黨的二十大報告提出，加快規劃建設新型能源體系，積極參與應對氣候變化全球治理。能源領域是碳達峰碳中和的主戰場，面臨著減碳脫碳的嚴峻挑戰。
相比于傳統能源體系，新型能源體系在供給與消費側、技術創新以及市場機制等方面具有新特征：供給側實現新能源跨越式高質量發展，替代化石能源成為能源供應主體，煤炭清潔高效利用同步推進；需求側實現電氫深度耦合互補，電能、氫能成為能源終端消費的主要形態；技術上實現氫能與燃料電池、碳捕集利用與封存、先進儲能等顛覆性技術的大規模、低成本應用；市場機制上實現全國統一的電力、煤炭、油氣、氫能等能源市場以及碳排放權交易市場的成熟建設。
電氫耦合是我國新型能源體系建設及“雙碳”目標順利實現的重要路徑之一。據國際可再生能源署預測，到2050年，電力在我國終端能源消費的比重將增長至47%。據行業機構預測，到2060年，氫能在我國終端能源消費中比重約為20%。
電氫耦合應用場景豐富
當前，電氫耦合應用場景豐富多元，主要包括以下幾類：
可再生能源電解水制氫、氫能就近綜合利用場景。在我國西北、華北、東北等可再生能源豐富地區建設大規模電解水制氫廠，制取的綠氫就近輸送給當地工業、交通等終端領域使用，從而大幅增加可再生能源消納利用、實現終端領域的深度脫碳。
“源網荷”多側氫儲能應用場景。氫儲能具有儲能容量大、儲存時間長、清潔無污染等優點，能夠在電化學儲能不適用的場景發揮優勢，可在電力系統的“源網荷”側布局氫儲能。在電源側，發揮棄電制氫、平抑功率波動、跟蹤計劃出力等功能；在電網側，發揮提供調峰輔助容量、緩解輸配線路阻塞等功能；在負荷側，發揮電力需求響應、電價差額套利、應急備用電源等功能。
特高壓輸電、受端制氫場景。我國綠氫供應中心和氫能消費中心呈地理上的逆向分布，氫的運輸是連接氫氣生產端與需求端的關鍵橋梁。截至2020年底，我國已投運“14交16直”共30條特高壓工程，且綠氫的輸送通道和特高壓輸送通道基本重合。因此，可合理利用特高壓通道長途輸電，在受端建設大規模電解水制氫廠進行直接制氫，從而解決氫能長距離運輸成本過高和特高壓通道利用率不足的問題。
偏遠地區電氫微電網場景。部分偏遠的鄉村和海島地區配電基礎設施建設滯后，電網整體網架結構薄弱，難以充分滿足當地居民日益增長的用電需求。通過離網電氫微電網方式，將燃料電池作為偏遠地區電源，解決山區或偏僻地區保電、供電難問題，并以熱電聯產方式，滿足用戶多種用能需求，整個過程污染性低，環境友好性強。
油氫電綜合能源合建站場景。利用現有的加油站、充電站網點資源建設油氫電一體化的能源網點，不僅可以有效節約土地成本，解決現有加氫站土地規劃、行政審批等問題，還可以依靠已有加油站銷售網絡，為客戶提供更方便、更多元的能源供應服務。
電氫耦合面臨多重挑戰
目前我國電氫耦合產業仍處于起步階段，還面臨著多方面挑戰。
技術層面挑戰。電解制氫方面，我國堿性電解水制氫技術已經實現國產化，掌握了大型單槽制造技術，處于國際領先水平。質子交換膜電解水制氫技術中，隔膜、電極及催化劑等關鍵技術裝備尚未實現國產化，與國際先進水平存在一定的差距。燃料電池方面，技術儲備和工程應用相對薄弱。部分電堆材料、核心部件研發應用已經取得了顯著進展，但尚未經過長時間工程驗證。
成本層面挑戰。現階段，煤制氫和工業副產氫的成本約為每千克10——12元，綠氫成本達到每千克25——30元，綠氫制取成本中占比較高的是電價和制氫設備成本。電解設備方面，堿性電解槽、質子交換膜電解槽成本分別大約為2000——3000元/千瓦、7000——12000元/千瓦。制氫設備成本在技術進步和規模效應的雙重作用下將加速降低，未來堿性電解水成本降幅潛力預計為20%左右，質子交換膜成本降幅有望達到40%。
標準層面挑戰。截至目前，市場監管總局已批準發布氫能領域國家標準101項，但主要集中在氫能應用燃料電池技術方面，其他領域氫能技術標準相對薄弱，且有相當部分標準的制定年限較為久遠，現階段適用性不強。電氫耦合標準體系有待進一步完善，可再生能源制氫、新型氫儲能、電氫耦合運行控制、氫燃料電池發電與熱電聯產方面還存在標準體系不健全甚至空白等問題。
政策層面挑戰。機制方面，盡管《氫能產業發展中長期規劃（2021——2035年）》明確了氫的能源屬性，但我國的氫氣屬性仍劃歸在危化品生產領域，必須進入化工園區制氫，同時還需取得危化品生產許可證。此外，加氫站建設用地僅局限于商業用地，這大幅制約了氫能規模化發展。補貼方面，僅有成都等少數城市提出給予0.15——0.2元/千瓦時的電費優惠，國家層面電制氫環節配套激勵政策仍不完善。
電氫耦合發展相關建議
集中力量攻關核心技術。挖掘新型能源體系在不同階段對電氫耦合關鍵技術的訴求，分階段量化電解制氫、燃料電池等技術的研發目標，形成“電氫耦合技術攻關路線圖”。電解方面，突破適用于可再生能源電解水制氫的各類關鍵技術，提升負載調節能力、轉化效率、單槽規模等性能；燃料電池方面，開展分布式發電、熱電聯產關鍵技術攻關，推動燃料電池向長壽命、大規模、高效率方向發展。
多措并舉降低綠氫成本。一方面，拓展電力企業、氫能企業、石化企業等能源企業的合作模式，探索新能源谷電棄電制氫、氫儲能參與電力調峰、合同能源管理等商業模式，疏導電氫耦合項目成本。另一方面，推動氫能產業與碳交易體系協同。將制氫行業的重點排放單位納入碳排放權交易體系，推動不同生產工藝下的碳排放核算方法體系建設，制定合理的碳配額分配方法和制度，同時建立完善的綠氫認證體系，提升綠氫競爭力。
標準先行健全產業規范。開展現有標準的適應性研究，加快推動大規模可再生能源電解水制氫、制氫加氫一體站、氫儲能電站、氫燃料電池、氫燃料電池汽車等相關標準的制修訂工作，統籌推進氫能行業標準與國家、團體相關標準協調一致的新型標準體系建設，標準從數量規模型向質量效益型轉變。同時，開展標準驗證，促進工程標準化建設和規范化管理，進一步提升標準化水平。
頂層部署加強政策設計。建議修訂完善氫能相關法律法規，明確氫能作為“危化品”和“能源”的邊界條件，國家層面明確監管和審批主體部門，可參照天然氣及液化天然氣的管理模式，適當放寬氫能準入條件。國家層面加強電氫耦合專項規劃和政策設計，對綠氫制取企業在用電方面給予適當價格補貼，引導和鼓勵有條件的各類資本設立氫能產業基金，逐步建立完善的電氫耦合產業鏈發展政策體系。（作者單位：華北電力大學新能源電力與低碳發展研究北京市重點實驗室）
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