黄其励：氢电协同 为新型能源体系提供有力支撑

■本刊记者 曲艺/编辑 王睿佳

“氢和电是最亲密的能源伴侣。”9月14日，在由中国氢能联盟、国家能源集团和嘉兴市人民政府联合主办的2023中国（嘉兴）氢能产业大会暨2023氢能专精特新创业大赛决赛上，中国工程院院士黄其励指出，氢电耦合可降低新能源随机性、波动性对电力系统“保安全、保供应”的影响，大幅提高高比例新能源发展和消纳能力。

黄其励表示，建设新型电力系统是支撑我国能源供给绿色化、终端行业深度电气化以及能源供应链/产业链重构的关键，将是能源系统绿色安全发展首要阵地。未来，氢能在重点场景、重点区域、重点行业的开发利用，将逐步引领储能技术和产业的发展，为建设新型能源体系提供有力支撑。

氢与电这对“CP”缘起何处？有着怎样的“高甜名场面”？又该如何携手“将爱情进行到底”？黄其励进行了深入解读。

相知：两个关键驱动力

党的二十大报告强调，加快规划建设新型能源体系。《2030年前碳达峰行动方案》提出，构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置。

黄其励表示，根据预测，“双碳”目标下，新能源发电总装机容量2030年需达到16.4亿千瓦，占总装机的43.2%。

“针对以上要求，当前能源系统发展面临三方面挑战。”黄其励分析称。

在电源侧，部分地区电网新能源渗透率超过50%，新能源发电与负荷侧用电需求时空不匹配凸显，4小时以上以及季节性调节需求激增。需挖掘长时、规模化的灵活性储能技术潜力。

在电网侧，“沙戈荒”“深远海”等新能源基地启动建设并开展跨区输送，新能源发电量将持续提升，电力输送能力增长受限或输送通道利用率严重不足。需扩展新能源高效转化、输送通道。

在用户侧，交通、建筑、化工等工业部门亟待统筹用好化石能源和可再生能源，提升能源综合利用效率和电气化、绿氢化比例。

“这就需要‘搬救兵’了。”黄其励说，氢能作为新能源高效灵活转化介质，可变革移动式和分布式能源使用模式，保障最大限度利用可再生能源。

比如，在新能源消纳和跨区域调度能力方面，通过新能源电力电解水制绿氢技术，进而合成其衍生品，提高新能源的消纳能力；通过管道、新型载体等方式实现区域内消外送，完成能源资源的跨区域调度、跨品种耦合。

又如，在支撑终端部门大幅提升电气化比例方面，针对重工业、重型交通等高排放、难减排的领域，通过氢及其衍生品作为新能源的二次能量载体，以绿色原料或者燃料的形式推动终端用能清洁化、低碳化，减少石油、天然气、煤炭等传统化石能源使用。

在黄其励看来，氢能一跃成为“新秀”，得益于氢电耦合的技术价值。“与抽水蓄能和其他新型储能等比较，储氢在长周期、规模化方面有明显优势，可实现能源系统跨时间/跨空间的协调优化，支撑电力系统的灵活性。”

不容小觑的是，氢储能可实现充电功率、放电功率、充电容量、放电容量“四解耦”。氢及衍生气体的能量存储规模可从百千瓦到吉瓦，存储时间可从小时到季，技术潜力可达到百吉瓦级别。

记者注意到，今年6月国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》），在附件《世界主要发达经济体能源电力转型镜鉴》中总结“对我国新型电力系统构建的借鉴”时，“加快布局氢能产业，推动电能与氢能互转利用”赫然在列。

黄其励认为，国内氢电耦合发展有两大关键驱动力。

“区域能源资源禀赋导致灵活性需求差异明显，氢储能依托灵活性可破局能源发展新型约束。”黄其励解释，例如在青海，白天光伏弃电量大，晚上全时段电源不足，可依托氢储能实现“电—氢—电”大规模转化利用；在湖南，白天依托“特高压送电+本地光伏自发”，晚高峰供电不足，依托氢储能可实现高峰“氢—电”顶峰保障用电；在吉林，晚上风电大发但消纳不足，白天火电电源供应不足，无法支撑特高压外送利用率，通过“电—氢”转换可支撑类似地区大规模新能源外送。

另一驱动力则体现在，离网—并网型新能源开发模式逐渐成为扩大新能源规模化开发潜力的重要手段，“沙戈荒”“深远海”等场景成为高质量发展重要抓手。“能源区域综合化”和“源网荷储一体化”发展趋势明显，进一步强化了区域氢电耦合需求，需更好挖掘氢电耦合的综合效益。

