局综合司印发《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》，要求从高度重视电化学储能电站安全管理、加强电化学储能电站规划设计安全管理、做好电化学储能电站设备选型、严格电化学储能电站施工验收、严格电化学储能电站并网验收、加强电化学储能电站运行维护安全管理、提升电化学储能电站应急消防处置能力等七个方面进一步加强电化学储能电站安全管理。
11月18日，工信部编制的《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》国家标准征求意见。文件适用于电能存储系统用锂蓄电池和电池组，并规定了应用于最大直流电压不超过1500V的电能存储系统用锂蓄电池和电池组的安全要求，以及试验方法。
4.新型储能参与市场相关机制不断完善
2022年5月24日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》指出，要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。《通知》提出新型储能可作为独立储能参与电力市场，鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务等。
《通知》进一步明确了新型储能市场定位，完善了相关市场机制、价格机制和运行机制，推动新型储能在源、网、荷各端的潜力加速释放，有利于提升新型储能利用水平。
5.抽水蓄能电站项目加速推进
2022年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发通知，部署加快“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设。通知指出，“十四五”是落实《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》、加快推进抽水蓄能高质量发展的关键时期。做好“十四五”抽水蓄能项目开发建设工作意义重大。通知强调，要加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作，确保2022年底前核准一批项目，并做好与“十四五”后续年度核准工作的衔接，促进抽水蓄能又好又快大规模高质量发展。
截至11月15日，2022年我国已核准抽水蓄能电站32个，装机规模合计4329.8万千瓦，总投资额约2913亿元。加上2021年，“十四五”以来我国已核准抽水蓄能电站43个，装机规模合计5709.8万千瓦，项目投资额合计约3813亿元。
据不完全统计，2022年全国新开工抽水蓄能项目共计25个，项目投资额超1943.6亿元，总装机规模3080万千瓦。同时，有15个在建项目获新进展，11个抽水蓄能项目实现投产发电。新开工项目主要分布在华东、华中和华北地区。其中，浙江省最多，2022年新开工5个项目。山西省和湖北省紧随其后，分别有4个和3个抽水蓄能项目新开工。
6.多个新型储能示范项目建成投产
2022年5月24日，220千伏储南线和储湾线顺利送电，大连液流电池储能调峰电站成功接入大连电网，标志着大连电网首个“黑启动”电源投入使用。大连液流电池储能调峰电站是国家能源局批准建设的首个国家级大型化学储能示范项目，总建设规模为200兆瓦/800兆瓦时。
5月26日，江苏金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目举行投产仪式，这标志着世界首个非补燃压缩空气储能电站正式投入商运。该项目是我国压缩空气储能领域首个商业电站项目，一期储能、发电装机均为60兆瓦，储能容量300兆瓦时，远期建设规模1000兆瓦。项目的投运，能有力支撑当地电网的调峰需求，促进电力系统安全平稳运行，缓解峰谷差造成的电力供应紧张局面。
8月25日，全球首个“二氧化碳+飞轮储能”示范项目在四川省德阳市建成，标志着我国这一储能技术迈开了工程化应用的步伐。该项目储能规模10兆瓦/20兆瓦时，能在2小时内存满2万千瓦时电。
9月30日，国际首套百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目在河北张家口顺利并网发电。该示范项目总规模为100兆瓦/400兆瓦时，核心装备自主化率100%，每年可发电1.32亿千瓦时以上，能够在用电高峰为约5万户用户提供电力保障，每年可节约标准煤4.2万吨，减少二氧化碳排放10.9万吨，是目前世界单机规模最大、效率最高的新型压缩空气储能电站。
