氢能多元耦合前景广赛道宽

　　氢能与各类能源耦合应用成为趋势，但同时，其在各类应用场景中的发展路径仍待明晰与完善。

　　在应对气候变化共识下，氢能逐步成为全球培育新兴产业的重要方向。在我国，氢能与电力协同发展，能够为新型电力系统的建设和完善提供有效支撑。

　　在日前召开的中电联氢能分会成立大会暨氢能行业发展交流会上，业内人士指出，近年来，我国氢能产量及消费量呈上升趋势，氢能发展得到全社会广泛关注。随着能源转型深入推进，氢能与各类能源耦合应用成为趋势，但同时，其在各类应用场景中的发展路径仍待明晰与完善。

　　全球主要经济体部署氢能

　　根据国际氢能理事会预测，到2050年，氢能将满足全球18%的终端用能需求，减排二氧化碳达60亿吨。

　　从国际上看，近年来，大约80个国家提出了氢能发展规划，主要经济体纷纷将氢能作为脱碳能源体系的重要组成部分和绿色经济复苏的新引擎。国家能源局科技司副司长刘亚芳介绍，截至今年7月，全球已有44个国家发布氢能战略，其中有21个国家确定电解槽目标。

　　“美国今年6月发布国家清洁氢战略路线图，加速清洁氢的生产、加工、交付、储存和使用;日本同月发布修订版的氢能基本战略，确保实现碳中和目标的同时加强全球竞争力;“法国2030”投资计划拟投资20亿欧元支持氢能发展。”中国电科院技术战略中心主任闫华光进一步指出，德国今年7月发布新版《国家氢能战略》，计划于2027或2028年前改造和新建超过1800公里的氢气管道，2030年将德国电解氢能力提高一倍。

　　聚焦我国，统计显示，截至今年6月，我国已累计建成运营可再生能源制氢项目42个，建成并运营加氢站数量380多座，新增加氢站、再用加氢站以及加氢站的总数居世界第一。国家能源集团国华投资公司党委副书记理刘玮指出，截至今年8月，我国在建和建成的可再生能源制氢产能达每年90万吨，总清洁氢产能接近每年350万吨，氢燃料电池发电总装机规模达13.7兆瓦。

　　氢电耦合协同趋势凸显

　　当前，我国氢能产业进入快速发展期。业内人士认为，氢电耦合应用的趋势已日渐清晰，未来氢电协同是必然要求。

　　“能源形态跨网协同是解决能源供给和能源消费空间与时间结构矛盾的重要途经。氢能可作为电力、热力、燃料等能源品种之间转化的媒介，未来可实现跨能源网络协同。”东方电气成都氢燃料电池科技有限公司党委副书记黄果分析认为。

　　氢电协同具有广阔发展空间。中电联首席专家、氢能分会秘书长蒋敏华测算，2022年，我国用氢3500万吨，其中约80%来自化石能源制氢。通过电解水制氢2000万吨的耗电量为1万亿千瓦时，约占我国全社会用电量的1/9，可减排二氧化碳2亿吨-4.8亿吨，是全国二氧化碳排放量的2%-4.8%。“而且在源网荷储中，荷作为重要一环，具备一定的可调节性尤为重要，因此我国有必要协调化工、电力等产业，推进氢电协同，推动新型能源体系建立。”

　　“预计到2025年，全国非化石能源发电装机约达到17亿千瓦，风电太阳能等新能源发电装机达到12亿千瓦左右。到2060年，全国非化石能源发电装机有望达到70亿千瓦，新能源发电装机达到60亿千瓦。”中电联党委书记、常务副理事长杨昆认为，在新型电力系统长周期调节的过程中，由于氢能可大规模长周期存储的特点，可充分发挥调节作用。“通过‘风光氢储’一体化发展，平抑新能源发电的间歇性、波动性，有效促进新能源规模化消纳和电网平稳运行，实现氢电互补，发挥两者最大协同效能。”

　　刘玮也认为，我国氢能产业正在发生深刻变革，主要表现在：由以前的“就氢论氢”到衍生产业链转化，特别是绿氢向绿醇、绿氨、生物质、航油等衍生品发展。此外，氢能产业规模和项目正由以前的单体小规模示范验证向大规模一体化生态型综合项目应用转变。

　　发展路径均待完善

　　从具体的电氢耦合场景与发展路径看，闫华光指出，氢能电源侧应用场景包括平抑可再生能源波动的井网型电制氢、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，能够促进可再生能源高效消纳利用。

　　“在电网侧，应用场景包括氢储能电站等，能够用于参与电网调峰调频辅助服务，提高电力系统安全性、可靠性和灵活性;负荷侧应用场景包括分布式网电制氢、分布式可再生能源自发自用与网电联合制氢、分布式氢能热电联供、分布式电氢制充注一体站等。该场景发挥电、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。”闫华光进一步解释。

　　同时，结合氢能与新型电力系统耦合典型场景特征，基于全生命周期经济性分析方法，通过开展各场景经济性分析发现，当前源网荷侧各场景电制氢平准化单位成本为20元/千克-34元/千克，距灰氢成本6元/千克-12元/千克还有较大差距。

　　针对多能耦合一体化优化，中国寰球工程有限公司北京分公司工艺部副主任唐硕建议，要不断推动绿氢替代向绿氢耦合再向多能耦合方面发展，并通过技术进步降低各环节中的能耗与成本。“如通过技术手段，根据可再生能源和炼厂实际情况以及多种新能源技术路径，优化微网中最佳能量转格技术组合以及相关技术设备规模和运行方案，以满足全系统的能量(电、氢、氧、热等)稳定或波动需求，实现经济利益最大化。”

　　结合我国氢能供需预测分析，通过对2030年、2060年我国氢能发展需求、目标、发展趋然、技术成熟度等分析研判，闫华光对适应新型电力系统的氢能发展技术路线提出建议：2030年前，开展电氢耦合技术攻关及典型场景下的工程示范，推动宽范围、大容量、高效率、低成本、模块化电解水制氢技术装备的工程化商业化应用。2030-2045年，推动低成本、高密度、大容量储氢技术工程化商业化应用，实现电制氢、氢发电及热电联供等特定场景下工程规模化发展。“未来，可再生能源电力制氢成为重要的可调节负荷。结合可再生能源和氢能产业发展，同步规划大规模电制氢项目、电网输送通道及输氢管道建设，形成可再生能源电解水制氢与电网协同互动的建设格局。2045年后，开展大规模、长周期、跨季节氢储能工程应用，支撑电力系统季节性电力电量平衡。氢能制取、储运、发电等各环节与新型电力系统源网荷各环节深度耦合。”

　　文：中国能源报 记者 杨晓冉