以海上风电为例。黄其励介绍，我国海上风电技术可开发潜力约22.5亿千瓦，按20%比例制氢可年产绿氢超过3500万吨，替代石油超过1亿吨，降低碳排放量超过8000万吨。2030年，风电制氢的度电成本将降至0.25元/千瓦时，海风制氢成本可降至22—25元/千克。

“模式成熟后，可实现泛太平洋、北极航道等区域开发，打开国际氢能贸易格局，实现全球能源治理和地缘战略优化。”黄其励指出。

此举也将协同推进氢能国际供应链建设。中国氢能联盟9月14日发布的《中国氢能源及燃料电池产业发展报告2022》（以下简称《白皮书2022》）显示，2022年，多国相继启动氢基能源跨国贸易示范，着手推动海上运输网络建设，氢基能源发展潜力逐步显现。

相伴：三大典型场景

多重背景之下，氢电耦合的典型案例和场景应运而生。黄其励将其归纳为三个方面，一是新能源大基地开发，二是深远海综合能源岛开发，三是工业场景氢电耦合开发。

新能源大基地资源开发，即通过氢能实现风光大基地高质量建设和特高压高水平发展，依托大基地规模化开发使制氢成本较传统开发模式总成本降低40%以上。“通过‘发电上网’+‘离网制氢’耦合化，在满足项目收益率要求的基础上，将上网部分获得收益来补贴制氢端，是近期支撑绿氢成本下降和规模快速扩大的重要解决方案。”黄其励指出。

5.用于句中或分句之后，表示停顿、提示或强调。[4]199“也”在名词主语和时间状语后，都表示强调，在条件分句后，原因分句后，申说复句的前一分句后，假设分句后，都有表示停顿和提示下文的作用。[4]200共60例。如：

“宁东可再生氢碳减排示范区项目前景广阔。”黄其励介绍，这是国内首个新能源+氢能+化工+交通的综合能源系统示范项目。数据显示，其配置了62万千瓦的光伏项目、2万标方/小时的制氢厂、2座合计4000千克/天的加氢站以及氢气管道与氢能重卡，以电补氢后制氢成本可达17元/千克。

若想促成更大规模的推广应用，需要哪些技术支撑？

“从技术角度来说，增加电解槽负荷可调节范围可提升电解槽对新能源波动性接受能力，是提高制氢装备灵活性和利用小时数的关键。”黄其励分析，碱性（ALK）电解水制氢技术需进一步提升装备负荷可调节范围或与质子交换膜（PEM）电解水制氢技术联合应用，充分发挥ALK大规模优势和PEM灵活性优势，提高项目整体运行效率。这方面的重点研发任务包括：宽范围、高效率、低电耗的ALK制氢技术；大规模、低成本、长寿命的PEM制氢技术；P2G场景下ALK+PEM集群联合控制技术等。

与此同时，重型掺氢/纯氢燃气轮机技术不容忽视。黄其励表示，燃氢轮机与天然气燃气轮机一样具有供给和调节能力，可助力我国部分地区的电力保供。三菱、西门子、通用电气等跨国企业已开展技术布局和示范。

记者梳理《白皮书2022》发现，多国加快开展掺氢/纯氢燃气轮机示范应用。美国已完成首次氢气和天然气在部分和全负荷下的20%的混合燃料应用验证以及35%掺氢燃气轮机发电。

我国也在持续跟进。黄其励介绍，荆门掺氢燃气轮机成功实现30%掺氢燃烧改造和运行，机组具备纯天然气和天然气掺氢两种运行模式的兼容能力。

黄其励补充，接下来要重点解决燃氢轮机核心设计、部件制造、控制系统等方面的自主化和可靠性；推动绿氢制储输技术研发，建设低成本、大规模供应链，支撑燃机用氢需求；开展燃氢轮机燃烧过程中氮氧化物低排放技术和方案研究，形成完整方法；加快建立燃氢轮机相关关键技术和标准体系，支撑相关装备的推广和安全应用。

聚焦深远海综合能源岛开发场景，黄其励表示，依托可再生能源制氢技术实现深远海区域就地发电制氢（氨）后送至岸上，或直接进行氢基能源的跨国贸易，可高效支撑深远海能源基地建设。

记者了解到，海上风电+制氢（氢）能源岛的项目集中在德国、荷兰等欧洲国家，北海海域有大量已建或规划的海上风电项目作为支撑。

其中，荷兰Pos HYdon项目是全球首个海上风电制氢项目。该项目拟安装1兆瓦电解槽，验证海上风电制氢的可行性，并通过天然气掺氢的方式送入天然气管网，以实现海上风电、天然气和氢能的一体化运行。

