（一）绿氢

利用风能或潮汐能的富余发电量来生产氢气（这种氢气被称为“绿氢”），

一、工作原理（“风光水储”+“氢”）

这个系统的核心流程被称为 “Power-to-Gas”（电转气）。

1. 产生富余电力：

   · 在风况极好或潮汐流极强的时段，风机或潮汐发电机的出力可能超过电网的即时需求。

   · 这些无法被即时消纳的电，就是我们所说的 “富余电力” 或 “弃风/弃潮” 电力。

2. 电解水制氢：

   · 将这些富余的电力（直流电或转换为交流电）输送到一套叫做 “电解槽” 的设备。

   · 电解槽通过电流将水分解成它的两个组成部分：

     · 阴极产生：氢气

     · 阳极产生：氧气

   · 这样，无法储存的电力就转化为了可以储存的氢气。

3. 氢气的储存与利用：

   · 产生的氢气经过提纯和压缩后，可以被储存起来，方式包括：

     · 高压储氢罐

     · 注入地下盐穴或废弃矿井进行大规模、低成本储存

     · 与天然气混合注入天然气管网

   · 需要时，储存的氢气可以通过多种方式再利用：

     · 在无风无潮时，通过 燃料电池 或 氢燃气轮机 重新发电，送回电网。

     · 作为 交通燃料，供给氢燃料电池汽车、卡车。

     · 作为 工业原料，供给化工厂、炼油厂。

二、优势

1. 解决“弃能”问题，提升项目经济性：

   · 风机和潮汐发电机不再需要因为电网无法消纳而被迫停机。每一度富余的电都能用来创造价值（生产氢气），从而提高了整个能源项目的总体收益和资源利用率。

2. 实现跨季节、大规模储能：

   · 电池储能适合小时或数天级别的短周期调节。而氢气可以储存数周、数月甚至更久。

   · 这意味着，可以将风能、潮汐能丰富的夏季的能源，以氢的形式储存起来，用于能源短缺的冬季，这是其他储能技术难以实现的。

3. 生产100%的“绿氢”，实现深度脱碳：

   · 目前全球大部分的氢气来自天然气（产生碳排放，称为“灰氢”）。

   · 用可再生能源电解水产生的氢是 “绿氢” ，整个过程零碳排放。这是实现重工业、重型交通等领域深度脱碳的关键。

4. 增强能源系统的灵活性和韧性：

   · 氢能作为了一种新的、灵活的能源载体，将电力部门与工业、交通和供热部门耦合起来，形成了一个更强大、更具韧性的综合能源网络。

（二）氢储能

一、定义

氢储能：分为广义氢储能和狭义氢储能。

狭义氢储能：“电-氢-电”模式，就是利用富余的、非高峰的或低质量的电力来大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来，然后再在电力输出不足时利用氢气通过燃料电池或其它方式转换为电能输送上网，发挥电力调节的作用。

广义氢储能：“电-氢-X”模式，X指交通、化工和钢铁等领域，不再重新上网发电。相较于狭义氢储能，广义氢储能的经济性更好。而狭义氢储能“电-氢-电”有两次能量转换，整体效率低。

二、系统组成

氢储能系统主要包括三个部分：制氢系统、储氢系统、氢发电系统。该系统基于电能链和氢产业链两条路径实现能量流转，提升电网电能质量与氢气的附加价值。

三、应用场景

氢储能技术是极具发展潜力的规模化储能技术，该技术可用于调峰调频、电网削峰填谷、用户冷热电气联供、微电网等场景等诸多场景。

（1）提高可再生能源消纳、减少弃风弃光。2022年我国风电和光伏利用率分别为96.8%和98.3%，处于较高水平。但是未来随着风光发电发电量增大，消纳难度会增大。2022年西藏弃光率达到20%，青海的弃风率和弃光率为7.3%和8.9%。弃风弃光问题源于“三北”地区的系统调峰能力、跨省区外送能力无法支撑本地区新能源的大规模开发。

（2）调峰、调频及辅助服务。具备快速响应及启停能力的电解制氢系统，在用电高峰时可用于调峰调频辅助服务。大容量燃料电池发电系统可在电网超负荷运行时用作调峰机组，以满足发电需求。

（3）削峰填谷、需求侧响应。电解制氢系统可在用户侧利用谷电制氢实现调峰，也可通过电力需求侧实时管理系统，作为灵活负荷参与需求侧响应。制取的氢气储存起来，还可用于加氢站加氢服务。

