氫電耦合加速升溫

近日，國內首個氫電耦合中壓直流微網在浙江寧波投運。該項目實現氫產業全鏈條相關設備國產化，氫電轉換效率達到世界領先水平。

與此同時，記者在近日舉辦的綠氫制備與現代電力系統論壇上了解到，實現氫電協同可發揮各自優勢，更好促進新能源消納利用，提高能源基礎設施投資與運行效率，共同支撐能源清潔低碳轉型。

發揮各自優勢實現互補

氫電耦合是指氫能和電能互相轉化、高效協同的能源網絡，在用電低谷時將清潔能源電力制氫存儲，在用電高峰時再通過氫燃料電池發電，實現電網削峰填谷。寧波此次投運的示范項目將氫能與風電、光伏等可再生能源耦合運行，同時通過氫能微網，滿足用戶對電、氫、熱多種能源的需求。

據了解，除寧波外，目前國網浙江電力還在杭州、麗水、臺州等地開展了基于工業園區、產業基地、農村、海島等的氫電耦合多場景示范與應用，覆蓋氫電耦合主要應用場景。

“到2060年，新能源占比預計將超過70%，成為裝機和發電的主體。因此，要實現以電網為主、氫能為輔的氫電耦合協同新型能源供給模式，保證綠色能源安全供應和消費。”德國國家工程院院士雷憲章指出。

在業內專家看來，對于電網而言，氫能的兩大功能值得關注，一方面，氫能可吸收脫碳電能，增加電網的靈活性；另一方面，氫能可以減少對化石能源的依賴，幫助電力行業實現綠色轉型。

國網能源研究院張寧表示：“當前，電氣化已成為能源低碳轉型的重要路徑。氫能綠色清潔、靈活高效、易于存儲，可作為原料、燃料和高品位熱源，助力難以電氣化的領域實現深度脫碳。同時，電力系統可充分利用氫能物理可存儲、時空可轉移、形態可轉換的特征，發揮其閑置的或通過改造可利用的可調節特性，滿足電力系統靈活性需求。”

助力新能源消納

張寧認為，近期，新能源消納將以電力系統支撐為主，中遠期，則需充分發揮電制氫調節作用，共同支撐新能源大規模發展。

在張寧看來，氫電協同消納新能源分為受端電-氫協同模式和源端電氫協同模式兩種。具體來看，受端電-氫協同模式下，可將西北部地區富余的新能源電力通過輸電線路轉移到中東部地區，并在東部靠近負荷中心的地方制氫，或就地儲存、利用，或通過燃氫機組發電，作為負荷中心電網的電壓支撐和備用容量。

“在源端電氫協同模式下，可在風光資源豐富的西北部地區大規模部署電制氫、儲氫、燃氫機組等設備，支撐新能源消納和送出。生產的氫氣既可供本地用戶使用，也可通過燃氫機組再次發電，作為電化學儲能、抽水蓄能及調節電源的重要補充，保障電網外送功率的相對穩定可控。”張寧指出，在新能源富集地區制氫后，還可通過輸氫管道進行輸送，形成新能源多元化配置體系，另外也可以將氫氣就地在附近的化工廠或交通樞紐站等進行應用，滿足本地用氫需求。

清華四川能源互聯網研究院智慧氫能實驗室主任林今認為，利用便宜的氫轉移負荷，將風光氫儲一體化系統用虛擬電廠的方式參與總體電力市場中，從而增加收益，降低碳排放的同時減少調峰等其他方面附加的相關成本，可實現電網和綠氫之間雙贏。

仍需跨過成本、技術關

盡管氫電耦合模式漸受關注，但當前氫能產業仍處于發展初期，實現氫電協同互補仍需跨過諸多關卡。

林今指出，目前綠氫與電網的交互和接入方式有三種不同模式，分別為電網調峰型、電網友好型、工藝離網型。在制氫過程中往往需要和化工相結合，這要求綠氫制取要滿足安全、穩定、長周期、滿負荷、優化運行。同時，由于關鍵儲運技術薄弱、制造工藝及效率問題尚待解決，大部分地區制氫成本仍居高不下，綠氫作為實現電氫耦合的關鍵，其終端價格需進一步降低。

“想實現綠氫產業規模化發展就需要往離網方向發展，通過堅持宜電則電、宜氫則氫的基本原則，實現綠色和經濟性這兩個根本目標。”林今補充說。

不過，張寧提醒，如果采用離網模式，綠氫廠商與電網企業應圍繞電制氫設備作為高度可調節負荷參與電網調峰、調頻服務開展合作，并推進相關氫電協同模式落地應用與推廣。

張寧認為，要推動綠電-氫全產業鏈和全供應鏈技術進步、提高其經濟性實現多元化，需要在新能源高效開發、“雙高”電力系統穩定運行、綠電制氫、氫能儲運技術等關鍵核心技術方面攻關突破。“如在火電機組減排領域聚焦超低排放發電和CCUS技術，在氫氣高效利用開發方面，重點推進生產、儲存、轉化利用等技術路徑。”