电氢耦合 推动新型电力系统建设

随着碳达峰碳中和工作的推进，氢能作为清洁能源的载体，将在工业、交通等领域得到广泛应用。氢能与电力系统的耦合发展，将进一步推动新型电力系统建设，但目前受技术、经济性等因素影响，尚未具备大规模推广的条件。这需要从加强政策顶层设计和电氢协同、开展跨学科跨领域联合攻关、建设标准体系、打造典型示范工程等方面推动开展。

随着“双碳”工作推进，发展绿氢是未来重要趋势之一

氢能是氢在物理与化学变化过程中释放的能量，可用于发电，也可作为车辆和飞行器用燃料、家用燃料等。作为能源，氢具有以下特点：单位热值高，氢气的低位热值为120兆焦/千克，是同质量天然气、石油、煤炭等化石燃料热值的2.6～4倍；储量丰富，氢主要以化合物的形态贮存于水中，地球上丰富的水资源中蕴含着大量可供开发的氢能；清洁环保，氢本身无味、无毒，氢燃烧或发电后的产物是水，能够实现零排放。

根据生产来源，氢能可分为灰氢、蓝氢、绿氢。灰氢是通过化石燃料（如石油、天然气、煤炭等）燃烧产生的氢气，在生产过程中会有二氧化碳排放。蓝氢是在灰氢的基础上，将二氧化碳捕获、利用和封存，实现低排放生产。绿氢指的是主要通过使用风电、光伏发电等新能源发电制氢，实现零排放。目前，全球制氢手段仍主要是化石能源制氢。我国能源结构为“富煤少气”，制氢的主要方式是煤制氢和工业副产氢。

虽然化石能源制氢成本较低，但随着“双碳”工作的推进，发展绿氢是未来制氢的主要趋势。发展绿氢能够推动我国能源结构转型，保障能源安全。当前，我国能源结构仍以化石能源为主，碳减排任务艰巨，石油、天然气对外依存度较高，需要探寻新的能源来保障能源安全。绿氢作为清洁能源载体，将在清洁低碳、安全高效的能源体系中发挥作用。绿氢可以帮助交通、工业等难以减排的领域深度脱碳。例如，氢燃料电池可用于长途运输车辆和重载货车，氢也可以作为原料代替化石燃料，大幅降低钢铁、化工和水泥等高碳排放行业的碳排放，是工业领域实现减碳的重要手段。利用新能源制氢可以提升新能源消纳水平，促进新能源大规模发展，同时氢储能可实现电力电量长周期跨季节调节，满足电力系统多时间尺度调节需求，支撑电力系统安全可靠运行。

氢能将在制、用等环节和电力系统产生更多耦合关系

随着能源革命推进，氢能技术和产业近年来快速发展。截至2021年年底，已有近20个国家制定了氢能战略，其中大部分以绿氢为主要发展方向；同时加快电解槽的部署，推动氢能在交通运输、建筑与工业供热、新型工业原料和发电等领域的应用。根据国际能源署预测，在净零排放愿景下，到2030年、2050年，全球电解槽装机容量将从现在的30万千瓦分别增长至8.5亿千瓦、36亿千瓦，现有工业用氢占比将由现在的99%分别降至71%、17%，交通运输、建筑与工业供热、新型工业原料和发电领域的用氢需求将由现在的不到1%分别上升到29%、83%。

我国已出台多项促进氢能技术发展及产业创新的政策，并将氢能纳入能源范畴，作为前沿科技和新兴产业进行谋划布局，同时采用以奖代补形式开展氢燃料电池车应用示范城市建设。当前，我国氢能产业链初步实现商业化，区域产业集群效应初步显现，为氢能发展奠定了良好基础。截至2021年年底，已有29个省份出台了涉及氢能产业发展的政策。据中国氢能联盟预测，到2030年、2060年，我国氢气需求量将分别达3715万吨、13000万吨，在终端能源中占比分别为5%、20%左右，电解水制氢占制氢总量的比例分别为10%、70%。

