“双碳”目标下，发展可再生能源发电是必然趋势，氢电耦合将为新能源电力发展提供重要保障。近日，多位专家、院士在相关论坛及接受记者采访时指出，氢电协同可在发挥各自优势、促进新能源消纳同时，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。
实现优势互补
氢电耦合是指氢能和电能互相转化、高效协同的能源网络，在用电低谷时将风、光电能等清洁能源制氢存储，在用电高峰时再通过氢燃料电池发电，可以实现电网削峰填谷。
“当前，我国二次能源中的电气化比例为27%，到2060年预计将达到60%。根据各方面的研究，到2060年，氢能所占比例将达到约15%，因此，占比为60%的电和占比为15%的氢将是2060年我国社会用能的最大组成部分。”中国工程院院士黄其励在2023中国（嘉兴）氢能产业大会上指出。
“谈论氢电协同，首先要定义什么是新型电力系统。在我看来，新型电力系统从电网来看不只是一个单一的大电网，而是一个电网下有很多的微网并与之形成连接，在这样一个微网构建过程中，氢能将起到重要作用。”华北电力大学教授、氢能技术创新中心主任刘建国在接受《中国能源报》记者采访时指出，氢能在未来的新型电力系统中，在电网端可以作为储能起到调峰作用，在发电侧，未来随着风光发电规模的提升，其波动性对电网的影响将越来越大，氢能可以平抑风光电上网的波动性，提升电网运行稳定性。
“氢能与可再生能源深度融合，打造新型氢电融合方式，是行业应该努力的方向。”东方电气氢燃料电池科技有限公司总经理助理李重霖指出，氢能作为储能方式，未来和燃气轮机协同可以解决可再生能源波动性和间隙性的问题；能源富集地区利用富余的可再生能源电解制氢，再将氢能输送到能源消费中心多元化利用，可有效解决可再生能源长距离运输难题。
多因素拉升需求
氢电协同发展是大势所趋。在黄其励看来，区域能源资源禀赋导致灵活性需求差异明显、离网-并网型新能源开发趋势显著、制氢电力成本进一步降低等因素将共同推动氢电耦合发展。
黄其励举例称，青海白天光伏弃电量大，晚上全时段电源不足，依托氢储能技术可实现“电-氢-电”大规模转化利用；湖南白天依托特高压送电+本地光伏自发，晚高峰供电不足，依托氢储能可实现高峰“氢-电”保障用电。再如，吉林晚上风电量大但消纳不足，白天火电电源供应不足，无法支撑特高压外送利用率，可通过“电-氢”转换支撑类似地区大规模新能源外送。
同时，离网-并网型新能源开发模式逐渐成为扩大新能源规模化开发潜力的重要手段。黄其励指出，“沙戈荒””深远海”等场景正成为高质量发展重要抓手，“能源区域综合化”和“源网荷储一体化”发展趋势明显，进一步强化了区域氢电耦合需求，需更好挖掘氢电耦合的综合效益。
值得注意的是，随着可再生能源的加速建设，氢电协同将实现可再生能源与氢能发展互利共赢。“我国深远海区域风能资源丰富、开发潜力大，是海上风电未来发展的趋势，依托可再生能源制氢技术实现深远海区域就地发电制氢（氨）后送至岸上，或直接进行氢基能源的跨国贸易，可高效支撑深远海能源基地建设。”黄其励指出，同时，我国海上风电技术可开发潜力约22.5亿千瓦，按20%比例制氢可年产绿氢超过3500万吨，替代石油超过1亿吨。2030年，风电制氢的度电成本将降至0.25元/千瓦时，海洋风电制氢成本可达22-25元/公斤。
技术、成本仍存挑战
尽管氢电协同渐受关注，但考虑到当前氢能产业仍处于发展初期的现状，实现氢电协同互补仍需解决技术、成本难题。
清华四川能源互联网研究院智慧氢能实验室主任林今指出，目前氢电交互方式有三种模式，分别为电网调峰型、电网友好型、工艺离网型，绿氢的制取需要满足安全、稳定、长周期、满负荷、优化运行，同时，由于关键储运技术薄弱、制造工艺及效率问题尚待解决，我国大部分地区制氢成本仍居高不下，绿氢作为实现电氢耦合的关键，其终端价格需进一步降低。
刘建国认为，当前，氢电耦合最大的挑战是氢的价格和存储问题。“在电解过程中，电价占氢价的70%—80%，电价降不到两毛钱以下就不可能有便宜的氢。如果用氢就不赚钱，那就没有人去发展氢的储能功能。除了依赖电价下降，氢能产业本身也需要进一步发展，比如电解水装备寿命短、效率不高，同样会导致氢价居高不下。”
对此，黄其励认为，加强氢电耦合技术研发是重中之重。“应聚焦国家重大科技前沿问题和国家重大需求，制定氢电耦合关键技术攻关路线图；聚焦大规模电解水制氢技术、氢高效转化、柔性绿氢耦合煤化工、高比例煤掺氨等关键技术工艺和核心器件领域的创新迭代，稳步增加氢电耦合领域科技研发投入强度，布局一批氢能国家工程中心。”
“目前电氢协同相关项目的示范数量比较少，仍处于起步阶段，因此应积极打造规模化、低成本的绿氢大基地，推动‘源网荷储’‘风光氢储一体化’项目，支撑风光资源消纳，开展百兆瓦级氢储能试点示范。”黄其励进一步指出。
