近年来，氢能以来源丰富、绿色低碳、应用前景广阔等优势在新能源领域广受关注。氢兼具原料和燃料双重属性，在新型电力系统中，氢能是可再生能源发电的重要载体，也是连接可再生能源电力及多元化终端用能需求的重要媒介。

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“双碳”目标下，我国氢能产业发展步入快车道

根据中国氢能联盟与石油和化学规划院统计，2021年，我国氢气产能约4100万吨，产量约3300万吨。其中，可再生能源电解水制取氢气（绿氢）约占1%。

记者梳理发现，目前，我国制氢以化石燃料制氢为主，约占我国制氢产能的96%。生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术仍处于开发阶段，我国制氢技术尚存在较大提升空间。

氢能作为清洁低碳能源，近年来在国家政策的大力支持下，被广泛应用于化工、交通、能源电力、建筑等领域。我国通过加强顶层设计、推动技术攻关、强化试点示范等措施，积极引导氢能产业健康有序发展。2019年，氢能被首次写进《政府工作报告》，各地扶持政策逐步涌现；在能源法（征求意见稿）中，明确将氢能纳入能源体系管理；印发《氢能产业发展中长期规划（2021~2035年）》，从氢能产业创新体系构建、基础设施建设、多元化示范应用、制度保障体系建设等方面制定政策措施，推动氢能产业发展。

在政策的引导下，全国各地也加快了产业布局，我国氢能产业发展呈现良好发展势头。截至目前，全国20多个省（区、市）已发布氢能规划和指导意见共计200余份；长三角、粤港澳大湾区、环渤海三大区域氢能产业呈现集群化发展态势；我国累计生产燃料电池汽车超9000辆，建成加氢站超250座，在制氢、燃料电池商用车生产和加氢站布局三个方面已领先全球。电解水制氢和氢燃料电池两大关键技术取得重要突破，部分性能参数达到国际先进水平，成本大幅降低。北京冬奥会期间，搭载自主氢燃料电池电堆的200辆大巴车，出色完成了冬奥会延庆赛区和北京赛区交通保障任务，全面验证了自主氢燃料电池技术的耐受能力和安全性。

值得关注的是，基于政策的驱动与引导，目前我国氢能行业虽已逐步建立起“制储运加用”等较完整的产业链，初步具备了规模化发展的基础，但氢能产业核心技术、关键零部件依赖进口，以及产业配套能力不足等问题仍待解决。

对此，业内专家表示，一是要统筹规划氢能产业布局、加强产业顶层设计，重视我国目前产业整体水平与发达国家之间的差距。根据国情制定产业政策，完善监管部门职责，建立长期产业激励政策，与研发能力强、有技术资源优势的企业合作推进氢能产业发展。二是攻克核心技术瓶颈、加快实现国产化。加快技术创新，集中上下游优势，在氢能储运装备、燃料电池等关键部件上提高国产化水平。三是要重视氢能产业基础设施建设和下游多元化应用，氢能产业发展的关键环节是基础设施建设。我国可以根据未来长远目标做好战略布局，积极开发氢能下游产业应用新领域。

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氢能在新新型电力系统的作用

氢能在新新型电力系统的作用有四条路线：第一是促进新能消纳；第二是储能；第三是电制氢本身对电网来说是用电的负荷，它可以实现电力系统的灵活调节；第四是可以促进多种能源互联互通，电和其他的燃料之间可以真正融合成互联网，促进能源供应的可靠性。

如果未来可再生制氢发展起来，它将成为重要的负荷。我们研究了PEM（质子交换膜）制氢和碱性制氢，在爬坡能力和负荷调节能力曲线上，比较好的电制氢装备都可以做到毫秒级的响应，从发指令一直到爬坡实现目标值、期间大概200毫秒，可以实现灵活调节、快速响应电网，实现调峰调频和电源控制等支撑电力系统的辅助服务。

