黨的二十大報告提出，加快規(guī)劃建設新型能源體系，積極參與應對氣候變化全球治理。能源領域是碳達峰碳中和的主戰(zhàn)場，面臨著減碳脫碳的嚴峻挑戰(zhàn)。
相比于傳統(tǒng)能源體系，新型能源體系在供給與消費側、技術創(chuàng)新以及市場機制等方面具有新特征：供給側實現(xiàn)新能源跨越式高質量發(fā)展，替代化石能源成為能源供應主體，煤炭清潔高效利用同步推進；需求側實現(xiàn)電氫深度耦合互補，電能、氫能成為能源終端消費的主要形態(tài)；技術上實現(xiàn)氫能與燃料電池、碳捕集利用與封存、先進儲能等顛覆性技術的大規(guī)模、低成本應用；市場機制上實現(xiàn)全國統(tǒng)一的電力、煤炭、油氣、氫能等能源市場以及碳排放權交易市場的成熟建設。
電氫耦合是我國新型能源體系建設及“雙碳”目標順利實現(xiàn)的重要路徑之一。據(jù)國際可再生能源署預測，到2050年，電力在我國終端能源消費的比重將增長至47%。據(jù)行業(yè)機構預測，到2060年，氫能在我國終端能源消費中比重約為20%。
電氫耦合應用場景豐富
當前，電氫耦合應用場景豐富多元，主要包括以下幾類：
可再生能源電解水制氫、氫能就近綜合利用場景。在我國西北、華北、東北等可再生能源豐富地區(qū)建設大規(guī)模電解水制氫廠，制取的綠氫就近輸送給當?shù)毓I(yè)、交通等終端領域使用，從而大幅增加可再生能源消納利用、實現(xiàn)終端領域的深度脫碳。
“源網(wǎng)荷”多側氫儲能應用場景。氫儲能具有儲能容量大、儲存時間長、清潔無污染等優(yōu)點，能夠在電化學儲能不適用的場景發(fā)揮優(yōu)勢，可在電力系統(tǒng)的“源網(wǎng)荷”側布局氫儲能。在電源側，發(fā)揮棄電制氫、平抑功率波動、跟蹤計劃出力等功能；在電網(wǎng)側，發(fā)揮提供調峰輔助容量、緩解輸配線路阻塞等功能；在負荷側，發(fā)揮電力需求響應、電價差額套利、應急備用電源等功能。
特高壓輸電、受端制氫場景。我國綠氫供應中心和氫能消費中心呈地理上的逆向分布，氫的運輸是連接氫氣生產(chǎn)端與需求端的關鍵橋梁。截至2020年底，我國已投運“14交16直”共30條特高壓工程，且綠氫的輸送通道和特高壓輸送通道基本重合。因此，可合理利用特高壓通道長途輸電，在受端建設大規(guī)模電解水制氫廠進行直接制氫，從而解決氫能長距離運輸成本過高和特高壓通道利用率不足的問題。
偏遠地區(qū)電氫微電網(wǎng)場景。部分偏遠的鄉(xiāng)村和海島地區(qū)配電基礎設施建設滯后，電網(wǎng)整體網(wǎng)架結構薄弱，難以充分滿足當?shù)鼐用袢找嬖鲩L的用電需求。通過離網(wǎng)電氫微電網(wǎng)方式，將燃料電池作為偏遠地區(qū)電源，解決山區(qū)或偏僻地區(qū)保電、供電難問題，并以熱電聯(lián)產(chǎn)方式，滿足用戶多種用能需求，整個過程污染性低，環(huán)境友好性強。
油氫電綜合能源合建站場景。利用現(xiàn)有的加油站、充電站網(wǎng)點資源建設油氫電一體化的能源網(wǎng)點，不僅可以有效節(jié)約土地成本，解決現(xiàn)有加氫站土地規(guī)劃、行政審批等問題，還可以依靠已有加油站銷售網(wǎng)絡，為客戶提供更方便、更多元的能源供應服務。
電氫耦合面臨多重挑戰(zhàn)
目前我國電氫耦合產(chǎn)業(yè)仍處于起步階段，還面臨著多方面挑戰(zhàn)。
技術層面挑戰(zhàn)。電解制氫方面，我國堿性電解水制氫技術已經(jīng)實現(xiàn)國產(chǎn)化，掌握了大型單槽制造技術，處于國際領先水平。質子交換膜電解水制氫技術中，隔膜、電極及催化劑等關鍵技術裝備尚未實現(xiàn)國產(chǎn)化，與國際先進水平存在一定的差距。燃料電池方面，技術儲備和工程應用相對薄弱。部分電堆材料、核心部件研發(fā)應用已經(jīng)取得了顯著進展，但尚未經(jīng)過長時間工程驗證。
