氢气：满足欧洲能源灵活性需求的成熟方案

执行摘要 1. 脱碳化能源体系中的挑战 • 欧洲正面临电力需求增长的挑战，这源于终端用能电气化加速以及新需求模式的涌现（例如数据中心）。• 负电价正在削弱对可再生能源的投资：供过于求的时期正将电力价格推至极低甚至负水平，降低了项目收入并削弱了投资者的兴趣。与此同时，天然气傍晚价格高峰持续存在，自2020年以来价格波动性增加了五倍。 2. 灵活性：欧洲能源转型中被忽视的一个组成部分 鉴于以上所有情况，我们能源系统的灵活性需求持续上升——欧盟能源监管合作机构（ACER）预计到2030年灵活性需求将翻一番，且存在显著的季节性灵活性需求。• 灵活性——能源系统根据电网或市场的信号调整发电和消费的能力——现在比以往任何时候都更应被视为能源转型的主要基石，该转型将帮助欧洲实现能源自主、可负担性和脱碳。• 尽管欧盟加快了电网扩张和可再生能源部署，但并未对灵活性采取同等力度的推动措施。除了用于短期存储的电池外，缺乏足够的倡议或工具来促进灵活性，而燃气电厂仍然是灵活负荷的主要提供者。 3. 电解槽是系统中最灵活的负载。 • 到2030年，欧洲将安装10至15吉瓦的并网电解槽装机容量。• 电解槽可参与所有电网服务，在秒级内快速升降功率，提供从分钟到月度的灵活性。 第4点，电解槽灵活运行的主要障碍并非技术层面，而是体制层面： 1. 监管壁垒： • 适配RFNBO框架，使电解槽能够响应市场信号，同时不降低认证绿氢的价值。这包括保持月度时间相关性规则、允许接入前端电池，以及制定更清晰的参与灵活性方案的规则。 2.市场激励不足：通过为储能和需求响应设立专门的支持计划来创建清洁灵活性市场。灵活性市场应在短期、中期和长期时间尺度上发挥作用。 3.延迟的氢能基础设施：氢储存和运输基础设施是实现电解槽完全灵活运行所缺失的关键环节。欧洲需要通过跨部门基础设施规划来加速氢储存和管道的建设，并辅以需求侧支持及风险共担工具，使项目具备融资能力。 内容 1.2.a.b.i)ii)iii)iv)b. 市场驱动下的灵活运营...........................................................................论文目的........................................................................................灵活性是欧洲能源系统的核心挑战 .............................................. 4电网投资必须与灵活性相匹配............................................... 4新兴电力系统挑战 .............................................................................电网投资高企且利用率不足..........................................5负价格和不受欢迎的“鸭型曲线”动态.........................................6对辅助服务的需求日益增长 ................................................................不断上升的电力系统成本 ..................................................................3. 电解制氢的灵活性服务 ..................................................... 9电解槽适应系统需求的实际技术能力 ........................................................ 9i) 制氢并非基础负荷需求 ...............................................12ii) 与可再生氢气生产相关的监管限制 ....................................13i) 可变负载运行范围..........................................................................9 ii) 动态响应范围......................................................................................9 iii) 电解槽可参与的系统服务..........................................10 c. 运营限制与灵活性...............................................................................4. 解放氢能灵活性的政策选项........................................................................a.更加灵活的市场激励..................................................................................... 16 1. 论文目的 灵活性是指电力系统平衡可变电力供需，并在所有市场时间范围内保持可靠运行的能力。本文旨在展示氢气生产灵活运行的技术和市场潜力，并为电力系统稳定做出贡献。 电解槽并非传统的需求响应形式：电力需求传统上非常缺乏弹性。但随着电解槽被引入系统，我们正在解锁一种本质上具有弹性的新需求类型，从而能够提供灵活性。