另外一个特性就是储能特性。国际上成立了长时间储能委员会，据其预测未来新能源发展趋势是逐步增快的，当电力系统中60%和70%的电力是来自新能源时，从理论上就需要跨季节长时间储能。我们也做了分析，假定60%的电由风光和新能源供给，通过仿真来看，冬季出现了数次持续数天的电力供需失衡，意思是原来煤电或者加上抽水蓄能之后调节能力仍然不够，这种情况下氢储能的作用就会得到充分发挥。

通过比较各种储能技术，抽水蓄能可以持续十几个小时，目前只有氢储能可以做到长时间、跨周期的储能，它的效益在长时间储能可以充分凸显。而我们未来正需要构建以具有能量调节功能的短时长时互补储能系统。

但因为电制氢相对来说效率比较低，如何使用氢能是未来的重要选择。氢能的应用场景主要有以下几类。

电源侧的应用场景，是为了解决弃风弃电，可再生能源制氢可以消纳富余的新能源，也可以并在电网上。另外像宁夏宝丰、新疆库车，有些大规模风电光伏全部是自发自用、就地制氢，多余的再外送。与此同时，煤电可以耦合制氢，大大提升煤电灵活性。风电制氢在国外已经有了工程实践，尤其是在德国，因为高压输电线路建设不是太完善的，高压的输电线路征地手续相当复杂，所以大量北部的风电很难向南部进行输送，所以他们利用风电进行就地消纳，解决风电输送的问题。

电网侧应用就是氢储能电站，通过电-氢-电的转化模式，当前转化效率很低，但是未来随着新能源进一步比例提升，会有一定的应用需求。目前张家口已经有了200兆瓦的电制氢示范项目，建设了储氢到氢发电的全链条氢储能电站。它的收益来源依靠售氢和参与电力辅助服务，单独的售氢经济性并不是很好，如果和电力系统互供起来会有参与辅助服务的收益。

负荷端制氢应用场景，目前这类绿氢工程主要是集中在西北、华北、东北三北地区。我们把西北、东北、华北的新能源基地的电往东南输送，在有些特定场景下可以就地制氢。另外还有氢能的热电联供，在特定场景下它的电效率肯定很低，氢发电50-60%，如果加上热电同时供热的话，它的效率可以做到90%。这样在有些特定的园区供热场景下，氢能的热电联供系统也可以实现经济性的分析，可以提升供电可靠性，也可以和电网进行互动。目前，国网在安徽六安首个兆瓦级分布式电制氢的电站，还有在浙江台州的百千瓦级氢能源示范工程，国网平湖氢光储充一体化为农业和电动汽车、氢燃料电池车供氢供电一体化电站等，都做了示范性的工程。

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氢能在新型电力系统中有何价值？

10月31日，国内首个水光氢生物质近零碳示范工程投产。该项目是浙江丽水全域零碳能源互联网综合示范工程，也是国内首个基于乡村场景的氢电耦合项目。这是国网浙江公司着力推进的浙江省四大“氢电耦合”示范项目之一。

国网浙江公司将在在杭州、宁波、台州、丽水四地，从基于工业园区、产业基地、乡村、海岛等多场景应用，对“可离网型风/光/氢燃料电池直流互联与稳定控制技术”进行实证。

除了这四个应用场景，我国还有多个氢电耦合示范工程，正在验证这氢能将在新型电力系统中的作用。

国网浙江电力的四个项目

乡村：浙江丽水项目坐落于浙江省丽水市缙云上湖，建设一套水光氢生物质零碳能源示范系统，配置质子交换膜电解制氢系统、储氢系统、甲烷化单元生物天然气系统、高温燃料电池系统、35兆帕撬装式加氢系统，并预留工业用氢接口。项目利用可再生能源制取氢气并存储，拟在企业生产中投入氢能使用。通过氢气加沼气合成生物天然气的技术示范，实现氢气和生物质联合储能应用，产生的天然气可满足企业食堂的燃气及日常热水等使用需求，可满足仓储基地2台3.5吨氢能叉车加氢，利用燃料电池发电，同时将系统中产生的热能进行供热。

