中国电科院：推动电氢耦合发展，助力新型电力系统建设

《氢能产业发展中长期规划(2021～2035年)》确定了可再生能源制氢是主要发展方向，鼓励建设基于分布式可再生能源或电网低谷负荷的制氢工程。可以预测，大规模制氢将推动可再生能源高效利用。预计到2030年，我国风电和太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。据国际能源署预测，届时我国电解槽装机容量将达到8000万千瓦。据中国氢能联盟预测，到2060年，我国氢气需求量将达1.3亿吨，电解水制氢占制氢总量的比例将达到70%。

在新型电力系统建设中，氢能可发挥灵活调节作用。先进电解水制氢装备具有较强的功率波动适应性，可实现输入功率秒级响应，追踪可再生能源出力，为电网提供调峰调频服务。未来，电解水制氢作为高度可调节负荷，或将成为新型电力系统重要的灵活性调节资源，促进可再生能源消纳利用，提高电力系统的灵活性。

在新能源安全可靠替代的基础上，传统能源比重将有计划分步骤逐步降低。根据仿真模拟分析得知，当电力系统中风能、太阳能发电量占比超过50%时，就需要解决数天、数周乃至跨季节的电力电量平衡问题，大规模长周期储能的作用将会进一步凸显。综合考虑储能容量、储能时长、应用场景等因素可以发现，在各类长周期储能技术中，氢储能技术是实现大规模、长周期、跨季节储能的关键技术，适合参与季节性调峰、提高新能源基地送出能力等长周期调节场景。氢储能电站采用“电-氢-电”转换方式，将富余的电能转化为氢能储存起来，实现规模化、长期、广域储能，可解决电力系统电力电量平衡问题。在大规模新能源汇集、负荷密集接入等关键电网节点，可因地制宜布局氢储能电站，发挥其调峰、调频等作用，支撑电力系统安全稳定运行。

通过风能、太阳能等可再生能源发电电解水制得的氢气被称为绿氢。预计到2030年，全国各地区绿氢供需基本自给自足，西北地区的绿氢产量及需求量在各地区中均为最高。预计到2060年，西北地区依然是我国最大绿氢产地，产量超出本地需求，但华东、西南、华南、华北、华中等地区的绿氢供给难以满足本地需求，需要实现跨区域输送。从远期来看，我国绿氢发展在地理分布上存在供需不匹配问题，绿氢生产与消费需求呈现逆向分布的特征。保障能源安全、经济供给，需要对绿氢进行远距离、大规模输送。

绿氢的远距离、大规模输送可通过输氢、输电两种方式开展。前者是利用可再生能源电力就地制氢，通过输氢管道将绿氢跨区域输送至需求侧消纳;后者是利用特高压输电技术跨区域输送可再生能源电力，在需求侧通过电制氢满足当地绿氢需求。在不同输送距离的场景中，输氢与输电的经济性不同。随着输送距离增加，输氢管道建设、运维等成本明显增加。我国特高压输电技术较为成熟，在远距离、大规模等特定能源输送场景中，特高压输电代替管道输氢具有更好的经济性。

综合考虑输送场景、经济性等因素，需要通过电氢耦合的方式来实现未来我国各地区绿氢供需平衡。2030年前，以区域内部绿氢输送为主，少部分绿氢需要跨区域输送。2030年后，需要综合考虑可再生能源基地分布、输电通道与输氢管道最优容量配置，因地制宜开展电氢协同规划建设。

在新型电力系统中应用氢能需要统筹安全、技术、经济等因素，结合我国能源转型及氢能产业发展各阶段面临的挑战，按照发展时序，制订分阶段发展路径，才能充分发挥氢能对新型电力系统的灵活调节作用，并实现电氢耦合发展。

2030年前，建议开展电氢耦合技术攻关及典型场景下的工程示范，推动宽范围、大容量、高效率、低成本、模块化电解水制氢技术装备的工程化商业化应用，实现可再生能源电力电解水制氢工程规模化发展，促进可再生能源消纳。

2030至2045年，建议进一步加强储氢、氢能发电技术研究，推动低成本、高密度、大容量储氢技术工程化商业化应用，实现电制氢、氢发电、热电联供等特定场景下工程规模化部署，让氢能的调峰调频作用得到更大发挥。随着新型电力系统建设不断推进，氢能产业链逐步完善，可再生能源电力制氢成为重要的可调节负荷。同步规划可再生能源发展、电网输送通道建设、输氢管道建设及电制氢项目建设，形成可再生能源电力电解水制氢与电网协同互动的建设格局。

2045年后，建议开展大规模、长周期、跨季节氢储能工程应用，支撑电力系统季节性电力电量平衡。氢能制取、储运、发电等各个环节与新型电力系统源、网、荷各个环节深度耦合。采用可再生能源电力进行电解水制氢，逐步成为氢能的主要来源。因地制宜建设氢储能电站，利用氢储能特性实现电能跨季节长周期大规模存储，支撑电力系统安全稳定运行。