发挥长时储能优势，绿氢“两条腿走路”促进绿电消纳

相比于电化学等发展势头火热的储能形式，氢能以其具有长时间储能优势和广泛应用场景，成为构建新型电力系统的重要助力。国家能源局日前发布的《新型电力系统发展蓝皮书》提出，推动可再生能源制氢，着力突破大容量、低成本、高效率电氢转换技术装备，开展大规模氢能制备和综合利用示范应用。

在未来的新型电力系统中，氢能将扮演什么角色？对此，华北电力大学教授刘建国指出，新型电力系统是以可再生能源为主，代替原有的化石能源后，会带来较大的波动性，在源端、网端和用户侧都会造成挑战。面对这些挑战，氢能都可以发挥作用，促进大规模可再生能源消纳。

长时储能优势带来巨大发展潜力

当前，我国可再生能源发展迅猛，2023年一季度，全国可再生能源新增装机占新增总装机的80.3%。与此同时，风电、光伏发电给电力系统带来的稳定性挑战，为储能带来巨大发展空间。“要构建以风、光为主体的新型电力系统，必须要大力发展储能技术。”西安隆基氢能科技有限公司副总裁王英歌表示，当前，各种技术都在快速发展，其中，氢在储能中的优势在于可以跨季节储能。

对此，阳光氢能科技有限公司研发总经理孙龙林指出，未来，光伏、风电等新能源占比会越来越高，其波动性和间歇性会给电力系统带来稳定性问题，在解决电力系统的稳定性问题方面，氢能可以发挥重要的作用。他强调，解决电力系统稳定性问题需要发展储能，目前锂电池储能发展较快，但锂电池适用于短时间储能，而在长周期、跨季度的能量存储方面，氢能有着明显的优势。

在王英歌看来，电力系统中，氢作为储能介质，至少有三种主要的应用形式：一是通过电解槽把电变成氢之后，以氢或者氢基化合物的形式进行储存，也可以通过氢燃料电池发电，它在电网的调峰和调频过程中将发挥独特的作用；二是把氢和煤/天然气进行掺烧，国内已经有小规模示范；三是将氢制成合成氨，以氨为燃料进行发电，替代一部分煤和天然气，还可以把氢制成甲醇，甲醇在常温是液态，易于储存，用作原料或者燃料。

基于氢在电力系统中的长时储能作用，刘建国认为，在源端，氢能可以发挥长时储能的作用，促进波动性电源的平滑上网；在网端，氢能可以参与调峰，在一年四季中能源需求较小的季节把多余的电量存储下来，在能量需求较大的季节作为补充。

随着构建新型电力系统的不断推进，氢能的优势也将不断凸显。对于氢能的发展趋势，孙龙林指出，目前，几大发电集团都在布局电解水制氢项目，在未来3年，绿氢装机规模会以每年比前一年翻一番的速度增长。从需求来看，他预计，未来3年~5年内，中国绿氢的需求量会超过150万吨。

绿氢“两条腿走路”促进绿电消纳

在风电、光伏大基地建设如火如荼和“氢能热”持续高涨的带动下，可再生能源制氢发展不断提速。仅6月以来，就有伊犁州伊宁市绿色氢能创新应用工程、中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目等多个重大绿氢项目获批或签约、开建。开发绿氢是解决绿电消纳的重要路径，但与此同时，绿氢的消纳也需要储运和应用环节的发力。

我国西部地区风、光资源丰富，而用能负荷则主要集中在中东部地区，通过将可再生能源电力转化为氢能，有助于解决西部地区绿电消纳问题，而由绿电生产的绿氢，也需要考虑其消纳路径。王英歌表示：“未来我国氢能发展可能会‘两条腿’走路，一方面发展管道输氢；另一方面在风光资源充裕、绿氢成本低的地方，将制氢与当地煤化工、石油炼化、冶金结合起来。”

2023年，通过长距离输氢管道向东部地区输送氢能的“西氢东送”构想开始落地。其中，经内蒙古自治区、河北省、北京市，全长400多公里的首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道项目启动，为解决可再生能源空间分布不平衡提供了新思路。“如果实现‘西氢东送’，相当于增加了一种能量输送的方式。”孙龙林表示，通过高压输电向中东部地区输送可再生能源电力的方式会受到高压电网建设速度的限制，而管道长距离输送，可以提升西北部地区可再生能源的利用率，还能促进西部地区的经济发展。

除了远距离输氢，在西北地区，通过绿电制氢与就近制氨、制甲醇等融合的“一体化发展模式”，也是绿氢发展的主要方向。在孙龙林看来，就地消纳可以减少运输成本，同时，西北部地区可再生能源丰富，通过就地消纳能够为当地带来一些工业，带动地区经济的发展。他强调，未来，就地消纳与远距离传输将相辅相成，共同推动绿氢发展。

据王英歌介绍，我国四大煤化工基地（内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东、新疆准东）都位于光照资源好的地方，理论上都需要大量的氢，在这些地区，未来会形成“风光大基地+”的概念，即大型的风光基地叠加绿氢化工等应用。他表示，通过就地转化形成“风光大基地+”模式，符合中国产业转移方向，也响应了国家共建“一带一路”倡议。

氢气盈利空间尚待提升

现阶段，由于氢能尚处发展初期，从构建新型电力系统的角度，还有待政策制定者和全行业共同发力。“如果把绿氢产业比喻成水，现在的问题就是水流量还很小，河道很窄。”刘建国表示，目前，绿电成本还不够低，绿电在终端应用中可以盈利，但留给氢气的盈利空间很少。同时，电解槽以及后端的储运和燃料电池、内燃机等应用设备的成本、可靠性、寿命也都有待提升。

刘建国认为，当前，氢能相关的支持政策仍然较少，需要加大扶持力度。他建议尽快扩大氢能示范的范围，“从现有的五个示范城市群来看，目前存在‘资金充足的地区场景较少，而场景较多的地区则资金不足’的问题，未来政策应支持多场景示范应用，而不是仅局限于燃料电池汽车”。

对于成本问题，王英歌指出，绿氢发展的最大挑战是经济性问题。解决经济性问题，首先要依靠技术手段，一方面继续降低风电、光伏发电的成本，因为电力成本在制氢成本中占70%以上；另一方面还要在制、储、输、用、加各环节进行降本，尤其是在保证电解槽安全可靠的前提下，降低其成本。

“任何一种新的能源，在发展初期都会面临经济性的问题，光伏在十几年前最大挑战就是成本。”王英歌强调，氢能还处在市场发展早期，需要政策的助力，而目前，国内还缺少国家层面统一的、具体的激励政策。他建议，一方面出台对绿氢的补贴和激励的政策；另一方面在碳中和“1+N”政策体系中明确工业领域碳排放的约束指标。王英歌说，可以效仿光伏“领跑者”计划，在具备可再生能源发电资源优势并有消纳需求的地区，建立国家级绿氢“领跑者”示范基地，用高技术标准引领氢能产业发展。

此外，绿氢的消纳也被行业广泛关注。在孙龙林看来，由于西北地区距离消纳中心较远，所以需要就地建一些合成氨、合成甲醇等工厂，促进绿氢的消纳，但这需要解决一些技术问题。比如，风、光产生的绿氢是波动的，而后端合成氨、合成甲醇需要稳定的供应。他强调，如果前端的氢气具有波动性，合成氨、合成甲醇的工艺就要做一些改变。