工程能够实现从清洁电力到清洁气体转化，形成可复制推广的可再生能源与氢能多元融合的一体化供能方案，是浙江省全面推进“高弹性电网”建设，聚焦氢能等储能载体与电网耦合发展，率先实现“双碳”目标提供可操作的经典范例。丽水项目由中国能建浙江火电承建。

海岛：在台州的项目是针对风电+氢能综合利用的实证平台，位于大陈岛，也是全国首个海岛“绿氢”综合能源示范工程，已经于今年7月投入运营。工程利用海岛丰富的风电电解水制取氢气，将为我国可再生能源制氢储能、氢能多元耦合与高效利用提供重要示范。投运后，每年可消纳岛上富余风电36.5万千瓦时，产出氢气73000标方，这些氢气可发电约10万千瓦时，减少二氧化碳排放73吨。

项目利用海岛风电，通过质子交换膜技术电解水制氢，应用了制氢/发电一体化变换装置，构建了制氢—储氢—燃料电池热电联供系统。能够将晚上的富余风电制氢储能，留到白天用电高负荷时使用。不仅如此，绿氢工程的制氢、储氢、发电系统，可在常规电力系统检修、故障导致停电期间，作为附近用户的应急电源使用。据了解，200Nm3（标准立方米）储氢系统储氢量，可满足氢燃料电池发电系统持续发电时长约2.5小时，增强了电网安全负荷保障和持续供电能力。

产业基地：宁波慈溪氢电耦合直流微网示范工程是在今年6月开工。工程位于慈溪滨海经济区，是将氢能与风力、光伏等可再生能源耦合运行，在能源供给侧促进清洁能源100%消纳，减少供给侧碳排放。同时，通过氢能支撑的微网，满足用户对电、氢、热多种能源的需求，实现从清洁电力到清洁气体能源转化及供应的全过程零碳，助力氢能终端应用，加速消费侧深度脱碳。投运后，每日可满足慈溪滨海经济开发区10辆氢能燃料电池大巴加氢、50辆纯电动汽车直流快充需求。未来，将形成集科研、制取、储运、交易、应用为一体的氢能产业体系，加速当地氢能产业集群高质量发展。工程是由中国能建浙江火电承建。

工业园区：浙江杭州低碳氢电耦合应用示范项目位于杭州格力园区，于2021年10月启动建设，是浙江省融合柔性直流、氢电耦合、多能互补的低碳园区。投运后，格力电器杭州生产基地可利用清洁能源与电网谷电制备氢气，最大供氢量每天可达200千克。这些氢气将供给基地的氢燃料大巴车和物流车使用。制氢时产生的氧气将用于空调生产焊接助燃，系统运行产生的余热可供高温注塑使用。该项目预计每年可减少基地用能成本约256万元，减少碳排放860吨。基地的单位产值能耗可下降约22%，每天需要的大电网负荷从6400千瓦减至5010千瓦以下。工程是由龙源电力承建。

国内其他氢电耦合项目

国网浙江电力之所以发起这四座氢电工程，是因为国网浙江电科院承担了国家2020年重点研发计划“可离网型风/光/氢燃料电池直流互联与稳定控制技术”，并拿出了成果，四座工程作为实证平台，不仅为工程所在地提供洁净能源互换，同时也为国网浙江电力全面推进“高弹性电网”建设，支持浙江省率先实现“双碳”目标提供可操作的经典范例。

越来越多的业内人士认为，氢储能参与新型电力系统建设已经具备经济性。电化学储能时间短，容量规模等级小，目前主要用于电网调频调峰、平滑新能源出力波动性，实现小时级别的短周期响应与调节，而氢储能具有储能容量大、储存时间长、清洁无污染等优点，在大容量长周期调节的场景中，氢储能在经济性上更具有竞争力。利用氢能电站快速响应能力，将为新型电力系统提供灵活调节手段。

