52亿元投资！我国首个岩洞储氢项目取得实质性进展；岩洞储氢是氢储能的理想选择？
文章来源：中冶武勘、全球氢能、中国石化报
近日，中冶武勘工程技术有限公司(以下简称“中冶武勘”)与中国科学院武汉岩土力学研究所(以下简称“中科院岩土所”)多名专家一同前往湖北省大冶市岩洞储氢已选地，开展洞周、洞内现场深入地质调查、岩体取样、高精度测绘等工作，为该项目正在进行的岩石力学试验和计算模型构建提供重要的数据支撑。
同时，为突破规模化储氢防泄漏这一世界级难题，双方研发人员就室内大尺寸气密性模拟试验多次研讨，并形成整体研究方案，相关测试平台的搭建工作已取得了实质性进展，实现了项目研发从“粗线条”到“精细化”的重大转变。
据悉，岩洞储氢作为项目团队在国内首次提出并纳入工程项目实施的储氢理念，具有“储存安全、成本可控、储量上限高”等优点，可作为国家级能源战略储备基地或省级规模化储氢总站，为氢气储运提供理想场所。为进一步推动该领域技术进步，中冶武勘与中科院岩土所签订定向研发协议，并聘任中国工程院院士杨春和担任项目“首席科学家”，不断拓展岩洞储氢相关技术领域合作，深化双方科研工作战略协同。
图源中冶武勘
根据报道，2023年3月26日，大冶市绿电绿氢制储加用一体化氢能矿场综合建设项目开工仪式举行。该项目总投资预计52亿元，涵盖光伏发电、绿电制氢、岩穴及地下分布式储氢、管道输氢、氢能应用、氢能产业园、数字化管理平台等7大板块。
其中岩穴储氢是通过利用大冶市既有废弃矿洞，选择地质稳定、岩体构造裂隙可控的矿洞进行人工改造，位于大冶市刘仁八镇，用于发电一一制氢端规模化储氢，并通过本项目的创新示范，在全国范围内探索推广大规模地质体储氢技术，为实现氢能规模化、安全化储备提供重要保障，岩穴储氢洞室内有7个采场，洞库几何容积不小于5000m3，储氢压力5MPa。
地下分布式储氢库用于智慧能源站端储氢，与智慧能源站结合建设。地下分布式储氧库深度约200m，储氢压力为45MPa，单库几何容积约为12m3，每个智慧能源站设置3座储氢库，共9座，总储氢量约为3840kg。
项目建成后，将形成制氢、储氢、加氢、用氢的氢能源全产业链生态，打造黄石地区首个氢能产业园，构建千亿级新型氢能产业及氢能矿用机械产业链，对推动大冶加快从传统产业向新能源产业发展具有十分重要的意义。
在项目推进过程中，中冶武勘与中科院岩土所基于本项目开展多项研发，并联合武汉科技大学申报中国五矿集团科创基金课题1项、中冶集团非钢领域重点研发项目1项，均获得立项批示。在储氢上下游输氢管道建设方面，双方还邀请油气管道专家黄维和院士到大冶市开展考察交流，研讨形成了岩洞氢能储运相关技术研究的可行性意见。
图源中冶武勘
大冶市岩洞储氢项目的扎实有序推进，展现了中冶武勘与中科院岩土所在资源链接、技术研发、成果转化等方面的强大实力，充分展现了双方在“碳达峰、碳中和”战略目标、保障国家能源供应安全等方面的责任与担当。
下一步，双方将持续加大在本项目中的科研力量投入，紧盯目标、抢先抓早，推进岩洞储氢项目尽早落地，打通国家能源安全战略及氢能产业链中储能领域“最后一公里”。
岩洞储氢是氢储能的理想选择？
氢能产业链整体分为氢能制取、氢能储运、氢能应用三大环节，其中储运环节是高效利用氢能的关键。储氢技术是指将氢气以可靠、可控和高效的方式储存，使得氢气能够满足对其用途的不同要求。
岩洞储氢试点在瑞典启动，图源网络
事实上，地质储氢是大规模、安全、经济的储氢方式，储氢地质体包括盐穴、含水层、枯竭油气藏和衬砌的硬岩洞等，涉及多场多相多尺度耦合等复杂情况，需要采矿工程、工程地质和储能等学科深度交叉融合。
