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| 周原冰：“十五五”加强电氢协同规划的思考 |
| 加入时间：2025-03-21 来源：中国能源新闻网
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“十五五”加强电氢协同规划的思考
全球能源互联网集团有限公司周原冰
构建新型能源体系是实现“双碳”目标的重要举措。新型能源体系以非化石能源为供应主体、化石能源为兜底保障、新型电力系统为关键支撑、绿色智慧节约为用能导向。绿色电能、氢能都是新型能源体系的重要组成部分。我国电力行业在促进新能源发展、电网基础设施建设、数智化赋能等方面已经处于全球领先地位，同时我国也是全球最大的氢生产国和应用市场。在全面谋划“十五五”新型能源体系建设发展之际，如何统筹电与氢协同发展，推动能源绿色转型，成为亟需深入探讨的问题。
构建新型电力系统对优化调节能力提出新要求
截至2024年底，我国风光新能源装机容量达14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。随着装机占比大幅增加，新能源的随机性、波动性和间歇性导致电力系统面临着短期调峰能力不足、季节性供需失衡、极端天气下的供电稳定性下降等严峻挑战。未来在风光等新能源成为主体电源的情况下，长时间的无风、阴雨等情况将对电力供应可靠性产生越来越大的影响。新型电力系统对于调节能力，特别是长期调节能力的需求越来越迫切。
绿氢是为新型电力系统提供长时间尺度调节能力的可行方案。在负荷侧，制氢电解槽功率可调节，能够与新能源的波动性相匹配，可大幅提升需求侧的灵活性；在电源侧，氢发电设备是可控电源，有望成为新型电力系统中重要的零碳可调节能力来源。电制氢、氢发电设备的大规模接入，可以显著增强电力系统的运行灵活性，提高电力安全保供能力。
绿氢产业化发展面临经济性和输送消纳难题
绿氢能够为新型电力系统提供灵活性、成为新型能源体系重要组成部分的前提，是其具有足够大的产业规模。当前我国绿氢产业已进入规模化示范阶段，但在发展进程中仍然面临着经济性差、绿氢消费规模不足、储运不便等难题。
经济性方面，实际运行的电解水制氢成本往往在25元/千克以上，远高于灰氢（天然气制氢或煤制氢）7-10元/千克的制氢成本，与蓝氢（化石能源制氢+CCS）约20元/千克的成本也还有差距。
需求方面，目前94%的氢气和70%的绿氢消费集中在化工领域，氢主要作为原材料使用，而在能源领域消费需求微乎其微，氢能消费规模的不足限制了产业发展。绿氢认证体系尚未统一，下游产业难以量化减碳价值，也制约了市场积极性。
输送配置方面，氢的大规模输送缺乏经济可行的技术手段。我国清洁能源资源与能源需求在地理关系上存在逆向分布，这决定了绿氢与绿电一样存在如何从生产基地向需求中心输送的问题，解决这个问题是氢能实现快速发展和广泛应用的前提。
电氢协同对于解决两个行业发展难题至关重要
绿氢来自于绿电，绿氢也可以发电，电和氢两个能源品种可以方便地相互转化，电氢协同在技术上具备可行性；电便于传输，氢易于存储，电氢协同充分发挥两个能源品种的独特优势，实现1+1>2的价值体现。
在能源生产端，电氢协同可改变新能源单一开发方式，实现新能源高效利用、多元转化和稳定供应。如果新能源基地仅生产电力，需要配套大量火电、抽蓄或新型储能等调节设施，才能实现电力的稳定可靠供应或外送。而采用电氢协同的方式，利用电制氢设备的可调节性，在风光富余时段制氢并进一步制成氨、甲醇或其他高价值下游产品，充分提高新能源利用效率，将电源基地转换为电氢氨醇联产基地；还可以配置部分氢燃机、氢燃料电池等氢发电设备，在风光不足时段提高对外供电的可靠性。
在能源消费端，电氢协同可拓宽新能源终端应用场景，实现负荷中心能源可靠供应。在化工、冶金、航空、航海等难以直接电气化的终端用能领域，绿氢及其下游的绿氨绿甲醇等是实现用能低碳化的关键。预计2030年，用能中心（如中东部经济发达地区）包括氢能交通、氢冶金、氢发电等用氢场景进一步增加，用氢量达千万吨规模，氢在终端能源占比不断提高后，电氢协同能够发挥较好的效果。电氢氨醇多能源品种共同满足用户的多样化需求，促进新能源的高效利用。另一方面，氢发电设备也可以作为负荷中心的零碳可靠支撑电源，提高电网安全运行水平。
