抽水蓄能和储氢入门——如何选择时长为数小时的储氢方案和时长为数季的储氢方案

随着太阳能和风能发电量的快速增长，电网在多个不同时间尺度上面临的电力不匹配问题也日益凸显——不仅是“接下来的几秒钟”，还包括“今晚”、“本周的恶劣天气”以及“跨越季节的需求”。锂离子电池可以相对独立地设计功率（千瓦）和容量（千瓦时），因此能够很好地应对几分钟到几小时内的电力调整（电池基础知识请参见动力电池入门）。但是，如果仅依靠电池来储存数天甚至数个季节的能量，所需的容量将迅速膨胀，成本也将变得不划算。抽水蓄能长期以来一直满足着这种更长时间尺度的需求，而近年来，氢能作为一种能够满足更长时间尺度需求的技术，也引起了人们的关注。本文将水轮机的基本物理原理留给《水力发电入门》（Hydroelectric Power Primer）一书进行详细阐述，而是将抽水蓄能和氢能储存并列比较，作为解决同一问题的两种方案：“储存能量，并在之后将其转化为电能”。

30秒总结

• 抽水蓄能是一种成熟的大容量、长时储能技术，它通过在上下水库之间来回抽水来实现。其往返效率约为70%至87%，平均约为80%。

• 变速抽水蓄能机可以持续调节抽水时的功率消耗，并通过在频率下降时快速降低抽水负荷，在增加发电机输出的同时支持电网（详情请参阅《水力发电入门》）。

氢能并非直接以“电能”的形式储存电能，而是通过电解水制取氢气，储存起来，并在需要时通过燃料电池或燃气轮机将其转换回电能。目前，氢能的往返效率约为30%至50%，低于抽水蓄能。

氢能的优势在于，它可以将储能介质（储罐或地下储罐）和能量转换设备（电解槽、燃料电池）分开设计，因此理论上不受地形限制，适合长达数周甚至数个季节的长期储能。

将抽水蓄能视为“数小时至数天的高效储能”，将氢能视为“效率较低但不受地域限制的长期储能”，这种理解更贴切地概括了二者之间的互补关系，而非竞争关系。

1. 按时间尺度梳理“长期储能”问题

可再生能源的波动性无法用单一的时间尺度来描述。几分钟的云层遮挡、傍晚需求上升而日落时太阳能输出下降导致的数小时爬坡、停滞的低气压系统造成的持续数日风力不足、以及季节性日照和降雨模式的差异——所需的储能特性会随着时间尺度的变化而变化。

电池可以通过增加电池单元数量来相对自由地设计输出功率（kW）和容量（kWh），但成本几乎与容量成正比增长。抽水蓄能和氢能分别以“水的势能”或“氢分子的化学能”的形式储存能量，因此其储能容量扩展的成本曲线与电池不同。正因如此，两者都能在长时储能领域发挥主导作用。

2. 抽水蓄能——重新审视一项成熟的大容量技术

抽水蓄能的基本原理和涡轮机的物理特性已在水力发电入门中介绍。本文将重点关注其作为储能技术的性能。

储能容量可通过以下参数估算：水量V、有效水头H和整体效率\eta：

相当于电池容量（kWh）的数值取决于上下水库的有效储水量和水头，而输出功率（kW）则取决于水泵-水轮机和电动机-发电机的额定功率。抽水蓄能与电池的共同之处在于可以独立设计这两项参数，但对于抽水蓄能而言，地形和水权限制是容量设计的前提条件。

往返效率——即经过一个完整的抽水（充电）和发电（放电）循环后返回的功率比例——是水泵效率、水轮机效率、电动机-发电机效率和管道损耗的乘积，测量值大致在70%至87%之间，中心值约为80%。这是一个经过数十年运行经验验证的成熟数据，其效率水平与锂离子电池的往返效率相当或略低。

定速水泵水轮机在抽水时消耗的功率大致恒定，因此难以有效利用那些数量不均、介于两者之间的剩余可再生能源。变速抽水蓄能电站则利用电力电子技术连续改变转速，从而可以精细调节抽水负荷——当频率下降时，它可以迅速降低抽水量，在增加发电量的同时，为电网提供支撑。在日本，位于群马县的神奈川电站（东京电力公司）是世界上最大的抽水蓄能电站之一，其设计有效扬程为653米，理论上包含六台额定功率为47万千瓦的电动机-发电机组——所有机组同时运行时，最大输出功率可达282万千瓦。目前，1号和2号机组已投入运行，当前最大输出功率为94万千瓦。有关抽水蓄能的技术细节，包括变速运行和容量扩容，请参阅《水力发电入门》的相关章节。