除了这四座氢电耦合项目，另外还有几个氢电耦合项目。一是冬奥会期间张家口曾经实践过的用户端氢电互补应用耦合场景，即通过氢能和电能的协同支撑，满足用户多样化、低成本、高可靠性用能需求。

二是浙江首个分布式氢电耦合实验方舱。在今年7月在浙江衢州投运。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。方舱配置 10 千瓦光伏板，配套搭建 3 台新能源汽车充电桩，固体储氢罐可储存 35 立方米氢气，可同时供 5 辆新能源车充电。

三是深圳市光明区公明氢电耦合综合能源示范站。该45MPa氢电气耦合站隶属深圳市深燃燃气技术研究院，占地面积约3000m2，加氢能力1000kg/天，并同时具备充电桩和制氢功能，可解决深圳地区加氢站从无到有的问题。

四是今年7月安徽投运的六安兆瓦级氢能综合利用示范工程。从2019年开始，国网安徽电力联合中国电科院、国网智能电网研究院有限公司、清华大学、中国能建、大连化物所等专业力量开展技术攻关，历经近3年时间，先后突破膜电极兆瓦级放大产生的传质电压损失等20余项技术瓶颈，自主研制兆瓦级质子交换膜电解槽、兆瓦级质子交换膜氢燃料电池等国内首台首套设备，成功实现整站从绿电到绿氢再到绿电的零碳循环。额定装机容量1兆瓦，占地面积7000余平方米，主要配备兆瓦级质子交换膜制氢系统、燃料电池发电系统和热电联供系统、风光可再生能源发电系统、配电综合楼等。

除了国家电网之外，国家电投近期也承担了一个氢电耦合研究项目。今年10月，国家能源局2022年度储能研究课题评审结果公示，国家电投集团综合智慧能源科技有限公司承担《氢储能与电力系统耦合集成发展及商业模式研究》，探索氢储能助力新型电力系统发展的关键路径。智慧能源（国核电力院）项目团队采取电氢双业务板块协同模式，初步形成电-氢耦合路径、商业模式设计以及氢储能分场景分区域产业发展布局等成果。目前已全面铺开课题研究。

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氢能在新型电力系统应用所面临的挑战与发展建议

第一，氢能的大规模制氢和电网电力系统规划是分属于不同的部门，制氢大多数是石油化工企业，电网是电力系统，规划协同还不够、机制和政策缺乏全方位支撑。

第二，现在部分卡脖子的关键技术受制于人，接入电网等一些技术和参与电网辅助服务的工作等需要进一步验证。

第三，经济性和全生命周期评价标准，还有产品和工程应用可靠性需要进一步验证。现在氢能毕竟是初级示范阶段，国内外各种设备、各种技术路线的寿命、长时间运行还需要进一步验证。

第四，安全性，任何一个能源发展安全性是第一位的，刚开始就需要把安全提到最高的高度。

在氢能领域面临着刚刚开始的阶段提出四个建议：

第一，要强化顶层设计，氢能不是单独一个行业的事，需要多行业进行融合，多行业的利益进行平衡，建议氢能布局和新型电力系统建设的规划包括电网规划要衔接，包括要推出应用路线图和政策设计。

第二，电氢需要进一步耦合，按照电力系统中预计，在实现碳中和的阶段，20-30%新能源电量全部被氢用了。如果说电力行业和氢能专业不能进一步融合的话，很难发挥作用。

第三，标准体系的完善，国家已经做了一些标准体系，但是电氢之间的标准体系还没有推进，目前正在谋划。

第四，典型示范工程，打造典型的示范项目工程进行技术路线即商业模式验证，包括试验基地进行多种技术路线验证。目前国家政策主要是在氢燃料电池示范城市有些补贴，国家切入点是从交通领域来切入的，所以我们要和燃料电池示范城市进行融合，打造电氢一体化的示范工程。

文章来源： 国际能源网，能源新闻，北极星氢能网