氢能作为连接气、电、热等不同能源形式的桥梁，未来将在制、用等环节与电力系统产生更多的耦合关系。

氢能是促进新能源消纳的重要手段。未来，大规模新能源将快速发展，利用新能源制氢可提升新能源消纳水平。

氢能是实现电能跨季节长周期大规模存储的重要途径。氢储能具有储能容量大、储存时间长、清洁无污染等优点，能够在电化学储能不适用的场景中发挥优势。在大容量长周期调节的场景中，氢储能与电化学储能相比在经济性上更具有竞争力。

氢能是新型电力系统灵活调节的重要手段。先进的电解水制氢装备具有较宽的功率波动适应性，可实现输入功率秒级、毫秒级响应，为电网提供调峰调频等辅助服务，提高电力系统的安全性、可靠性、灵活性。

氢能是拓展电能利用、促进能源互联互通的重要路径。氢能作为灵活高效的二次能源，在能源消费侧可以利用电解槽和燃料电池，通过电氢转换实现电力、供热、燃料等多种能源网络的互联互补和协同优化，推动分布式能源发展，提升终端能源利用效率。

电氢耦合应示范先行、逐步推广、有序发展

新型电力系统对新能源消纳、电网灵活调节、系统安全稳定运行提出了更高要求。氢能未来将应用于其中的源、网、荷各环节。

在电源侧，新能源就地制氢、传统电源与氢能耦合等将促进新能源高效消纳利用，平衡新能源发电出力功率波动，提升新能源并网友好性，支撑大规模新能源电力外送。同时，传统煤电耦合新能源、氢能将提升煤电灵活性和清洁低碳水平，促进煤电绿色可持续发展。

在电网侧，在大规模新能源汇集、负荷密集接入、调峰调频困难等关键电网节点合理布局氢储能电站，可发挥调峰、调频、调压、爬坡等作用，提高电力系统安全性、可靠性、灵活性。

在负荷侧，氢能热电联产、分布式电制氢加氢站等可参与电网辅助服务，同时支撑分布式供能系统建设，发挥电、气、热、冷、氢等不同能源系统的耦合互补效应，推动综合能源服务发展，提升终端能源效率和综合供能可靠性。

受技术、经济性等因素的影响，氢能在新型电力系统中的应用仍面临诸多挑战：一是缺少电氢耦合的激励政策与电氢协同规划，二是氢能装备部分器件“卡脖子”问题和核心关键技术有待突破，三是绿氢生产成本较高，四是电氢耦合标准体系有待完善。同时，氢在制取、储运和使用过程中存在一定的安全隐患，因此安全性是氢能推广应用的重要前提。

当前，氢能在电力系统尚不具备大规模推广应用的条件，建议示范先行，随着技术进步与产业成熟逐步推广、有序发展。

强化顶层设计，推进电氢协同。建议氢能布局与新型电力系统建设相结合，明确氢能在新型电力系统应用发展的路线图，开展激励政策设计，进行应用引导和优化补贴。

加强产学研用协同，开展跨行业、跨学科联合攻关。建议培育电氢耦合联合科研创新团队，建设技术创新联合体，突破关键核心技术，开展电氢耦合全产业链技术成熟度分析，产学研用全方位入手推动电氢耦合产业发展。

建立健全标准体系，引领电氢产业高质量发展。建议围绕产业发展需求，积极推进团体、行业标准及国家标准的制定，开展标准验证，促进工程标准化建设和规范化管理。

打造典型示范工程，推动电氢产业规模化发展。建议围绕绿氢生产基地，建设国家级风光氢储试验检测基地和示范工程，开展氢能多类技术路线验证；在大规模新能源汇集等电网节点探索建设氢储能电站，参与电网灵活性调节；在国家氢燃料电池车示范城市，重点在重卡、物流车辆需求密集区，因地制宜建设分布式电制氢加氢站和充电站融合综合能源服务站，打造电氢耦合精品示范工程。