电氢协同将有效支撑新型电力系统

　“双碳”目标引领下，我国电力系统进入了构建新型电力系统的发展阶段，而新能源发电的波动性、间歇性要求电力系统必须具备灵活性，通过电氢协同发展，可以实现能源生产、储存、转化、应用等多层面应用，有效实现平抑新能源波动。在近日召开的“绿氢技术与氢电协同发展”论坛上，多位业内人士一致认为，氢能作为一种高效的清洁能源载体，储运形式灵活多样，且具有跨季节、跨区域和大规模存储优势，将在新型电力系统建设中发挥重要作用。未来，氢能与电力协同发展，将为新型电力系统建设提供有效支撑。

　　■ “电氢协同”成趋势

　　据了解，氢能与电力协同发展可在发挥各自优势的同时，有效解决高比例间歇性和波动性的可再生能源与刚性负荷之间的矛盾，保证新型电力系统安全稳定运行。

　　多位业内人士认为，氢电协同发展已成为大势所趋。“随着能源技术不断发展，电能和氢能作为具有广泛应用前景的清洁二次能源，逐步经历了技术萌芽阶段、独立发展阶段和协同推进阶段。2020年至今，氢气的能源属性逐步凸显，在清洁低碳、安全高效的发展要求下，电能与氢能出现与对方协同发展的需要。”国网能源研究院能源互联网研究所所长代红才指出。

　　中国电力科学研究院技术战略研究中心室主任康建东也认为，未来氢能将在新型电力系统中扮演重要角色。在技术、成本、政策等推动下，氢能将应用于新型电力系统的“源、网、荷”各环节，呈现出电氢耦合发展态势。

　　“结合氢能供需预测分析，通过对2030年、2060年我国氢能发展需求、目标、发展趋势、技术成熟度等进行分析研判，可得出适应新型电力系统的氢能发展技术路线图。”康建东说，“2030年之前，重点突破风光波动性制氢、低成本大容量质子交换膜及固体氧化物燃料电池等技术，氢能技术达到国际先进水平，关键产业链技术自主可控。2030年之后，着力推动大规模储氢、可逆燃料电池等技术研究，核心装备达到国际领先水平。”

　　业内认为，我国氢电协同发展空间广阔，随着我国能源结构不断优化，氢能在我国能源体系中的作用将发生显著变化，由传统支撑性和调节性能源逐步成为能源体系的重要组成部分。至2060年，我国氢能年需求量将超过1亿吨，在终端能源体系中占比达到20%以上，并发挥氢能长周期、大规模、非对称的优势，支撑新型电力系统的跨时间、跨空间的资源协调统筹，为新能源消纳提供巨量的空间和灵活性。届时，氢能将与电力协同互补，共同成为我国终端能源体系的消费主体，并带动形成十万亿级的新兴产业。

　　■ 具备多重应用价值

　　在业内人士看来，“电氢协同”具备多重价值潜力。一方面，氢能作为高度可调节负荷，有效提升电力灵活性和安全性，促进新能源消纳利用。据康建东介绍，电氢耦合的电源侧应用场景包括并网型电制氢、集中式可再生能源自发自用制氢+余电上网、可再生能源离网型电制氢、传统火电与可再生能源耦合制氢、海上风电制氢等。这些场景可促进能源高效消纳利用，提升可再生能源并网友好性。

　　代红才表示，通过电制氢运行功率与新能源出力波动的紧密耦合，可实时追踪新能源波动性出力，扩大新能源消纳空间。在快速发展预期下，预计2030年、2060年我国制氢用电量有望达到0.3万亿、4.0万亿千瓦时，其中大部分来自新能源发电。

　　电氢协同发展还可分担能源保供压力、提升经济效益。“电能、氢能在终端能源消费中的规模逐步扩大，在部分场景替代进口石油、天然气，降低我国能源整体对外依存度。预计2060年电能、氢能在终端能源消费结构中的占比将提升至60%和10%以上，石油占比将降低至7%—10%左右，天然气占比将降低至2%—8%左右。”代红才指出。

　　另外，经济效益方面，代红才表示，从绿氢项目来看，通过将设备的调节价值转化为经济价值，可有效提升项目经济性；从电力系统来看，“电氢协同”丰富了灵活性资源选项，可实现对其他灵活性资源投资的部分优化替代，降低整体系统建设成本。

　　■ 协同效应待充分发挥

　　不过，氢辉能源董事长李辉接受《中国能源报》记者采访时提到，虽然电氢耦合具有极大发展潜力，但市场化进程尚未达到理想水平。“‘电—氢—电’的氢储能形式可有效解决弃风弃电现象，质子交换膜电解水技术路线因能够有效适应风光电波动性、间歇性而被广泛看好。但目前成本问题亟需解决。我们正通过产品技术创新、产能规模化、共建产业链等方式进行降本，进而推动电氢耦合市场化应用落地。”

　　代红才指出，从当前产业探索和示范项目来看，电氢协同发展仍面临项目经济性较差、认证体系与技术标准不健全、部分关键技术有待突破、尚未实现电氢基础设施协同规划等关键问题。

　　那么，未来如何发挥“电氢”的协同效应？代红才建议，政策体系上，应以提升项目经济收益、健全认证方法与技术安全标准、突破关键技术释放降本潜力、推动电氢基础设施协同规划为政策目标，加强关键技术研发投入为关键着力点，构建推动电氢协同发展的政策体系。“另外，还要完善相关价格与市场机制，助力绿氢项目绿色价值与调节作用的充分发挥。在碳市场方面，设定灰氢项目碳排放量标准，引导绿氢项目碳减排量进入碳市场，助力绿氢的绿色价值转化为经济价值。在电力市场方面，推动形成可充分反映不同时、空电力价值差异的电能量价格信号，形成合理的价差空间，逐步扩大辅助服务市场规模，促进绿氢项目的调节价值转化为经济价值。”

　　展望未来，代红才表示，要有计划、分步骤推进电氢协同发展。“以2030年、2040年、2060年为‘电氢协同’发展的重要时间节点，形成‘三步走’发展路径。例如当前至2030年为示范探索期、2030年至2040年为发展成熟期、2040年至2060年为深度协同期。”

　　“氢能在电力系统的产业化还处于导入期，未来具有广泛的发展前景。”康建东说。

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