（4）热电联供。利用氢燃料电池为建筑、社区等供热，并作为备用电源，与电力、热力等能源品种实现互联互补，提高能源利用效率。

（5）微电网。电解制氢+储氢+氢燃料电池发电用于构建微电网系统，分布式可再生能源消纳，进行氢、热、电联供，实现偏远地区可靠供能。

四、优势

长时间：长时储能要素：能量载体可流动；容量与功率解耦。抽水蓄能和压缩空气储能作为长时储能，能量载体可流动，但是受地域限制。氢储能更适合4小时以上的长时间充放电，可以完成季节性能量时移（季节性储能：平均连续放电500-1000h）。氢储能自放电率几乎为0，可以适应长达1年以上储能且不收地域限制。

如上图所示，欧洲每年4-10月光照充足，但是10--次年4月光照不足，电力供应相对紧张。通过氢储能可以将夏季多余的电力以氢能的形式储存起来，等到冬春季节通过燃料电池再将氢能转化成电能，以此缓解电力短缺现象。

无独有偶，在我国，风力发电春夏出力较多，秋冬出力较少。可以通过氢储能把春夏富余的电力储存起来，等到秋冬季节再通过燃料电池释放，从而平缓风力发电的季节波动。

大规模：液态氢能量密度大(143 MJ/kg，约40kWh·kg), 约为汽油、柴油、天然气的2.7倍,电化学储能(100~240Wh/kg)的百倍，氢储能是少有的能够储存百GWh以上的储能方式

跨区域：氢气的运输方式多元：气氢输送、液氢输送、固氢输送)，不受输配电网络的限制，从而实现跨区域调峰。而电化学储能电站受电网及运输的限制，难以发挥跨区域调峰作用。

目前，氢储能用于跨区域储能比较可行的是远海风能开发，随着海上风电的大规模发展，海上电力尤其深海可再生电力输送、消纳成为问题，利用海上风电制氢是解决海上风电大规模并网消纳难，深远海电力输送成本高等问题的有效途径。

有利条件1：远海海风资源好于近海，占海上风电开发潜力75%

有利条件2：越来越多的油气田转向海上风电业务。在油气田走向枯竭的时期，可以在油气田上布置电解槽，然后将制得的氢气掺入天然气（通常不大于15%）中运输。当油气田枯竭后，布置更多电解槽，油气田变“氢气田”。可充分利用油气田并节省油气田的退役费用。

有利条件3：根据麦肯锡研究，对比光伏制氢，海风发电价格有更大的下降空间（光伏中电解槽等资本开支影响更大的原因是，对比海风制氢，光伏电解槽利用率更低）

六、氢储能和电化学储能比较

储能规模比较：储能技术是实现“双碳”目标的关键，近年来国内密集发布新型储能政策，可再生电力强制配储已为趋势，预计2050年我国新型储能电站容量需求至少14.2亿千瓦时。面对大规模新型储能需求，锂离子电池难以胜任，而氢储能仅需要氢气年产量的0.08%即可，所以氢储能成为大规模、长周期储能的必然选择。

数据来源：香橙会储能整理

投资成本比较：当氢储能规模化应用时，氢储能要比锂离子电池储能的初始投资成本低近一个数量级。考虑锂离子电池寿命约为10年，而电解槽和燃料电池系统的使用寿命可达到30年，从全生命周期角度来看，氢储能系统的成本可进一步降低。

数据来源：香橙会储能整理

根据上海鲲华的测算数据，氢储能后续扩容成本为100元/kWh，锂电扩容成本为1500元/kWh。在100MW光伏发电场配储15%功率的情况下，当储能时长大于4小时的时候，氢储能装机成本相较锂电储能有明显优势；当储能时长大于6.5小时的时候，氢储能的度电成本相较锂电池储能有明显优势。场景举例：若单单光伏离网项目，晚上无日光，晚上大约8小时的耗电量都需要储能提供，则用氢储能或有经济性。

七、长时储能规模和投资预测

根据上海鲲华的测算数据，氢储能后续扩容成本为100元/kWh，锂电扩容成本为1500元/kWh。在100MW光伏发电场配储15%功率的情况下，当储能时长大于4小时的时候，氢储能装机成本相较锂电储能有明显优势；当储能时长大于6.5小时的时候，氢储能的度电成本相较锂电池储能有明显优势。场景举例：若单单光伏离网项目，晚上无日光，晚上大约8小时的耗电量都需要储能提供，则用氢储能或有经济性。

数据来源：根据上海鲲华数据整理

近年来全球长时储能投资额增长快。据麦肯锡数据，2021年全球长时储能投资额较2020年增长153%。根据麦肯锡预测，2022-2040年间，长时储能总投资大概为1.5-3万亿美元。这一时期的总投资与每2-4年对输电和配电网络的投资相当。

据麦肯锡数据，长时储能未来需降本60%才能有较好的经济性，6小时（或8小时）到150小时内的长时储能比较有经济性。

来源：氢储能，你想知道的都在这里 - 知乎

（三）垃圾处理FAST工艺

1. 现有飞灰“FAST工艺”介绍

“焚烧飞灰原位炉内低碳协同减量和无害化处理技术”由上海环境集团股份有限公司联合同济大学共同研发，简称“FAST工艺”。（Fly Ash Salt separation and Thermal treatment) 

