氢能有望成电力系统新助手

　　日前，河南省人民政府办公厅印发《河南省氢能产业发展中长期规划(2022—2035年)》，提出推动多能互补耦合发展，发挥氢储能调节周期长、储能容量大的优势，逐步开展氢能在可再生能源消纳、电网调峰等场景的示范应用。探索风、光发电+氢储能一体化应用新模式，实现多能协同供应和综合梯级利用。此外，还提出研究探索可再生能源制氢市场化机制，健全覆盖氢储能的储能调价机制，探索氢储能直接参与电力市场交易。

　　近年来，氢能受国家政策支持，迎来快速发展期。多位业内人士表示，氢能将为新型电力系统发挥重要支撑作用。但同时，目前我国氢能产业仍处于起步和追赶阶段，尚存多重壁垒待打破。

　利好政策密集出台

　　近年来，我国氢能产业进入快速发展窗口期。2021年，《关于组织开展“十四五”第一批国家能源研发创新平台认定工作的通知》《“十四五”工业绿色发展规划》等文件陆续发布，提出鼓励氢能与可再生能源协同发展，推动氢能在化工、冶金等行业的关键技术攻关及多元利用。

　　今年3月，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》，指出氢能是未来国家能源体系的组成部分，是战略性新兴产业的重点方向，是构建绿色低碳产业体系、打造产业转型升级的新增长点，提出要充分发挥氢能清洁低碳的优势。

　　此后，多地密集出台支持氢能产业发展的政策，并积极探索实践。多个省(区、市)将氢能发展规划纳入新能源汽车产业、整体能源发展、战略性新兴产业发展或区域“十四五”规划中;北京、山东、四川、河北、内蒙古5个省(区、市)出台了氢能产业整体发展规划。

　　2021年11月，我国首个万吨级光伏绿氢示范项目——中国石化新疆库车绿氢示范项目启动建设。该项目将全部采用光伏和风电等可再生能源发电制氢，制氢规模达到每年2万吨;2022年8月，内蒙古在鄂尔多斯市举行风光制氢一体化示范项目集中开工仪式。该示范项目投产后，每年可生产绿氢7.2万吨，将广泛应用于重卡汽车燃料、化工、生物医药、冶金原料等方面;2022年9月，通辽市人民政府、中国投资协会、中国天楹股份有限公司达成战略合作，计划在“十四五”期间共同打造通辽千万千瓦级风光储氢氨一体化零碳产业园，其中包括风力发电6吉瓦、光伏发电4吉瓦，重力储能2吉瓦时，绿氢产能5万吨/年，绿氨产能30万吨/年。

　　此外，河北沽源风电制氢、宁夏宝丰光伏制氢、安徽六安兆瓦级氢能示范电站等多个绿氢示范项目也相继亮相。

　　“氢储能可以实现长周期、跨季节、大规模和跨空间储存，其功率和能量可分开配置，功率和容量可独立优化，储电和发电过程无须分时操作。氢储能在放电时间(天至数月)和容量规模(百吉瓦级别)上也具有优势，可满足数天、数月乃至更长时间的储能需求。”中国电科院技术战略中心主任闫华光指出。

　为电力系统提供重要支撑

　　多位业内人士表示，氢能将为新型电力系统的构建发挥重要作用。

　　某环境与能源研究院人士指出，新型电力系统的本质特征是可再生能源装机容量和发电出力比重大幅提升。“而可再生能源，尤其是风电和光伏的时段波动性将对储能容量和长周期性(比如跨季节)储能提出更高要求。电转氢有望成为长周期、大规模储能的解决方案，因为电解水制氢后，能够采用多种方式储存，或掺混到天然气管网中，实现‘电网——气网’融合，通过气网储存较大的冗余，消纳电网输送不了的电。”

　　上述研究院人士表示，在电力供给不足的季节或时段，掺氢天然气或者纯氢采用燃气轮机、燃料电池以及质子交换膜燃料电池等技术发电，可实现气网对电网的补充。

　　氢能作为清洁低碳、灵活高效的二次能源，可在促进新能源高比例消纳、保障电力电量供需平衡等方面发挥重要作用。

　　闫华光认为，氢能能解决未来新型电力系统面临的多个问题，例如，可再生能源大规模消纳的问题、长时间尺度跨季节电力供需不平衡的问题、灵活性调节能力不足的问题，以及多种能源难以互联互通和互补高效利用的问题。

　　“在源侧，通过风光可再生能源就地制氢、传统电源与氢能耦合等场景，可促进可再生能源高效消纳，平衡新能源出力功率波动，提升并网友好性，支撑大规模可再生能源外送。传统煤电耦合新能源、氢能，将有效提升煤电灵活性和清洁低碳水平，促进传统煤电绿色可持续发展。”闫华光分析，在电网侧大规模新能源汇集、负荷密集接入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键节点合理布局氢储能电站，可实现调峰、调频、调压、事故备用、爬坡等多种功能，提高电力系统安全性、可靠性、灵活性。此外，在负荷侧，通过氢能热电联产、分布式电制氢加氢站等场景，氢能可参与电网辅助服务，同时支撑分布式供能系统建设，发挥电、气、热、冷、氢等不同能源系统的耦合互补效应，推动综合能源服务发展，提升终端能源效率和综合供能可靠性。

　经济性偏低是主要障碍

　　“与其他可再生能源相比，氢能发电的优势是不需要依托储能、抽蓄等手段才能克服间歇性和不稳定，并且可以通过绿电和绿氢的相互转换实现全过程绿色低碳。但目前存在的主要问题还是经济性偏低。”中国石油天然气股份有限公司规划总院战略所所长院振刚指出，目前，风、光等可再生能源的发电成本降低，氢转电、电转氢的效率也尚有一定的提升空间。

　　“受技术、经济性等因素的影响，氢能在新型电力系统中的应用仍面临诸多挑战：一是缺少电氢耦合的激励政策、市场机制与规划;二是氢能装备及核心关键技术有待突破;三是绿氢生产成本较高;四是电氢耦合标准体系有待完善。”闫华光指出。

　　闫华光建议，应进一步加强氢能与电力系统的协同规划，开展跨行业、跨学科联合攻关，培育电氢耦合联合科研创新团队，完善电氢耦合标准体系，加强电氢耦合全产业链技术成熟度分析，打造典型精品示范工程，完善可再生能源制氢市场化机制，健全氢储能参与电力辅助服务的价格机制，探索氢储能直接参与电力市场交易。

　　在技术方面，前述某环境与能源研究院人士建议，提高电解水制氢装备对可再生能源时段波动性的响应能力，降低制氢装备成本，提高制氢转换效率。

　　“但从国际上看，目前我国在质子交换膜制氢、燃料电池关键材料和核心零部件以及氢能的多元利用方面仍处于起步和全面追赶的阶段。”院振刚说。