成本層面挑戰(zhàn)。現(xiàn)階段，煤制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫的成本約為每千克10——12元，綠氫成本達到每千克25——30元，綠氫制取成本中占比較高的是電價和制氫設備成本。電解設備方面，堿性電解槽、質子交換膜電解槽成本分別大約為2000——3000元/千瓦、7000——12000元/千瓦。制氫設備成本在技術進步和規(guī)模效應的雙重作用下將加速降低，未來堿性電解水成本降幅潛力預計為20%左右，質子交換膜成本降幅有望達到40%。
標準層面挑戰(zhàn)。截至目前，市場監(jiān)管總局已批準發(fā)布氫能領域國家標準101項，但主要集中在氫能應用燃料電池技術方面，其他領域氫能技術標準相對薄弱，且有相當部分標準的制定年限較為久遠，現(xiàn)階段適用性不強。電氫耦合標準體系有待進一步完善，可再生能源制氫、新型氫儲能、電氫耦合運行控制、氫燃料電池發(fā)電與熱電聯(lián)產(chǎn)方面還存在標準體系不健全甚至空白等問題。
政策層面挑戰(zhàn)。機制方面，盡管《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021——2035年）》明確了氫的能源屬性，但我國的氫氣屬性仍劃歸在危化品生產(chǎn)領域，必須進入化工園區(qū)制氫，同時還需取得危化品生產(chǎn)許可證。此外，加氫站建設用地僅局限于商業(yè)用地，這大幅制約了氫能規(guī)模化發(fā)展。補貼方面，僅有成都等少數(shù)城市提出給予0.15——0.2元/千瓦時的電費優(yōu)惠，國家層面電制氫環(huán)節(jié)配套激勵政策仍不完善。
電氫耦合發(fā)展相關建議
集中力量攻關核心技術。挖掘新型能源體系在不同階段對電氫耦合關鍵技術的訴求，分階段量化電解制氫、燃料電池等技術的研發(fā)目標，形成“電氫耦合技術攻關路線圖”。電解方面，突破適用于可再生能源電解水制氫的各類關鍵技術，提升負載調節(jié)能力、轉化效率、單槽規(guī)模等性能；燃料電池方面，開展分布式發(fā)電、熱電聯(lián)產(chǎn)關鍵技術攻關，推動燃料電池向長壽命、大規(guī)模、高效率方向發(fā)展。
多措并舉降低綠氫成本。一方面，拓展電力企業(yè)、氫能企業(yè)、石化企業(yè)等能源企業(yè)的合作模式，探索新能源谷電棄電制氫、氫儲能參與電力調峰、合同能源管理等商業(yè)模式，疏導電氫耦合項目成本。另一方面，推動氫能產(chǎn)業(yè)與碳交易體系協(xié)同。將制氫行業(yè)的重點排放單位納入碳排放權交易體系，推動不同生產(chǎn)工藝下的碳排放核算方法體系建設，制定合理的碳配額分配方法和制度，同時建立完善的綠氫認證體系，提升綠氫競爭力。
標準先行健全產(chǎn)業(yè)規(guī)范。開展現(xiàn)有標準的適應性研究，加快推動大規(guī)模可再生能源電解水制氫、制氫加氫一體站、氫儲能電站、氫燃料電池、氫燃料電池汽車等相關標準的制修訂工作，統(tǒng)籌推進氫能行業(yè)標準與國家、團體相關標準協(xié)調一致的新型標準體系建設，標準從數(shù)量規(guī)模型向質量效益型轉變。同時，開展標準驗證，促進工程標準化建設和規(guī)范化管理，進一步提升標準化水平。
頂層部署加強政策設計。建議修訂完善氫能相關法律法規(guī)，明確氫能作為“危化品”和“能源”的邊界條件，國家層面明確監(jiān)管和審批主體部門，可參照天然氣及液化天然氣的管理模式，適當放寬氫能準入條件。國家層面加強電氫耦合專項規(guī)劃和政策設計，對綠氫制取企業(yè)在用電方面給予適當價格補貼，引導和鼓勵有條件的各類資本設立氫能產(chǎn)業(yè)基金，逐步建立完善的電氫耦合產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展政策體系。（作者單位：華北電力大學新能源電力與低碳發(fā)展研究北京市重點實驗室）
