近日，国内首个氢电耦合中压直流微网在浙江宁波投运。该项目实现氢产业全链条相关设备国产化，氢电转换效率达到世界领先水平。

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与此同时，记者在近日举办的绿氢制备与现代电力系统论坛上了解到，实现氢电协同可发挥各自优势，更好促进新能源消纳利用，提高能源基础设施投资与运行效率，共同支撑能源清洁低碳转型。

发挥各自优势实现互补

氢电耦合是指氢能和电能互相转化、高效协同的能源网络，在用电低谷时将清洁能源电力制氢存储，在用电高峰时再通过氢燃料电池发电，实现电网削峰填谷。宁波此次投运的示范项目将氢能与风电、光伏等可再生能源耦合运行，同时通过氢能微网，满足用户对电、氢、热多种能源的需求。

据了解，除宁波外，目前国网浙江电力还在杭州、丽水、台州等地开展了基于工业园区、产业基地、农村、海岛等的氢电耦合多场景示范与应用，覆盖氢电耦合主要应用场景。

“到2060年，新能源占比预计将超过70%，成为装机和发电的主体。因此，要实现以电网为主、氢能为辅的氢电耦合协同新型能源供给模式，保证绿色能源安全供应和消费。”德国国家工程院院士雷宪章指出。

在业内专家看来，对于电网而言，氢能的两大功能值得关注，一方面，氢能可吸收脱碳电能，增加电网的灵活性；另一方面，氢能可以减少对化石能源的依赖，帮助电力行业实现绿色转型。

国网能源研究院张宁表示：“当前，电气化已成为能源低碳转型的重要路径。氢能绿色清洁、灵活高效、易于存储，可作为原料、燃料和高品位热源，助力难以电气化的领域实现深度脱碳。同时，电力系统可充分利用氢能物理可存储、时空可转移、形态可转换的特征，发挥其闲置的或通过改造可利用的可调节特性，满足电力系统灵活性需求。”

助力新能源消纳

张宁认为，近期，新能源消纳将以电力系统支撑为主，中远期，则需充分发挥电制氢调节作用，共同支撑新能源大规模发展。

在张宁看来，氢电协同消纳新能源分为受端电-氢协同模式和源端电氢协同模式两种。具体来看，受端电-氢协同模式下，可将西北部地区富余的新能源电力通过输电线路转移到中东部地区，并在东部靠近负荷中心的地方制氢，或就地储存、利用，或通过燃氢机组发电，作为负荷中心电网的电压支撑和备用容量。

“在源端电氢协同模式下，可在风光资源丰富的西北部地区大规模部署电制氢、储氢、燃氢机组等设备，支撑新能源消纳和送出。生产的氢气既可供本地用户使用，也可通过燃氢机组再次发电，作为电化学储能、抽水蓄能及调节电源的重要补充，保障电网外送功率的相对稳定可控。”张宁指出，在新能源富集地区制氢后，还可通过输氢管道进行输送，形成新能源多元化配置体系，另外也可以将氢气就地在附近的化工厂或交通枢纽站等进行应用，满足本地用氢需求。

清华四川能源互联网研究院智慧氢能实验室主任林今认为，利用便宜的氢转移负荷，将风光氢储一体化系统用虚拟电厂的方式参与总体电力市场中，从而增加收益，降低碳排放的同时减少调峰等其他方面附加的相关成本，可实现电网和绿氢之间双赢。

仍需跨过成本、技术关

尽管氢电耦合模式渐受关注，但当前氢能产业仍处于发展初期，实现氢电协同互补仍需跨过诸多关卡。

林今指出，目前绿氢与电网的交互和接入方式有三种不同模式，分别为电网调峰型、电网友好型、工艺离网型。在制氢过程中往往需要和化工相结合，这要求绿氢制取要满足安全、稳定、长周期、满负荷、优化运行。同时，由于关键储运技术薄弱、制造工艺及效率问题尚待解决，大部分地区制氢成本仍居高不下，绿氢作为实现电氢耦合的关键，其终端价格需进一步降低。

“想实现绿氢产业规模化发展就需要往离网方向发展，通过坚持宜电则电、宜氢则氢的基本原则，实现绿色和经济性这两个根本目标。”林今补充说。

不过，张宁提醒，如果采用离网模式，绿氢厂商与电网企业应围绕电制氢设备作为高度可调节负荷参与电网调峰、调频服务开展合作，并推进相关氢电协同模式落地应用与推广。

张宁认为，要推动绿电-氢全产业链和全供应链技术进步、提高其经济性实现多元化，需要在新能源高效开发、“双高”电力系统稳定运行、绿电制氢、氢能储运技术等关键核心技术方面攻关突破。“如在火电机组减排领域聚焦超低排放发电和CCUS技术，在氢气高效利用开发方面，重点推进生产、储存、转化利用等技术路径。”