大多数氢气生产项目都被设计为具有灵活性，以应对可再生能源（RES）的波动性，从而最大限度地实现其整合并适应系统需求。事实上，电解槽可能成为欧洲电力系统中可调度需求的最大来源之一：到2030年，欧洲可能安装约1500兆瓦的并网电解能力1。 2022年的能源危机以及中东持续不断的冲突，再次提醒欧洲发展本土可再生能源的重要性。事实上，自2026年3月起，仅44天内，欧盟就面临化石燃料进口成本额外增加240亿欧元2。因此，为了实现能源自主，大力推广可再生能源势在必行。然而，可再生能源的波动性需要相应增加对灵活性的投资（储能和需求响应），以确保电力系统能够适应其发电特性。 因此，我们的重点应转向寻找新的非化石及本土化灵活性资源。这对需求侧响应等解决方案尤为重要，因为这类方案不仅成本更低，而且部署速度远快于大型基础设施项目3，后者往往需要数年的规划、许可和建设周期。与其仅仅依靠增加电池储能来应对当前挑战、在可再生能源缺乏时满足需求，减少需求本身对于降低化石能源依赖极为有益——尤其是在电网负荷接近极限的峰值时段。 本文将阐述灵活性的重要性，探讨电解槽的技术特性，分析市场和监管设计如何影响灵活行为，以及需要哪些手段来释放其作为电力系统中规模最大、灵活性最强的需求响应元素的潜力。 2. 欧洲能源体系面临的核心挑战在于其灵活性 电网投资必须与灵活性相匹配。 欧洲大规模部署新建或扩建电网不足以解决我们的能源挑战。虽然电网建设对于向消费者输送电力至关重要，但它只是实现整合、可负担性和能源独立目标所需的几种工具之一。电网投资必须与灵活性投资相匹配，以优化电网使用和建设。事实上，通过增加即使是适度的灵活性，电力系统可以显著减少电网扩建需求，从而减轻公民和工业电力消费者所承受的财务压力。 遵循电气化和可再生能源并网的整体目标，欧盟已提出并仍在规划多项举措，以激励电网发展，例如《电网行动计划5》、《电网一揽子方案6》以及即将出台的《电气化行动计划7》，还包括《能源效率指令8》等立法。然而，在促进灵活性方面，并未有类似且成比例的努力。 如今，电力系统的灵活性主要由燃气电厂提供9。ACER预计到2030年，灵活性需求将已经翻一番，其中季节性灵活性需求10尤为重要。这一挑战正日益被政策制定者和监管机构所认识：ACER将灵活性视为欧洲能源系统的核心挑战11。 b. 新兴电力系统挑战 i) 较高的电网投资和利用率不足 2024年，欧洲安装了超过77吉瓦的可再生能源（RES），其中光伏太阳能占比达84%。到2030年，欧洲计划将RES装机容量提升至超过1200吉瓦，¹² 这比目前的约800吉瓦¹³ 高出不少，意味着每年需新增约100吉瓦。 目前，用于可再生能源并网的电网容量通常按峰值发电量设计，尽管此类峰值仅偶尔出现，且往往与整个系统同时出现的高可再生电力输出相吻合，这导致了电力价格内耗、电网拥堵以及所产生电力的市场价值降低。例如，太阳能光伏发电的容量因子为10%至17%（约相当于每年875至1,500小时的等效满负荷小时数）14，具体取决于地理位置。陆上风电的能量容量因子在20-45%之间，而海上风电场甚至超过50%15。鉴于可再生能源的非调度性以及其发电曲线的部分重叠，加上其低容量因子，电网基础设施在一年中的很大一部分时间里都处于未充分利用状态。 与此同时，欧洲部分电网利用率不足，而电网扩建延误也正成为新可再生能源和工业项目整合的主要瓶颈。可再生能源和工业用户的并网排队时间已长达7至10年。 为整合日益增长的可再生能源，输电系统运营商（TSO）必须建设同等规模的新电网容量，该容量应于2030年增加47%，于2040年增加144%¹⁷。因此，尽管我们的网络利用率较低，我们仍需大规模扩大电力电网规模。这导致成本上升，并通过更高的网络电价转嫁给电力消费者。结果，预计到2050年，家庭电费中电网成本所占份额将增加66%¹⁸。 ii) 负价格和非预期的“鸭型曲线”动态 当电力系统在能源需求低时遭遇可再生能源（RES）过剩，电价会急剧下跌。加之部分发电厂可能因技术限制或高启动成本而愿意支付费用以保持联网运行，这便导致了负电价的出现。2025年5月至6月，一些国家的部分时段电价已低于零。 负价格和可再生能源供过于求也与现代电力系统中的结构性挑战密切相关，即所谓的“鸭型曲线”。这种现象出现在低需求时段（通常是中午）高比例的可再生能源——尤其是光伏发电——涌入系统，随后在傍晚需求急剧上升时，光伏发电量却下降，从而推高电价。这在电力市场上表现为价格波动性加大，以及天然气作为定价技术的时长增加。ACER证实，到2025年的创纪录光伏装机容量增加了价格波动性：自2020年以来，每日价格波动幅度增加了5倍。 因此，TSO（任务支持组织）面临着双重运营挑战： 1.非常低或负的价格。2. 当地电网拥堵，可用网络容量不足以将电力输送到需要的地方。 为应对这种失衡，交通服务组织（TSOs）可以实施两种策略： 可再生能源发电削减，包括风电和太阳能电站的发电量减少，并可能支付预定的补偿价格。 2.再调度：输电系统运营商（TSO）指令下游拥堵区域的发电厂增加发电量。这些发电机组通常是化石燃料基的，并且以高昂的成本投入运行。21 国际能源署（IEA）强调，2024年可再生能源消纳量大约增加了55%[22]。与此同时，根据欧洲委员会联合研究中心（JRC）的数据，可再生发电量最高可达310太瓦时。 在常规电网扩张情景下，由于电网限制于2030年重新调度。这相当于削减2024年伊比利亚半岛年能源供应量的同等数量的可再生能源。即使在极端电网扩张（XGE）情景下（如下所示），到2030年，重新调度的总量将增加近六倍，削减100太瓦时的可再生能源发电量。 2024年夏季，欧盟风电和太阳能发电在白天表现尤为强劲。因此，白天对化石能源的依赖迅速下降，但在清晨和傍晚时段仍相对较高。例如在德国，7月份下午1点的化石发电平均份额从2021年的36%下降到2024年的20%，几乎减半，而晚上8点的化石发电份额仅从47%降至44%。这表明天