华北电力大学教授、氢能技术创新中心主任，中国产业发展促进会氢能分会专家委员会委员刘建国在一场演讲中指出，绿氢是构建新型电力系统必不可少的部分，也是化工、冶金等领域脱碳的必由之路。
“新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征。”刘建国表示，新型电力系统以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统。
在刘建国看来，“绿电+绿氢”氢电耦合将是理想的能源体系。刘建国指出，“双碳”目标下，绿氢在电力系统具有其它能源产品无法替代的独特作用。可再生能源电制氢是未来氢能发展的主要方向，将应用于新型电力系统“源、网、荷”各环节。利用可再生能源电制氢，可以促进可再生能源消纳，绿电可通过绿氢实现储存、运输，实现氢电耦合。
在“氢电耦合”的系统中，氢储能有着十分重要的作用。据刘建国介绍，氢储能按照形态可分为狭义氢储能和广义氢储能。狭义氢储能是基于“电-氢-电”的双向转换过程，利用低谷期富余的新能源电能进行电解水制氢并储存，到用电高峰期时储存起来的氢能可利用燃料电池进行发电并入公共电网；广义氢储能强调“电-氢”或“氢-电”单向转换过程。他表示，目前，氢储能的主要应用场景包括可再生能源消纳场景、电网调峰场景、日内调节应用场景、备用应急场景。
与此同时，绿电制氢在下游还有着十分广阔的应用前景。刘建国认为，绿氢可以为脱碳困难行业提供脱碳方案，其主要优点是电解水过程中，电消耗量来自可再生能源，与传统化石燃料制氢相比，在碳减排方面具有显著优势。因此，发展可再生能源制氢，是推动交通、化工或钢铁等碳减排难度较大行业脱碳的重要解决方案。他还补充道：“随着太阳能光伏和风能电力成本的不断下降，绿氢更具经济优势。”
刘建国预计，到2030年，供给侧绿氢比例为15%，风光制氢比例分别为7.5%，需求侧主要消费在工业领域的化工、钢铁和水泥行业；到2060年，供给侧绿氢比例达75%，光伏开发潜力大于风电，光伏比例占42.9%。需求侧中重型商用车氢能消费比例显著上升。他表示，“2030年，氢能对传统能源替代达到2.60%。”
为推动绿氢的规模化应用，刘建国建议通过氨氢融合能源体系助力氢能发展。他表示，绿氨既可以作为储氢介质，同时也是相对廉价的零碳燃料，作为解决氢气储运和应用的有效技术路线，氨氢能源体系建立对氢能发展具有重大意义。
刘建国指出，氢能的应用领域和场景具有很强的多样性，除了用作燃料，还可作为原料应用于多个领域进行深度脱碳，主要包括工业原料、工业供热、交通运输、住宅取暖、发电等。他强调，要深化氢能应用，利用不同地区的风光等资源，积极开展绿氢示范工作，推进绿色化工、绿色钢铁、绿色交通、绿色航运等多场景规模化应用。
目前来看，绿氢发展仍然面临一些挑战。在刘建国看来，当前主要挑战是制氢成本高，尤其是离网制氢。“电解水制氢技术急需进步，”他表示，要发展大规模、高效率、低成本、负荷可调范围广的电解水制氢技术。
据刘建国介绍，目前，碱性电解水制氢技术（ALK）最成熟和质子交换膜制氢技术（PEM）这两种主流电解水技术都有自身的优势和局限。虽然碱性电解水技术成熟、成本较低，但可调节范围小，响应时间慢。在特定的应用场景(如车规级氢能、波动性可再生能源)中，PEM的响应速度快、可调范围广等优势日渐明显，国际、国内许多新建项目已经开始选用PEM电解槽。
“碱性电解水制氢技术虽然落地项目众多，但对电力波动性适应性差，适用性不强，运维成本高,限制了碱性电解水制氢与可再生能源发电耦合发展的空间。”刘建国表示，PEM制氢技术可适应波动电源输入，调节灵活性，未来大有可为。
为推动PEM技术降本，刘建国建议提高铱利用率，降低PEM制氢铱贵金属用量。他表示，尽管由于地壳丰度低、且伴生矿铂金的需求稳定，导致商业化扩大铱金属开采的可能性较低。通过技术进步降低PEM系统的铱用量，以及加大铱金属回收，通过价格杠杆等方法，将可以有效保证铱金属不会成为未来PEM电解槽发展的瓶颈。