美国早在20世纪70年代就已开始研究将氢气储于地下的可能性，大型储罐和地质储氢是美国能源部研发项目的重要组成部分。2019年，位于美国犹他州的“先进清洁能源储存”项目启动，项目计划2025年在该州德尔塔镇附近建立一个大型绿色储氢中心，以平衡季节性的能源需求。2020年，美国能源部先后发布《氢能计划发展规划》和《储能挑战路线图》，地下储氢的识别、评估和论证被列为关键技术领域研发及示范重点。
2020年11月，英国政府推出一项新计划“绿色工业革命十点计划”，希望于2030年实现5吉瓦的低碳氢产能，并制定了“英国氢能网络计划”，旨在有效推动英国地下储氢的发展。2021年，英国地质调查局(BGS)强调了地质学在支持英国长期能源转型中的重要性，指出地下储氢是英国实现净零排放的四项技术之一。
欧洲其他国家也在探索地质储氢的解决方案。瑞典发起的地质储氢项目将采用岩洞储气库，目前处于建设中。澳大利亚和阿根廷在废弃油气田储存的天然气中混入了10%比例的氢气，项目正在试运营阶段，目前未发现对储气库和设备造成不利影响。此外，德国的南北跨区输气管网容量是输电容量的4倍，欧洲的储气总容量能达到全年用气需求的22.8%，相较其抽水蓄能的储能潜力仅为年发电量的1.65%，这意味着欧洲的供气管网有足够的容量输送、储存氢气及合成甲烷。
德国首个地下储氢项目，图源EWE官网
经济性方面，美国能源部针对地下管道储氢、内衬岩洞储氢的成本进行了分析——
500吨储氢规模地下管道储氢投资成本为516-817美元/千克，其中管道成本占比超过60%，剩余近40%为管道安装及工程建设成本，平准化储氢成本为1.87-2.39美元/千克；
内衬岩洞储氢投资成本为56-116美元/千克，其中岩洞挖掘、内衬、压缩机及管道成本占比约80%，平准化储氢成本(LCOHs)为0.31-0.43美元/千克；
另据彭博新能源财经分析，目前盐穴、废弃气田、岩洞及人工容器基准储平准化储氢成本在0.19-1.9美元/千克，未来可能降至0.11-1.07美元/千克。
根据数据预测，2030年，我国可再生氢气总量将达500万吨；2050年，氢能将在交通运输、储能、工业、建筑等领域广泛使用，产值将超过10万亿元，我国将进入氢能社会。然而，材料储氢、物理储氢和吸附储氢等已有的氢能存储方式无法满足氢能大规模利用需求。如今，包含岩洞储氢在内的地质储氢是国际上氢能存储重点发展方向，是氢能大规模储备的有效途径和理想选择，是我国储能优先发展方向。
考虑到与美欧相比，我国氢储能方面的研究起步较晚，氢储能项目数量和技术水平仍有较大差距。我国已建成27座地下储气库，形成100亿立方米调峰供气能力，最高日调峰能力超过1亿立方米，但尚无地下储氢库，地质储氢经济性研究不足。地质储氢需要政策、经济和技术支持的系统工程，当前看实现规模化和产业化的氢储能仍然任重道远。
中国工程院院士、中科院武汉岩土力学研究所研究员杨春和院士指出，深部地下储能是保障国家能源安全的重大战略，是实现国家“双碳”战略的重要途径。
以美国、英国为代表的发达国家在氢储能技术示范方面已积累一定经验，我国氢储能发展应结合地质条件和电制燃料技术水平，合理借鉴国外案例与经验，研究适合国情的氢储能技术路线。选择符合国情的氢储能发展道路。
此外，我国需要加大氢储能技术研发。目前氢储能还存在明显技术与成本问题，可加强国家层面支持政策设计，完善储能产业规划和科技创新政策体系，设立地质储氢和电制燃料专项资金，加大科研机构和企业研发支持力度。当前，绿色低碳是全球能源发展大势，在我国能源体系向“清洁、低碳、智慧”转型过程中，氢能作为目前最具潜力的二次清洁能源在我国能源转型中将占据重要地位。
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