我国深远海区域风能资源丰富、开发潜力大，是海上风电未来发展的趋势。但深远海风电的开发也面临高成本、大容量、远距离输电等严峻挑战，其对应的技术研发需求也更为精准。

首先要直面的就是更加恶劣的深海环境。“主要存在海流、波浪、潮汐、内波等多种水文现象以及腐蚀、冲刷、淘空等长期理化作用，对风机基础、海底电缆、海上平台集成等技术无疑提出了更严苛的要求。”黄其励提示，与近海风电场相比，深海风电场的建设需要重新评估和考虑机组基础型式和机组安装方式。

有了相对稳定的电，如何制氢？“海上风电制氢是解决海上风电大规模并网消纳难、深远海电力送出成本高等问题的有效手段。海水的杂质非常多，对电解槽的电极是极大的考验，同时也对整个电解系统和控制有较高要求。海上风电原位制氢技术未来可进一步与海上可再生能源相结合，打造无淡化、无额外催化剂的海水原位直接电解制氢工程。”黄其励强调，尤为可贺的是，中国工程院院士谢和平率领科研团队研制了全球首套400升/小时海水原位直接电解制氢技术与装备，在深圳湾海水中连续运行超3200小时。

氢气制得后，又该怎样转存、输送？黄其励建议，可采取“海上制氢站+管道输送氢（氨）”或“海上制氢站+运输船输送氢（氨）”两种方案。他表示，实现深远海氢能及其衍生品的大规模、低成本输送需重点围绕基础设施开展技术研发。转存方面，包括稳定氢液化及绿氢合成氨装置、大型液氢储罐；输送环节，包括液氢运输船、海底抗腐蚀氢（氨）软/硬管道等。

黄其励同时提醒，既然称之为“综合能源岛”，就不是单一需要能源资源的消纳和外送，更需要打造“电—氢—储—运—用”一体化生态闭环，协同能源岛稳定用电、跨国贸易航运减排等多方位需求，推动氢能岛上就地应用。谈及提升海上能源综合应用技术的具体路径，黄其励举例道：“比如在稳定用电保障方面，微/小型燃氢轮机整体尺寸大幅缩小，对零部件设计精度要求提高，加之高温、高转速、小工作间隙的条件下工作环境更为苛刻，需进一步提升整体材料优化、流道设计、密封能力、制造工艺技术。此外，在航运燃料供应方面，与车用加氢相比，船舶加氢具有加注量大、持续时间长的特点，加注设备不能采用陆用加氢枪，应考虑更加可靠的加注方式，且还应考虑船舶在不断电情况下的安全加注及船岸之间紧急切断联动功能。”

对于工业场景氢电耦合开发，黄其励认为，推动氢能与工业耦合应用，将绿氢作为原料或还原剂替代煤炭，使煤炭回归原料定位，将提高终端能源灵活性，引导工业产业布局再集聚。“要以氢能打造可再生能源—（电力系统+氢能网络）—工业产线的能源循环，提高我国能源大系统的综合利用小时数和利用效率，降低整体能源应用成本。”

“工业场景的氢电耦合应用从需求端出发，依托对绿色减碳转型需求，具备大规模部署能力。”黄其励说，在技术研发需求方面，根据领域划分，主要有绿氢耦合煤化工技术（化工领域）、氢冶金技术（钢铁领域）和煤掺氮发电技术（发电领域）。

国家能源集团可再生氢碳减排示范区项目。（国家能源集团供图）

黄其励特别指出，“煤掺氨发电技术”的创新研发将为鄂尔多斯、宁夏等火电外送基地的低碳转型带来机遇，协同新能源大基地的开发建设，可促进煤基能源、新能源、氢（氨）能的高效利用，以支撑能源基地转型发展。“国家能源集团‘燃煤锅炉混氨燃烧技术’以35%掺烧比例在40兆瓦燃煤锅炉上实现了混氨燃烧应用，达到国际领先水平。这是第一台，以后还有很多问题需要探讨解决，潜力很大，希望有识之士参与进来。”黄其励呼吁。

相守：四点发展建议

《白皮书2022》指出，2023年，氢能产业要在顶层设计指导下，统筹产学研用资源，加快科技自立自强和重点场景示范应用，持续完善氢能产业政策体制和发展环境，建立健全氢能公共服务体系，统筹谋划供应链基础设施，适度超前开展试点示范，聚焦安全稳定有序发展，推动氢能应用成本快速下降。

另据《蓝皮书》预计，2045—2050年，新型电力系统进入成熟期，电力生产和消费关系深刻变革，电氢替代助力全社会碳中和。交通、化工领域绿电制氢、绿电制甲烷、绿电制氨等新技术新业态新模式大范围推广。电力在能源系统中的核心纽带作用充分发挥，通过电转氢、电制燃料等方式与氢能等二次能源融合利用，助力构建多种能源与电能互联互通的能源体系。在冶金、化工、重型运输等领域，氢能作为反应物质和原材料等，成为清洁电力的重要补充，与电能一起，共同构建以电氢协同为主的终端用能形态，助力全社会实现深度脱碳。