7.我国首个主营抽水蓄能上市公司亮相市场
2022年9月28日，南方电网储能股份有限公司在上海证券交易所重组更名上市。南网储能公司由原文山电力公司实施重大资产重组成立，主要从事抽水蓄能和新型储能业务，是我国首个主营抽水蓄能的上市公司，标志着南方电网抽水蓄能和电网侧独立储能业务实现整体上市。
南网储能目前运营管理7座抽水蓄能电站、4座电化学独立储能站、2座调峰水电站，正建设4座抽水蓄能电站和3座电化学储能站，同步推进10余座抽水蓄能、电化学储能站点的前期开发工作。其中，抽水蓄能在运总装机容量为1028万千瓦，约占全国抽水蓄能总装机容量的四分之一。南网储能公司重组上市符合电力行业发展方向，将充分借助资本市场力量，推动竞争性辅助服务市场加快建设，在能源产业链、价值链中更好发挥引领作用，为构建新型电力系统提供重要支撑。
值得一提的是，目前，两大电网都在积极布局储能，发展电网侧储能。11月22日，河北丰宁抽水蓄能电站4号机组投产发电。这是国家电网2022年投产的第12台抽蓄机组，标志着该公司已全面实现年初定下的12台机组365万千瓦装机容量的年度投产计划目标。
8.储能领域高层次人才加快培养
2022年8月10日，教育部办公厅、国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于实施储能技术国家急需高层次人才培养专项的通知》提出，加快培养一批支撑储能领域核心技术突破和产业发展的高层次紧缺人才，为提升国家储能领域自主创新能力和战略核心科技作出更大贡献。
《通知》明确，选取清华大学等10家研究生培养单位和中国石油天然气股份有限公司等18家企业作为储能技术国家急需高层次人才培养专项实施单位，并公布了储能基础材料与工艺等12个培养方向，将围绕国家需求，充分发挥产学研协同育人优势，为我国储能领域核心技术突破培养和储备一批创新能力强的复合型科技人才，推动形成储能领域高层次创新人才辈出的新格局。
9.氢能利用实现多项突破
2022年4月30日，由国家能源集团国华投资蒙西公司建设的重载铁路加氢站科研示范项目顺利完工，标志着我国首个重载铁路加氢科研示范站正式建成，具备加氢条件。该项目位于内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗境内新朔铁路海勒斯壕南站，该站将为国内首台大功率氢能源动力调车机车和国内首台以“氢燃料电池+锂电动力电池”为动力的“零排放”接触网作业车提供氢能供应。
5月25日，浙江宁波慈溪氢电耦合直流微网示范工程开工，该示范工程是国家电网公司首个氢能相关的国家重点研发计划配套项目。项目投运后，每日可满足慈溪滨海经济开发区10辆氢能燃料电池大巴加氢和50辆纯电动汽车直流快充需求。
7月6日，国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站在安徽六安投运，标志着我国首次实现兆瓦级制氢—储氢—氢能发电的全链条技术贯通。该项目是国内首次对具有全自主知识产权“制、储、发”氢能技术的全面验证和工程应用。示范站采用先进的质子交换膜水电解制氢技术，额定装机容量1兆瓦，年制氢可达70余万标立方、氢发电73万千瓦时，对于推动氢能研究应用、服务新型电力系统建设具有重要的示范引领作用。所制氢气可在氢燃料电池车、氢能炼钢、绿氢化工等领域广泛应用，氢能发电可用于区域电网调峰需求。
8月19日，全国首座“氨现场制氢加氢一体站”示范项目启动仪式在福建省福州市长乐区举行，这也是“氨制氢加氢”这一国际领先技术首次走出实验室，投入商业应用。此项目的实践与突破，可显著降低氢气的储运成本、用氢成本并提高安全性，同时解决加氢站储氢用氢面临的瓶颈问题，对交通领域燃料电池汽车的商业化推广提供了一条重要的技术途径。此外，因其整套制氢装置具有占地面积较小、运输方便等特点，为今后“以油育氢、以氢增油”的油氢合建模式提供了一条重要路径。
9月19日，全球最大煤制氢变压吸附装置项目在陕西榆林正式投入运行，将有力助推我国煤炭清洁高效转化。煤制氢装置采用了自主研发的大型化变压吸附专利技术，以煤炭为原料，每年产氢总能力达35万吨。作为煤炭资源高效清洁利用的重要手段，该技术对我国能源安全、社会经济发展和生态环境改善意义重大。该项目攻克了大型煤制氢装置在工艺技术、设计制造等方面难题，实现了对国外技术的替代和超越，不仅搭建了由煤炭向石油化工产品转化的桥梁，还有效实现了资源回收、污染治理和碳减排。
