面向新型电力系统的电氢耦合应用场景与展望

许传博  雍星楷

华北电力大学经济与管理学院、新能源电力与低碳发展研究北京市重点实验室

2022年3月，国家发展改革委与国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，氢能产业被确定为战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。氢能与电能同为二次能源，具有来源广泛、燃烧热值高、低碳环保及应用场景丰富等优点，被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源。电氢耦合体系能够有机结合电能与氢能的优势特性，推动多能源互联互济与源网荷储深度协同，是“双碳”目标下新型电力系统构建的重要载体。

一、新型电力系统对氢能的诉求

随着新能源大规模并网和新型用能设备的广泛接入，新型电力系统将呈现“双高”（高比例新能源接入、高电力电子设备）、“双峰”（夏、冬季负荷高峰）和“双随机”（供给侧、需求侧随机性）的特性。因此，新型电力系统的建设存在以下三方面迫切需求：

一是新型电力系统构建理念将由传统的“源随荷动”演进为“荷随源动”甚至“源荷互动”。传统灵活性资源以源侧各类可调节电源及抽水蓄能电站为主，调节能力相对有限，源荷双侧灵活性资源潜力尚待进一步挖掘。

二是构建新型电力系统的关键在于统筹发展不同功能定位的储能。新能源成为主体电源后如何实现和保障不同时间尺度上的电力电量平衡是核心问题。电化学储能主要解决电力系统中短期尺度的削峰填谷，但难以应对周、月等长期尺度尤其是季、年等超长期尺度下电力电量的不平衡问题，亟需引入跨季节、大规模、长时间储存的储能技术。

三是实现碳中和目标将高度依赖电气化，尤其是新能源电力。然而，单纯依靠电气化难以实现重卡运输、铁路货运、航空航天等交通领域和冶金、水泥、化工等工业领域的深度脱碳。因此，广义的新型电力系统亟需集成深度脱碳的能源品种。

面对以上诉求，氢能恰好可发挥关键作用：

1.源侧富余新能源就地制氢、荷侧分布式动态响应

在电源侧，利用电解水制氢将间歇波动、富余电能就地转化为绿氢，在提高新能源消纳水平，解决弃风、弃光问题的同时，还可满足当地的工业、交通和建筑等领域的氢能需求。当前绿氢平均制取成本是灰氢的2～3倍，利用廉价的弃电制氢可以大幅降低绿氢的制取成本。此外，随着电力现货市场建设的不断成熟，利用新能源富余时段的低谷电价制氢，绿氢经济性会得到提升，从而帮助绿氢产业快速度过成本瓶颈期。

在负荷侧，氢燃料电池分布式电站和分布式制氢加氢一体站可作为高弹性可调节负荷，快速响应不匹配电量。前者直接将氢能的化学能转化为电能，用于“填谷”；后者通过调节站内电制氢功率进行负荷侧电力需求响应，用于“削峰”。

2.氢储能可实现电能的跨季节、大规模、长时间储存

储能对于促进新能源高比例消纳、保障电力安全供应和提高电力系统运行效率具有重要作用。电力系统中应用较多的电化学储能持续放电时间为分钟至小时级，主要适用于超短周期（毫秒至秒级）和短周期（分钟至小时级）的调节场景。抽水蓄能具有大规模能量吞吐能力，但其开发建设条件非常严苛且对生态影响严重。氢储能是以氢气的形式进行存储，方式多样化，包括液化储氢、压缩储氢以及金属氢化物储氢等，存储规模可达百万千瓦级，存储时间跨度从小时到季节。在大容量长周期调节的场景中，氢储能比电化学储能更具有经济竞争力。

3.氢能可助力实现深度脱碳

我国是工业化大国，冶金、水泥、化工等工业领域需要使用化石能源作为还原剂或原料等，这些领域所消耗的化石能源无法用电力来替代。氢能具有两重属性，它不仅是一种能源，还是一种重要的工业原料，可替代化石燃料作为还原剂。此外，在重卡运输、铁路货运、航运和航天等交通领域，电能替代难以规模化应用，而液态氢能作为高能量密度、高燃烧热值的燃料，可在这些场景发挥重要作用。