据上海环境介绍，FAST工艺充分利用垃圾焚烧厂既有设施，借鉴“海水制盐”原理，将飞灰中的部分物质提纯为氯化钠和氯化钾等工业盐，实现“近零废弃”。通过三大核心系统——脱盐除重系统、分盐回收系统和协同热处理系统，FAST工艺不仅实现了飞灰的减量化和无害化，还创造了资源化利用条件，将飞灰转化为可销售的工业盐和炉渣集料，同时实现废水、废气零排放，飞灰填埋减量率达95%。

现有FAST工艺

该工艺通过脱盐除重系统、协同热处理系统和分盐回收系统的紧密协同，不仅有效削减了飞灰中的二噁英含量，严格控制了重金属污染，还成功回收了氯化钠、氯化钾等宝贵的工业盐资源。同时，FAST工艺实现了废水、废气和废渣的零排放或合规处置。

该工艺的显著特点是不依赖厂外处理设施，与生活垃圾焚烧厂现有设施高度协同，实现了生活垃圾焚烧厂内飞灰的原位减量和无害化。

另据《上观新闻》报道，上海环境集团副总裁邹庐泉曾告诉媒体记者，经过测算，“FAST工艺”处理一吨飞灰最多1500元，之后进入规模化推广阶段后，还可以降到每吨1000元以下。

3. 改进款“FAST工艺”

作者：Justin
 链接：https://www.zhihu.com/question/1892684704525832907/answer/1895133311837393075

（四）碳捕捉

碳捕捉又称碳捕集、碳捕获，是碳减排技术CCUS中重要的一环，也是实现CCUS基本的条件，它的捕获方式有：燃烧前的捕捉、富氧燃烧捕捉、燃烧后捕捉。
 一、定义
 碳捕捉，就是捕捉释放到大气中的二氧化碳，压缩之后，压回到枯竭的油田和天然气领域或者其他安全的地下场所。吸引力在于能够减少燃烧化石燃料产生的有害气体——温室气体。
 碳捕捉的方式
 1、燃烧前捕捉
 燃烧前捕捉技术是把CO2在化石燃料燃烧之前分离出来。先将化石燃料气化变成H2和CO，CO转变成CO2，H2当作能源燃烧转变成H2O，因此CO2即可被分离捕捉出来。集成气化组合循环技术（integrated gasification combined cycle，IGCC）是指把煤转变成合成气的一项技术，是一种比较有代表性的燃烧前捕集CO2的技术。
 2、富氧燃烧捕捉
 富氧燃烧捕捉技术也被称为O2/CO2燃烧技术，即指化石燃料在纯氧或富氧中燃烧，CO2和水蒸气是烟道气的主要组成部分，接下来再把水蒸气冷却，就只剩下CO2，最后再将CO2分离出来。通常情况下，会将燃烧之后的烟道气再一次回注燃烧炉，目的是降低燃料温度，提升CO2的体积分数。制氧成本很高导致富氧燃烧捕捉技术在经济上无显著的优势，因而不能在现实使用中大范围普及利用。但是，伴随化工技术的持续发展，制氧成本也将逐渐下降，富氧燃烧技术也将会被大规模利用。
 3、燃烧后捕捉
 燃烧后捕捉即指将化石燃料在空气中燃烧所生成的CO2从烟道气中分离出来并捕捉的过程。化学吸收法（本菲尔法、甲基二乙醇胺法）、吸附法（变压、变温）、物理吸收法（聚乙二醇二甲醚法、低温甲醇洗法）和膜分离等办法是重要的捕捉分离办法。应用区域广，系统原理简单，在技术使用上比较成熟是燃烧后捕捉技术的重点优势。但是燃烧后捕捉技术在生产实践中也并没有大区域地利用，主要是因为脱碳与捕捉碳的进程中耗费的能量极有可能生成较多的CO2，此外碳捕捉的设备投入和运行成本高带来了很高的CO2捕集成本。
 4、碳转运
 现今碳运送技术发展比较成熟，使用范围也相对很宽，管道运送和罐装运送是两种重点运送方式。管道运送分成气态、液态、超临界态运送，运送工艺也伴随运送介质相态的差别有一定的区别。超临界态运送是现今重点管道运送方式，但是中国的油田内部管线更多使用气态或液态运送。管道运送的技术发展相对较成熟，远距离传输、传输量大是其主要特征，管道运送也是传送CO2较常用的一种手段，其缺陷是一次性投资成本很大。罐装运送的重要途径是利用铁路或公路完成传送，其特征是适合少量的短途运送，缺陷是大范围利用不具备经济性。

来源：什么是碳捕捉，碳捕捉的方式有哪些？ - 知乎