11月16日，广东石化石油焦制氢联合装置顺利产出合格氢气，标志着全国首套100%石油焦制氢联合装置投产运行取得圆满成功。该装置年产氢气将达16亿标准立方米，年产燃料气将达31亿标准立方米。
二、问题与展望
1.抽水蓄能投资主体多元化趋势明显
抽水蓄能是目前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的储能方式。我国抽水蓄能电站已建、在建规模均居世界首位，但是相比市场需求，建设数量还远达不到要求。在诸多利好因素下，一大批建设条件优越的抽水蓄能项目将陆续开工建设，建设规模将跃升至亿千瓦级，投资规模也将达到万亿级甚至更高。
过去，我国超八成的抽水蓄能电站是“网建网用”模式，投资主体主要为国家电网和南方电网，项目收益采取内部核算制。随着2021年两部制电价的实施，抽水蓄能开发迎来了盈利拐点。在政策支持下，越来越多企业正参与到抽水蓄能电站开发建设中来。
2.多种新型储能技术齐头并进
新型储能不同技术路线各有优势，互为补充。响应速度方面，锂离子电池、液流电池储能响应速度快，达到毫秒级，能更好地满足电网调频需求。转换效率方面，锂离子电池、重力储能等转换效率较高，达到80%～90%。储能时长方面，从现有项目来看，压缩空气储能存储时间最长，达到4～8小时，液流电池和重力储能存储时间为4小时左右，锂离子电池储能仅为2小时左右。寿命方面，压缩空气和重力储能寿命能达到30年以上，液流电池储能寿命为15～20年，锂离子电池储能寿命仅8～12年。安全性方面，液流电池、压缩空气和重力储能等安全性较高。
从实际应用来看，锂离子电池储能技术成熟较早且建设周期较短，装机已占新型储能总装机的近九成，但受制于其储能时长和安全性能，难以满足“新能源+储能”模式对长时储能的需求。其他新型储能技术在储能时长、安全性等方面表现较优，能够对锂离子电池储能技术形成有效补充。随着液流电池、压缩空气储能等一系列重大示范项目落地，其发展确定性逐渐显现，新型储能将呈现多元化发展趋势。
3.氢能供需两端将发生结构性调整
从供给来看，我国已是世界上最大制氢国，氢气年产量约3300万吨。其中，煤和天然气制氢占比约78%，是成本较低且技术成熟的制氢方式，但存在碳排放量高、气体杂质多的缺点，在“双碳”背景下增长空间受限，现有产能亟待清洁替代。工业副产氢约占21%，主要利用氯碱化工和炼焦等行业的尾气提纯制氢，具有一定成本优势。目前我国可再生能源电解水制氢行业刚刚起步，受制于技术经济性，整体占比不到1%，但其脱碳性能决定了未来将成为氢能产业发展主体。
从终端消费来看，我国氢气主要应用于工业领域，如石油炼制、石化产品生产、化肥制造、新型合成燃料工业等，其中耗氢量最大的是合成氨，其次是合成甲醇。目前氢能在交通领域的消费占比仍较低，年用量不到2万吨。自国家正式将“氢能与燃料电池”作为能源科技战略创新方向以来，氢燃料电池汽车领域逐渐成为氢能产业应用的热点领域，“十四五”期间，各地规划氢燃料电池电堆的总产能已高达3000兆瓦，规划的燃料电池汽车总产能超过10万辆。同样逐渐火热的还有建筑领域，基于氢燃料电池的固定式UPS电源以及冷热电联供能源系统正在加速发展。除此之外，因为氢具有长周期储能特性，对可再生能源规模化利用具有重要意义，氢能将在新型电力系统中起到重要作用。
4.产业政策和标准持续完善助推氢能产业蓬勃发展
我国正在积极制定氢能的产业标准和支持政策。目前，我国已经发布氢能各环节相关国家标准80余项，行业标准约40项，全力推动氢能产业规范发展。支持政策方面，内蒙古自治区已将氢能作为能源品种管理，拓宽了氢能应用范围，部分地区还对氢能产业示范应用和产业化推广提供资金支持，并制定奖惩机制，降低氢能项目投资成本的同时，有力地保障了项目的可持续发展。在地方政策和推广补贴的支持下，长三角、珠三角、京津冀等地区已初步呈现出氢能产业的集群效应，而以内蒙古、宁夏等地为代表的西北部地区，充分利用风光资源禀赋优势，已具备布局风电、光伏电解水制氢的产业基础，一批氢能示范项目正在逐步落地投产。
“十四五”时期，在一系列政策支持下，氢能产业将迎来重大发展契机，能源、交通、工业等领域都将加快推进氢能示范应用和技术创新，助推各个行业通过氢能实现加速的降碳脱碳和转型升级。同时，协同风光等新能源大规模开发利用，我国将逐步构建起蓬勃发展、清洁低碳的氢能产业。
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