“加快规划建设新型能源体系”是我国推进碳达峰、碳中和工作的重要部署。当国内能源低碳转型步入重要窗口期，作为一种来源广泛、清洁灵活、应用场景丰富的二次能源，氢能在新型能源体系中将扮演什么样的角色？
11月15日在佛山开幕的2022年中国氢能产业大会上，中国国际经济交流中心科研信息部部长景春梅通过线上主题演讲进行了阐释。
“《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》明确提出要重点发展可再生能源制氢，中国氢能产业规划的初心使命就是通过推动可再生能源规模高效化利用来工业交通等共同终端实现绿色低碳转型。”在“以绿色氢能助力新型能源体系建设”的主题演讲中，景春梅谈到，“绿色氢能可为新型能源建设体系发挥独特作用”。
构建多能互补的新体系
今年3月份，《“十四五”现代能源体系规划》（以下简称《规划》）发布，明确了“十四五”时期现代能源体系建设五方面主要目标，我国步入构建现代能源体系的新阶段。
其中，在氢能领域，《规划》提出，新型储能和氢能有望规模化发展并带动能源系统形态根本性变革，构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统蓄势待发，能源转型技术路线和发展模式趋于多元化。
氢能与电能同属二次能源，在交通、储能、建筑等领域均具有广泛的应用场景。在现代能源网络中，氢能更容易耦合电能、热能、燃料等多种能源。因此，在“清洁低碳安全高效”构成现代能源体系核心的前提下，氢能与电能的深度融合能够助力于可再生能源电力的发展。
“随着越来越多分布式电源储能的出现，氢能可以把风能、光能这种不稳定的电源通过储能的形式转变为稳定、有优势的电源。”景春梅表示。例如，在一些风能源、光能源丰富的西部地区，可将富余的水电、风电、光伏发电等可再生能源电力转化为氢能并存储，实现可再生能源制氢利用，从而提升新能源利用效率。
“新型能源体系应该是氢电融合的多能互补的新体系。”景春梅表示，新型能源体系具备绿色低碳能源为主、终端能源消费以电为主、运行安全灵活可靠、科技创新引领发展、市场体系完备有效共五大特征，而“融合”则是关键词之一。
比如，将化石能源与新能源的融合。要推动化石能源和新能源的优化组合，在先立后破的基础上，循序渐进推动化石能源减量替代和减碳降碳。发挥煤电对新能源电力的支撑性和调节性作用。
一次能源与二次能源的融合则同样重要，通过 “氢一电”耦合等方式，实现煤油气、电热氢等灵活转换，构建多元互补的现代能源供应体系。
其次是实现集中式和分布式融合，将大基地电力集中外送和分布式利用、就地消纳结合起来，最大化消纳新能源，切实将我国新能源规模优势转化为转型优势。
此外，还有“源网荷储”融合，在大基地外送通道有限的情况下，以配电网为主战场，发展源网荷储一体化的配电网络，实现虚拟电厂、智能源、综合能源、分布式电源等多元融合发展格局，促进新能源就地消纳。
氢能脱碳的探索
今年3月份，《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》发布，明确了氢能和氢能产业的战略定位：氢能是未来国家能源体系的重要组成部分、用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，氢能产业是战略性新兴产业和未来产业的重点发展方向。
“在发展目标的制定、清洁低碳原则的确立、定位和应用场景以及重点任务，方方面面无不体现绿色发展的主线。”景春梅表示。
IEA数据显示，2021年全球氢气产量达到9400万吨，但全球氢气制造仍以化石能源制氢为主，与此相关的二氧化碳排放超过9亿吨，“绿氢”占比只有0.4%；同年，我国氢气产量约为3300万吨，居全球第一，但化石能源制氢占比达到80%，可再生能源制氢不足1%。
“双碳”背景下，制氢环节中“灰”氢变“绿”氢的呼声日益迫切。但从全产业链条来看，国内氢能的绿色发展依然面临许多痛点。
景春梅指出，目前绿氢和灰氢在生产成本上差距较为明显，电解水制氢成本为化石能源制氢的2-3倍，可再生能源制氢成本差距更大。
而在痛点更为集中的氢能储运端，从全球角度来看，大规模跨季节储能应用的技术、成本、商业模式问题都尚未解决，仍处于实验摸索阶段。目前，气态储氢是国内最常见的储氢方式，但气态储氢基础材料、生产工艺、加氢设备关键器件等大部分需要进口，输氢成本成为氢能规模化发展的掣肘。
值得注意的是，在工业领域的应用层面，氢能具有巨大的脱碳潜力。“如果未来，氢能能够在工业里面单独利用的话，那么必然倒逼氢能储运的发展。”景春梅表示，尽管国内对于氢能的认知和应用从交通领域开始起步，但国内外关于氢能需求量的预测均表明未来氢能消费量最大的依然是工业领域。
如果在工业领域能够实现氢能的规模化应用，将带动大功率绿氢制备技术及装备、管道输送及大规模储氢技术发展，“未来，氢能脱碳的最大战场仍在工业。”
此外，她还指出，氢能可以提高电力系统的灵活调节能力，为大基地新能源就地消纳提供解决方案，促进大基地新能源电力集中外送。氢能还可以作为清洁化工原料和还原剂，促进煤化工、石油化工及相关应用产业的深度脱碳。
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