图 1 — 抽水蓄能电站利用可逆式水泵水轮机在上下水库之间抽水发电。往返效率约为 70%–87%，平均约为 80%。

3. 氢能长时储能 — 以分子形式储存电能

氢能储存的基本原理是利用剩余电力电解水制氢，将其以压缩、液化或地下形式储存，并在需要时通过燃料电池或氢燃料/混燃燃气轮机将其转换回电能。整个过程称为“电转气转电”（P2G2P）。利用太阳能或风能等可再生能源制氢被称为“绿色氢”，并且其显著特点是生产过程中二氧化碳排放量低。

电解槽类型包括碱性水电解、聚合物电解质膜 (PEM) 水电解和固体氧化物电解池 (SOEC)，其中固体氧化物电解池的工作温度更高。碱性水电解在规模化生产和成熟度方面领先，而 PEM 电解则以其优异的响应速度而闻名，使其非常适合用于可变可再生能源。产生的氢气有时会被转化为其他化学形式——高压气体、液氢或氨——以便储存和运输。

在再转化方面，除了使用聚合物电解质燃料电池 (PEFC) 或固体氧化物燃料电池 (SOFC) 发电外，使用氢燃料燃气轮机发电也被考虑用于大规模应用。对于简单的配置（约 80% 的电解效率 × 约 60% 的燃料电池效率），电解和再转化相结合的往返效率约为 48%，而文献中报道的完整系统的效率数据在约 28% 到 52% 之间。一些研究指出……对于更先进的电解槽与固体氧化物系统相结合的装置，其效率可达 60% 以上，而未来的高效系统甚至可以超过 80%。但就目前而言，主流配置的往返效率低于抽水蓄能。

日本领先的示范基地是福岛氢能研究场 (FH2R)，该研究场于 2020 年 3 月在福岛县浪江市落成。它将一座 20 兆瓦的太阳能发电设施与据称是全球最大的 10 兆瓦级碱性水电解装置之一（额定输出功率 6 兆瓦，最大功率消耗 10 兆瓦）相结合，在额定运行条件下每小时可生产 1200 立方米氢气。据说这足以满足约 560 辆燃料电池汽车 (FCV) 的加氢需求。该设施被定位为示范基地，用于验证将剩余可再生能源转化为氢气，然后储存和利用氢气的完整技术链。

图 2 — 氢气通过将电能转化为分子形式来储存电能。由于电解和再转化过程中都会有损耗，其往返效率低于抽水蓄能，但将储能介质与发电设备分离，更适合长期、大规模储能。

4. 两种技术的对比

仅从效率来看，抽水蓄能更胜一筹，但这只是有条件的优势——“前提是存在合适的地形”。氢能牺牲了部分效率，换取了在平坦地形或现有基础设施区域部署的能力，以及使其能够与电力以外的其他用途（工业原料、燃料电池汽车、未来燃料用途）共享价值的多功能性。与其说两者相互取代，不如说它们根据地形、需求和现有基础设施的不同而扮演不同的角色更为实际。

5. 从电网角度来看

从电网运行的角度来看，抽水蓄能和氢能存储都不是“发电厂”，而是“时间转换装置”。秒级到分钟级的响应，例如频率调节，最适合由响应速度更快的电池或变速抽水蓄能来处理。小时级到天级的能量转换则最适合由往返效率更高的抽水蓄能来处理。而对于电池或抽水蓄能容量无法单独应对的长时间波动——例如持续数天的恶劣天气或季节性供需缺口——氢能等分子存储技术就成为一种选择。

在平衡电力市场等市场机制中，针对不同的目标响应时间，会设置不同的调节电力产品类别。将储能技术的理想时间尺度与市场的产品设计相匹配，是充分发挥每项技术优势的关键。该市场体系的详细内容在虚拟电厂 (VPP) 入门指南和电网惯性和频率调节入门指南中有所介绍。

总结：权衡效率与选址

抽水蓄能凭借成熟的技术和较高的往返效率，已将能量转移的时间尺度从几小时延长至几天。氢能虽然牺牲了部分效率，但其储能介质与发电设备分离的灵活性使其能够实现抽水蓄能无法实现的长期、大规模储能，并拓展到电力以外的应用领域。

在评估大型储能项目时，值得考虑以下几点：

1. 目标时间尺度是几小时、几天还是几个季节？

2. 往返效率与抽水蓄能相比如何？

3. 设计在多大程度上取决于选址条件（地形、土地、现有基础设施）？

4. 它能否在电力以外的用途（工业用途、燃料用途）中共享价值？

牢记这四点，你就能将抽水蓄能和氢能储存视为互补技术，而非“新旧对立”，它们适用于不同的时间尺度。

参考资料

• 美国美国能源信息署——公用事业规模的电池和抽水蓄能可释放约 80% 的储存电力

• 美国国家可再生能源实验室——抽水蓄能水电，年度技术基线

• 东京电力可再生能源公司——代表性水电站（神奈川电站）

• 东芝能源系统与解决方案——福岛氢能研究区 (FH2R)

• 新能源产业技术综合开发机构——福岛氢能研究区资料

• 日本自然资源与能源厅——氢能政策

• 国际能源署——氢能

• 国际水电协会——抽水蓄能 )