未来终端能源体系将是“绿电+绿氢”的互补稳健体系，广义上的新型电力系统是电网和氢网的互补，对于提升我国能源系统清洁性和安全性意义重大。

二、氢能“制储输用”与电能“源储网荷”耦合应用场景

2021年10月，中共中央、国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，指出统筹推进氢能“制储输用”全链条发展。氢能在“制储输用”环节与电能“源储网荷”会产生紧密的耦合关系。

1.电源侧与制氢耦合

电源侧与制氢耦合包括“电-氢”和“电-氢-电”两种应用场景。第一种场景是利用先进电制氢技术的高度可调节负荷特性，将风、光等新能源发电产生的富余电量转换为氢能进行储存，减少弃风、弃光的同时，满足当地化工厂和加氢站的用氢需求；第二种场景是当新能源发电量出现不足时，采用氢燃料电池将储氢罐中的高压氢能转化为清洁电能并网。

2.储能侧与储氢耦合

氢储能被明确纳入“新型储能”，其在能量密度、储能时长、地域转移上优势明显，而在能量转换效率、响应速度等方面则相对较差。电化学储能性质则恰恰相反，因此氢储能与电化学储能在周期上、规模上、空间上可互为协同、互为补充，二者有机形成的混合储能可以更好地支撑未来新型电力系统的平稳运行。

3.电网侧与输氢耦合

我国绿氢的经济性资源与氢能的需求呈地理上的逆向分布。西北地区由于风、光资源丰富，绿氢制取成本相对较低，而国内氢能需求主要集中在经济发达的东南沿海地区，因此涉及到绿氢的长距离输送。目前主流的绿氢运输有两种模式，即“源侧绿电制氢+管道输氢”和“特高压输绿电+负荷侧制氢”。在我国电力市场机制日渐成熟的背景下，后者在经济性方面的竞争力持续提升。

4.负荷侧与用氢耦合

在建筑行业，通过氢燃料电池热电联产为城市居民用户和海岛、边防等偏远地区居民用户提供电能和热能，助力建筑业低碳发展。在交通行业，在现有充电站的基础上增设电氢双向转换以及储能一体化设备，构建“充电站+加氢站”合建站模式，为汽车用户提供多能源服务。当公共电网不能满足电动汽车的负荷需求时，采用氢燃料电池装置发电；当氢需求较高时，采用电解槽装置产氢。

三、电氢耦合前景展望

1.加强核心技术研发以提升转化效率

转化效率较低是制约电氢耦合的主要因素之一。电制氢环节，电解水整体效率为65%～85%，氢发电环节，燃料电池系统整体发电效率为40%～60%。“电-氢-电”过程存在两次能量转换，导致整体效率较低。因此，需要加强电解水和燃料电池核心技术的研发水平。

2.探索合作共赢的电氢耦合商业模式

拓展电网企业、石化企业和发电企业等能源企业的合作模式，探索新能源谷电、弃电制氢和氢储能参与电力调峰的商业模式，探索交通领域的氢电一体化供能服务站和建筑领域综合能源供应站的建设运营模式，共同推进电氢耦合产业规模化发展。

3.促进电力和氢能供应链的协同优化

目前，我国电力供应链和氢能供应链仍各自为战，协同耦合程度较低。亟需考虑氢网与电网的相互作用以及能源需求和供应的时空变化，构建电-氢供应链网络决策优化模型，实现电力和氢能供应链基础设施规划建设和运行调度的协同优化。

4.建立健全电氢耦合标准和政策体系

从绿电制氢、充电加氢一体站、电氢耦合系统容量规划、运行调度等方向，推进电氢耦合的标准化工作。国家层面加强政策顶层设计，地方层面出台具有针对性的扶持激励政策，逐步建立完善的电氢耦合产业链发展政策体系。