近日，浙江省首台一体化氢电耦合实验方舱在衢州正式投运。据了解，这座氢能和电能互相转化、高效协同的实验方舱的建立，旨在探索促进分布式新能源就地消纳，为衢州市清洁能源应用场景提供良好示范，也是国网衢州供电公司探索新型电力系统建设的有效实践。

氢电耦合是实现高比例新能源电力系统的稳定运行一种重要方式。氢电耦合实验方舱以新型电力系统领域氢储能技术为切入点，开展源网荷储分布式协调优化研究，探索实现多种能源集中控制、管理以及调配，为氢储能技术在电力系统中的应用打下坚实基础，今后将在分布式保供电、电网削峰填谷、用户侧储能等场景实现广泛应用。

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新型电力系统对氢能的诉求

随着新能源大规模并网和新型用能设备的广泛接入，新型电力系统将呈现“双高”（高比例新能源接入、高电力电子设备）、“双峰”（夏、冬季负荷高峰）和“双随机”（供给侧、需求侧随机性）的特性。因此，新型电力系统的建设存在以下三方面迫切需求：

一是新型电力系统构建理念将由传统的“源随荷动”演进为“荷随源动”甚至“源荷互动”。传统灵活性资源以源侧各类可调节电源及抽水蓄能电站为主，调节能力相对有限，源荷双侧灵活性资源潜力尚待进一步挖掘。

二是构建新型电力系统的关键在于统筹发展不同功能定位的储能。新能源成为主体电源后如何实现和保障不同时间尺度上的电力电量平衡是核心问题。电化学储能主要解决电力系统中短期尺度的削峰填谷，但难以应对周、月等长期尺度尤其是季、年等超长期尺度下电力电量的不平衡问题，亟需引入跨季节、大规模、长时间储存的储能技术。

三是实现碳中和目标将高度依赖电气化，尤其是新能源电力。然而，单纯依靠电气化难以实现重卡运输、铁路货运、航空航天等交通领域和冶金、水泥、化工等工业领域的深度脱碳。因此，广义的新型电力系统亟需集成深度脱碳的能源品种。

氢能有一个显著的优点，即可以作为连接气、电、热等能源的桥梁，能在制、用等环节和电力系统产生更多耦合关系。因此，在能源转型的背景下，在构建以新能源为主体的新型电力系统的进程中，氢能前景广阔、大有可为。

面对以上诉求，氢能恰好可发挥关键作用：

1.源侧富余新能源就地制氢、荷侧分布式动态响应

在电源侧，利用电解水制氢将间歇波动、富余电能就地转化为绿氢，在提高新能源消纳水平，解决弃风、弃光问题的同时，还可满足当地的工业、交通和建筑等领域的氢能需求。当前绿氢平均制取成本是灰氢的2～3倍，利用廉价的弃电制氢可以大幅降低绿氢的制取成本。此外，随着电力现货市场建设的不断成熟，利用新能源富余时段的低谷电价制氢，绿氢经济性会得到提升，从而帮助绿氢产业快速度过成本瓶颈期。

在负荷侧，氢燃料电池分布式电站和分布式制氢加氢一体站可作为高弹性可调节负荷，快速响应不匹配电量。前者直接将氢能的化学能转化为电能，用于“填谷”；后者通过调节站内电制氢功率进行负荷侧电力需求响应，用于“削峰”。

2.氢储能可实现电能的跨季节、大规模、长时间储存

储能对于促进新能源高比例消纳、保障电力安全供应和提高电力系统运行效率具有重要作用。电力系统中应用较多的电化学储能持续放电时间为分钟至小时级，主要适用于超短周期（毫秒至秒级）和短周期（分钟至小时级）的调节场景。抽水蓄能具有大规模能量吞吐能力，但其开发建设条件非常严苛且对生态影响严重。氢储能是以氢气的形式进行存储，方式多样化，包括液化储氢、压缩储氢以及金属氢化物储氢等，存储规模可达百万千瓦级，存储时间跨度从小时到季节。在大容量长周期调节的场景中，氢储能比电化学储能更具有经济竞争力。

3.氢能可助力实现深度脱碳

我国是工业化大国，冶金、水泥、化工等工业领域需要使用化石能源作为还原剂或原料等，这些领域所消耗的化石能源无法用电力来替代。氢能具有两重属性，它不仅是一种能源，还是一种重要的工业原料，可替代化石燃料作为还原剂。此外，在重卡运输、铁路货运、航运和航天等交通领域，电能替代难以规模化应用，而液态氢能作为高能量密度、高燃烧热值的燃料，可在这些场景发挥重要作用。