在能源输送方面，电氢协同提高能源配置综合效率和经济性。输电与输氢都是能源大规模、远距离输送方式，选择哪种需要综合考虑下游终端需求、上游新能源基地配置和输送经济性等多重因素。通常在同样设备利用率情况下，输电相比输氢的技术经济性更好。如特高压直流输电技术的输电价格（含税）可低至0.03~0.05元/kWh/千km，相比管道输氢（0.07~0.1元/kWh/千km）有明显的经济性优势。挖掘利用坚强电网的输送能力，采用“输电代输氢”与直接输氢（氨、醇）相结合的模式，能够充分发挥输电技术成熟、经济性好的优势和储氢（氨、醇）大规模、长时间的能量存储功能，提高能源配置的灵活性和能源运输的综合效率。
开展电氢协同有利于解决电与氢两个行业发展面临的难题。在能源转型的背景下，电力系统面临的电力可靠供应和新能源高效消纳双重压力，需要多措并举提升灵活性；氢能的发展也受限于储运配置难题。如果二者独立解决各自的问题，意味着需要付出巨大成本开展大量新型储能、输氢管网等基础设施建设。结合不同场景因地制宜开展电氢协同，可以解决电力系统“长周期”灵活调节资源稀缺问题，有效提高保障电力供应安全的能力；同时拓展氢能应用场景，推动氢能在发电、交通等多领域协同，破解绿氢资源输送难题，为构建新型能源体系提供全方位支撑。
开展电氢协同有利于新兴产业和未来产业的培育和发展。电氢协同涉及多个领域的技术和产业，将促进电解槽、燃料电池、氢燃气轮机、储氢材料、加氢机等关键设备产业链的加速完善。电氢协同也将激活新型能源服务生态，形成电氢冷热一体化能源服务模式，促进能源聚合商、数字调度服务商发展，构建新型能源互联体系，形成新的经济增长点。
开展电氢协同有利于提升能源安全自主保障能力。通过打造“绿电东送”、“绿氢东输”双通道，高效匹配资源与需求，实现区域能源自主。通过电氢协同促进多元化能源供应体系的构建，在能源、交通等领域替代化石能源，降低化石能源依赖和能源供应风险，保障国家能源安全。
关于“十五五”及中长期电氢协同规划的若干思考和建议
一是明确氢能定位，完善顶层设计。从第一性原理出发对电氢关系进行准确定位，应秉持“宜电则电、宜氢则氢”的原则。绿氢是绿电的衍生品，应用过程必然带来能量损失和效率递降。应明确绿氢及绿氨、绿甲醇的应用场景和发展路径，重点放在电能无法直接应用的领域。同时，明确氢能主管部门职责，研究明确氢能定位和中长期发展目标，统筹规划电氢协同生产配置网络布局；建立跨部门协调机制，统筹电力、化工、交通等领域用能发展规划；将电氢协同纳入“十五五”能源专项规划，制定分阶段发展目标。
二是强化政策支持，健全市场机制。在生产端出台激励政策，给予绿氢生产补贴，使其更具市场竞争力，从而吸引更多的企业和投资者进入绿氢生产领域，促进技术创新和产业规模化发展。在应用方面，应完善全国碳市场建设，鼓励化工企业通过绿氢替代降低碳排放。同时推动氢能参与电力辅助服务市场，探索建立氢储能容量电价机制。要让绿氢“用得起”、“用得上”“用得好”。
三是加大技术攻关力度，突破关键技术瓶颈。设立氢能产业基金支持电氢协同相关关键技术研发，组织产学研优势力量协同攻关。重点研发适应新能源的构网型电解水制氢技术，宽负荷波动的柔性合成氨、甲醇工艺，重型纯氢燃气轮机的设计制造技术等。开展大规模纯氢管道示范工程，攻克输氢管道、大规模储氢相关技术和装备，积累大规模氢储运项目的运行经验。
四是打造标准体系，推动国际合作。尽快建立健全电氢协同标准体系，规范氢能产业链的各个环节，确保各环节的安全、可靠、高效运行，引导技术创新方向。同时，应积极参与国际绿氢标准制定，鼓励中国氢能产业链走出去，支持企业布局海外绿氢基地，提升国际竞争力。
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