值得关注的是，作为中国氢能产业的倡导者、推动者、践行者，中国氢能联盟打造了氢能白皮书、氢能大数据、氢能领跑者以及可再生氢100行动等行业品牌。理事长单位国家能源集团也成了中电联氢能分会的执行会长单位。据中国氢能联盟负责人介绍，下一步将加快汇聚两大行业组织资源，构建牢固的氢电协同“联合体”，充分推动我国能源体系的清洁化转型和新型电力系统的建设，推动氢电耦合关键技术的创新和重大示范工程落地，助力我国氢能产业和电力行业共同高质量发展。

远大前景之下，氢电“CP”该如何携手共赴新征程？对此，黄其励给出了四点建议。

一是加强技术研发，聚焦产业链重点环节加大氢电耦合关键技术攻关力度。研究欧盟、美国、日本等发达经济体技术发展路线，聚焦国家重大科技前沿问题和国家重大需求，制定氢电耦合关键技术攻关路线图。聚焦大规模电解水制氢技术、氢高效转化、柔性绿氢耦合煤化工、高比例煤掺氨等关键技术工艺和核心器件领域的创新迭代。设立并实施一批具有前瞻性、战略性的重大科技专项，稳步增加氢电耦合领域科技研发投入强度，布局一批氢能国家工程中心。

二是努力协同创新，打造绿色氢能产业创新联合体。央企等骨干企业间加强协同创新，推动科技研发平台建设和人才引进，高质量打造氢能原创技术策源地。氢能骨干企业联合创新打造氢能“百站万辆”和“氢能高速”等重点场景全产业链规模化、一体化工程，降低产业成本。加强氢能骨干企业跨行业沟通交流，开展覆盖基础材料、零部件、系统装备等全产业链合作，共同发力引导市场进步。

三是积极开展示范，打造规模化、低成本可再生氢大基地。推动“源网荷储”“风光氢储一体化”项目，支撑风光资源消纳；打造孤岛等新型分布式能源系统示范。探索深远海风电开发，打造“海上能源岛”；开展百兆瓦级氢储能试点示范。优化传统产业体系，围绕绿氢耦合煤化工、氢电融合、绿氢耦合冶金等领域开展超前示范，支撑先进技术先行先试。

四是完善标准管理，加快推动制定和完善绿色氢能行业标准体系。对标国际氢能相关标准制修订工作，梳理中国氢能产业标准体系缺口，构建面向氢电耦合场景的标准体系。重视参与国际标准的制修订，积极、实质地申请参与国际标准化组织的工作和活动，将中国的技术和标准与国际接轨。加快推动氢能“领跑者”行动实施，围绕氢能重点装备、氢气品质等方面推动检测实证平台建设。

作为浙江首批发展氢能产业的试点城市之一，嘉兴正加快布局氢能产业，扩展氢能应用场景，全力打造长三角氢能产业示范区。

黄其励围绕“创新探索氢能装备和公共服务发展”及“加强项目示范和全国统一市场联动”两方面，对嘉兴氢能产业发展作出了规划指导，以期对其他“氢”心已久的城市有所借鉴。

创新探索氢能装备和公共服务发展方面。近期：围绕装备制造园区推进电堆、燃料电池、质子膜、空压机等核心零部件的研发生产与上下游企业招引；在中国氢能联盟研究院的支持下，推动建立区域关键装备检测和氢气品质检测平台建设，为嘉兴本地氢能产业基础创新和示范布局提供装备和质量保障。中远期：加强装备智能化研发生产能力，加快推动氢能全产业链零配件智能化产品升级迭代，打造氢能装备“未来工厂”。

加强项目示范和全国统一市场联动方面。近期：推动“风光氢储一体化”，支撑风光资源消纳；探索孤岛供能等新型分布式能源系统示范；依托港口应用场景，推动港区内氢燃料电池集卡、叉车等车辆的示范应用，积极开展近海氢基动力船舶的示范应用。发挥嘉兴技术研发和装备制造业基础优势，探索与西部地区资源优势地区开展“飞地模式”创新，拓展产业发展市场资源。中远期：依托港口资源综合开发优势，探索深远海能源开发；依托产业园区开展百兆瓦级氢储能试点示范，并逐步实现小型分布式综合能源系统推广应用；持续加强与全国范围内技术和市场优势地区产业合作，深入参与全国氢能装备和贸易大市场建设。■