6月15日，2020年国家重点研发计划专项的配套示范工程——国内首个氢电耦合中压直流微网在浙江宁波投运。该项目实现了氢产业全链条相关设备全部国产化，氢电转换效率达到世界领先水平。

国内首个氢电耦合中压直流微网投运

整个项目由“绿电”和“绿氢”两部分组成。“绿电”即建设了4兆瓦的光伏电站，“绿氢”则覆盖了制氢、储氢、加氢的氢能利用全产业链。

该项目位于宁波慈溪滨海经济开发区，园区内可再生能源资源丰富，光伏装机超过50万千伏安。工程占地12600平米，以"电-氢-热"综合能量管理系统为中枢，以±10千伏、±375伏直流母线为主干网架，依托4兆瓦光伏、0.2兆瓦风电产生的绿电，支撑400千瓦的制氢机和10台60千瓦直流充电机运行。

此外，该项目还配置3兆瓦/6兆瓦时电池储能和240千瓦燃料电池，可在电网急需时短时支撑电网运行。项目可离网连续运行168小时，每日可满足10辆氢能燃料电池汽车加氢、50辆纯电动汽车直流快充需求。

该项目是国家电网首个氢能国家重点研发计划《可离网型风/光/氢燃料电池直流互联与稳定控制技术》重点专项的配套项目，也是浙江省"十四五"新型电力系统建设试点示范工程。

氢电耦合，应用前景广阔

氢电耦合直流微网是指氢能和电能能够互相转化、高效协同的能源网络，在用电低谷时利用清洁能源制氢存储，在用电高峰时再通过氢燃料电池发电，实现电网削峰填谷。该示范工程将电、氢、热等能源网络中的生产、存储、消费等环节互联互通，实现多种能源的协同转化与调配，形成以电为中心的电氢热耦合能源互联网示范。

据了解，除宁波外，目前国网浙江电力还在杭州、丽水、台州等地开展了基于工业园区、产业基地、农村、海岛等的氢电耦合多场景示范与应用，覆盖了氢电耦合主要应用场景。

“氢比较适合于长时间的能量存储，其存储特性与电化学储能互补，有助于在新型电力系统中实现对能源长周期性波动的调节。宁波氢电耦合示范工程既有电化学储能也有氢储能，通过风电、光伏等波动性电源来制取氢气，既可以平抑新能源出力的波动，也可以与电化学储能配合，相当于在源荷之间加了一个很强的缓冲器，能实现波动性电源和不确定性负荷之间的全时间尺度平衡。”国网浙江电科院氢能专家章雷其表示，随着新能源渗透率的快速提高，氢电耦合成为实现高比例新能源电力系统稳定运行的一种重要方式。

据全球能源互联网组织预测，到2050年，我国电制氢规模将达到5000万吨，折合电能约30000亿千瓦时。佛山环境与能源研究院副院长王子缘表示：“氢能跨时段、跨季节的调节周期长、储能容量大，在可再生能源丰富的区域，可以依托高效电解水制氢、氢储能技术实现规模化、稳定的可再生能源消纳、能源转换、储存与控制，并通过燃料电池技术为基础发电调峰。”

业内人士指出，氢电耦合是实现100%可再生能源消纳、100%零碳电力供给的重要手段。在供给侧，以电网为平台，通过氢能和可再生能源耦合运行，可以促进可再生能源就地或并网消纳；在消费侧，氢在交通、化工、钢铁、半导体等领域有着广泛的应用前景，可有效减少消费侧碳排放。

氢电耦合，助力新能源消纳

张宁认为，近期，新能源消纳将以电力系统支撑为主，中远期，则需充分发挥电制氢调节作用，共同支撑新能源大规模发展。

在张宁看来，氢电协同消纳新能源分为受端电-氢协同模式和源端电氢协同模式两种。具体来看，受端电-氢协同模式下，可将西北部地区富余的新能源电力通过输电线路转移到中东部地区，并在东部靠近负荷中心的地方制氢，或就地储存、利用，或通过燃氢机组发电，作为负荷中心电网的电压支撑和备用容量。

“在源端电氢协同模式下，可在风光资源丰富的西北部地区大规模部署电制氢、储氢、燃氢机组等设备，支撑新能源消纳和送出。生产的氢气既可供本地用户使用，也可通过燃氢机组再次发电，作为电化学储能、抽水蓄能及调节电源的重要补充，保障电网外送功率的相对稳定可控。”张宁指出，在新能源富集地区制氢后，还可通过输氢管道进行输送，形成新能源多元化配置体系，另外也可以将氢气就地在附近的化工厂或交通枢纽站等进行应用，满足本地用氢需求。

清华四川能源互联网研究院智慧氢能实验室主任林今认为，利用便宜的氢转移负荷，将风光氢储一体化系统用虚拟电厂的方式参与总体电力市场中，从而增加收益，降低碳排放的同时减少调峰等其他方面附加的相关成本，可实现电网和绿氢之间双赢。

氢电耦合，仍需跨过成本、技术关

尽管氢电耦合模式渐受关注，但当前氢能产业仍处于发展初期，实现氢电协同互补仍需跨过诸多关卡。

林今指出，目前绿氢与电网的交互和接入方式有三种不同模式，分别为电网调峰型、电网友好型、工艺离网型。在制氢过程中往往需要和化工相结合，这要求绿氢制取要满足安全、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，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。

“想实现绿氢产业规模化发展就需要往离网方向发展，通过坚持宜电则电、宜氢则氢的基本原则，实现绿色和经济性这两个根本目标。”林今补充说。

不过，张宁提醒，如果采用离网模式，绿氢厂商与电网企业应围绕电制氢设备作为高度可调节负荷参与电网调峰、调频服务开展合作，并推进相关氢电协同模式落地应用与推广。

张宁认为，要推动绿电-氢全产业链和全供应链技术进步、提高其经济性实现多元化，需要在新能源高效开发、“双高”电力系统稳定运行、绿电制氢、氢能储运技术等关键核心技术方面攻关突破。“如在火电机组减排领域聚焦超低排放发电和CCUS技术，在氢气高效利用开发方面，重点推进生产、储存、转化利用等技术路径。”

文章来源： ​中国能源报，华夏能源网，全国能源信息平台