未来终端能源体系将是“绿电+绿氢”的互补稳健体系，广义上的新型电力系统是电网和氢网的互补，对于提升我国能源系统清洁性和安全性意义重大。

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电价扼住制氢成本咽喉

根据全球能源互联网组织的估算，到2060年，我国电制氢的规模将达到6000万吨，折合电能约为36000亿千瓦时。

目前，受电价影响，电解水制氢成本居高不下。现有条件下电解水制氢成本将达到30元/kg，远高于10-15元/kg的天然气制氢或煤制氢。根据国家发改委的《中国 2050 年光伏发展展望( 2019) 》的预测，至 2035 年和 2050 年光伏发电成本相比当前预 计约下降50%和70%，达到0.2元/kWh和0.13 元/kWh。

随着电价的降低，电解制氢成本也随之降低，同时电力成本的占比也同步降低。电力成本每下降 0. 1 元 /kWh，氢气成本平均下降0. 5 元/Nm3。业内普遍认为，只有当电解水制氢的综合成本降低到约1 元/Nm3 的时候，电解水制氢在经济性上就具有一定竞争力。

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氢电交融实现能源需求

国家电网大力发展氢电耦合。氢电耦合将助力构建以电为核心的能源互联网，氢燃料电池汽车是对传统电动汽车的重要补充，电网公司可发展充电-加氢一体化综合能源站，拓展业务范围，促进电网与交通网的深度融合，构建电氢融合的零碳交通网。以氢能综合利用为基础，进一步开展电制甲烷、电制甲醇、电制氨，加强电网与气网的紧密联系，促进更多行业实现电能替代。

近年来，国家电网在浙江多地开展氢电耦合示范应用，力求更快实现能源深度融合。宁波慈溪氢电耦合直流微网示范工程、丽水缙云水氢生物质近零碳示范工程、台州大陈岛国内首个基于海岛场景的氢能综合利用示范工程等项目纷纷落地。

这些多场景示范应用项目都属于基于目前构筑的电力系统，利用氢能实现高效分布式供能，打造“能源互联网”，实现电力消纳、用电平均。以氢能助力企业、乡村、海岛地区零碳实践。

氢能可作为大容量储能的载体，有效解决并网调峰问题。未来，氢电耦合将成为重要的储能手段。将富余时期的电力储存起来，在电力低谷时期再加以利用。“构建以新能源为主体的新型电力系统”是我国“十四五”时期的重点发展方向，对于一个人口大国而言，如何保证千家万户使用到不短缺的绿色电力，是能源变革的重要一环。

氢电耦合需要把握地区资源禀赋及优势，现有条件下，高比例的电力需求给电网企业带来一定挑战，借助氢电耦合实现新能源消纳、能量转换与存储、稳定控制，优化能源供给结构，为“碳达峰碳中和”实现支撑作用。

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电氢耦合前景展望

1.加强核心技术研发以提升转化效率

转化效率较低是制约电氢耦合的主要因素之一。电制氢环节，电解水整体效率为65%～85%，氢发电环节，燃料电池系统整体发电效率为40%～60%。“电-氢-电”过程存在两次能量转换，导致整体效率较低。因此，需要加强电解水和燃料电池核心技术的研发水平。

2.探索合作共赢的电氢耦合商业模式

拓展电网企业、石化企业和发电企业等能源企业的合作模式，探索新能源谷电、弃电制氢和氢储能参与电力调峰的商业模式，探索交通领域的氢电一体化供能服务站和建筑领域综合能源供应站的建设运营模式，共同推进电氢耦合产业规模化发展。

3.促进电力和氢能供应链的协同优化

目前，我国电力供应链和氢能供应链仍各自为战，协同耦合程度较低。亟需考虑氢网与电网的相互作用以及能源需求和供应的时空变化，构建电-氢供应链网络决策优化模型，实现电力和氢能供应链基础设施规划建设和运行调度的协同优化。

4.建立健全电氢耦合标准和政策体系

从绿电制氢、充电加氢一体站、电氢耦合系统容量规划、运行调度等方向，推进电氢耦合的标准化工作。国家层面加强政策顶层设计，地方层面出台具有针对性的扶持激励政策，逐步建立完善的电氢耦合产业链发展政策体系。

本文来源：氢能观察，中能传媒能源智造，中能传媒研究院