党的二十大报告提出，加快规划建设新型能源体系，积极参与应对气候变化全球治理。能源领域是碳达峰碳中和的主战场，面临着减碳脱碳的严峻挑战。
相比于传统能源体系，新型能源体系在供给与消费侧、技术创新以及市场机制等方面具有新特征：供给侧实现新能源跨越式高质量发展，替代化石能源成为能源供应主体，煤炭清洁高效利用同步推进；需求侧实现电氢深度耦合互补，电能、氢能成为能源终端消费的主要形态；技术上实现氢能与燃料电池、碳捕集利用与封存、先进储能等颠覆性技术的大规模、低成本应用；市场机制上实现全国统一的电力、煤炭、油气、氢能等能源市场以及碳排放权交易市场的成熟建设。
电氢耦合是我国新型能源体系建设及“双碳”目标顺利实现的重要路径之一。据国际可再生能源署预测，到2050年，电力在我国终端能源消费的比重将增长至47%。据行业机构预测，到2060年，氢能在我国终端能源消费中比重约为20%。
电氢耦合应用场景丰富
当前，电氢耦合应用场景丰富多元，主要包括以下几类：
可再生能源电解水制氢、氢能就近综合利用场景。在我国西北、华北、东北等可再生能源丰富地区建设大规模电解水制氢厂，制取的绿氢就近输送给当地工业、交通等终端领域使用，从而大幅增加可再生能源消纳利用、实现终端领域的深度脱碳。
“源网荷”多侧氢储能应用场景。氢储能具有储能容量大、储存时间长、清洁无污染等优点，能够在电化学储能不适用的场景发挥优势，可在电力系统的“源网荷”侧布局氢储能。在电源侧，发挥弃电制氢、平抑功率波动、跟踪计划出力等功能；在电网侧，发挥提供调峰辅助容量、缓解输配线路阻塞等功能；在负荷侧，发挥电力需求响应、电价差额套利、应急备用电源等功能。
特高压输电、受端制氢场景。我国绿氢供应中心和氢能消费中心呈地理上的逆向分布，氢的运输是连接氢气生产端与需求端的关键桥梁。截至2020年底，我国已投运“14交16直”共30条特高压工程，且绿氢的输送通道和特高压输送通道基本重合。因此，可合理利用特高压通道长途输电，在受端建设大规模电解水制氢厂进行直接制氢，从而解决氢能长距离运输成本过高和特高压通道利用率不足的问题。
偏远地区电氢微电网场景。部分偏远的乡村和海岛地区配电基础设施建设滞后，电网整体网架结构薄弱，难以充分满足当地居民日益增长的用电需求。通过离网电氢微电网方式，将燃料电池作为偏远地区电源，解决山区或偏僻地区保电、供电难问题，并以热电联产方式，满足用户多种用能需求，整个过程污染性低，环境友好性强。
油氢电综合能源合建站场景。利用现有的加油站、充电站网点资源建设油氢电一体化的能源网点，不仅可以有效节约土地成本，解决现有加氢站土地规划、行政审批等问题，还可以依靠已有加油站销售网络，为客户提供更方便、更多元的能源供应服务。
电氢耦合面临多重挑战
目前我国电氢耦合产业仍处于起步阶段，还面临着多方面挑战。
技术层面挑战。电解制氢方面，我国碱性电解水制氢技术已经实现国产化，掌握了大型单槽制造技术，处于国际领先水平。质子交换膜电解水制氢技术中，隔膜、电极及催化剂等关键技术装备尚未实现国产化，与国际先进水平存在一定的差距。燃料电池方面，技术储备和工程应用相对薄弱。部分电堆材料、核心部件研发应用已经取得了显著进展，但尚未经过长时间工程验证。
成本层面挑战。现阶段，煤制氢和工业副产氢的成本约为每千克10——12元，绿氢成本达到每千克25——30元，绿氢制取成本中占比较高的是电价和制氢设备成本。电解设备方面，碱性电解槽、质子交换膜电解槽成本分别大约为2000——3000元/千瓦、7000——12000元/千瓦。制氢设备成本在技术进步和规模效应的双重作用下将加速降低，未来碱性电解水成本降幅潜力预计为20%左右，质子交换膜成本降幅有望达到40%。
标准层面挑战。截至目前，市场监管总局已批准发布氢能领域国家标准101项，但主要集中在氢能应用燃料电池技术方面，其他领域氢能技术标准相对薄弱，且有相当部分标准的制定年限较为久远，现阶段适用性不强。电氢耦合标准体系有待进一步完善，可再生能源制氢、新型氢储能、电氢耦合运行控制、氢燃料电池发电与热电联产方面还存在标准体系不健全甚至空白等问题。
政策层面挑战。机制方面，尽管《氢能产业发展中长期规划（2021——2035年）》明确了氢的能源属性，但我国的氢气属性仍划归在危化品生产领域，必须进入化工园区制氢，同时还需取得危化品生产许可证。此外，加氢站建设用地仅局限于商业用地，这大幅制约了氢能规模化发展。补贴方面，仅有成都等少数城市提出给予0.15——0.2元/千瓦时的电费优惠，国家层面电制氢环节配套激励政策仍不完善。
电氢耦合发展相关建议
集中力量攻关核心技术。挖掘新型能源体系在不同阶段对电氢耦合关键技术的诉求，分阶段量化电解制氢、燃料电池等技术的研发目标，形成“电氢耦合技术攻关路线图”。电解方面，突破适用于可再生能源电解水制氢的各类关键技术，提升负载调节能力、转化效率、单槽规模等性能；燃料电池方面，开展分布式发电、热电联产关键技术攻关，推动燃料电池向长寿命、大规模、高效率方向发展。
多措并举降低绿氢成本。一方面，拓展电力企业、氢能企业、石化企业等能源企业的合作模式，探索新能源谷电弃电制氢、氢储能参与电力调峰、合同能源管理等商业模式，疏导电氢耦合项目成本。另一方面，推动氢能产业与碳交易体系协同。将制氢行业的重点排放单位纳入碳排放权交易体系，推动不同生产工艺下的碳排放核算方法体系建设，制定合理的碳配额分配方法和制度，同时建立完善的绿氢认证体系，提升绿氢竞争力。
标准先行健全产业规范。开展现有标准的适应性研究，加快推动大规模可再生能源电解水制氢、制氢加氢一体站、氢储能电站、氢燃料电池、氢燃料电池汽车等相关标准的制修订工作，统筹推进氢能行业标准与国家、团体相关标准协调一致的新型标准体系建设，标准从数量规模型向质量效益型转变。同时，开展标准验证，促进工程标准化建设和规范化管理，进一步提升标准化水平。
顶层部署加强政策设计。建议修订完善氢能相关法律法规，明确氢能作为“危化品”和“能源”的边界条件，国家层面明确监管和审批主体部门，可参照天然气及液化天然气的管理模式，适当放宽氢能准入条件。国家层面加强电氢耦合专项规划和政策设计，对绿氢制取企业在用电方面给予适当价格补贴，引导和鼓励有条件的各类资本设立氢能产业基金，逐步建立完善的电氢耦合产业链发展政策体系。（作者单位：华北电力大学新能源电力与低碳发展研究北京市重点实验室）
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