相比于電化學等發展勢頭火熱的儲能形式，氫能以其具有長時間儲能優勢和廣泛應用場景，成為構建新型電力系統的重要助力。國家能源局日前發布的《新型電力系統發展藍皮書》提出，推動可再生能源制氫，著力突破大容量、低成本、高效率電氫轉換技術裝備，開展大規模氫能制備和綜合利用示范應用。

在未來的新型電力系統中，氫能將扮演什么角色？對此，華北電力大學教授劉建國指出，新型電力系統是以可再生能源為主，代替原有的化石能源后，會帶來較大的波動性，在源端、網端和用戶側都會造成挑戰。面對這些挑戰，氫能都可以發揮作用，促進大規模可再生能源消納。

長時儲能優勢帶來巨大發展潛力

當前，我國可再生能源發展迅猛，2023年一季度，全國可再生能源新增裝機占新增總裝機的80.3%。與此同時，風電、光伏發電給電力系統帶來的穩定性挑戰，為儲能帶來巨大發展空間。“要構建以風、光為主體的新型電力系統，必須要大力發展儲能技術。”西安隆基氫能科技有限公司副總裁王英歌表示，當前，各種技術都在快速發展，其中，氫在儲能中的優勢在于可以跨季節儲能。

對此，陽光氫能科技有限公司研發總經理孫龍林指出，未來，光伏、風電等新能源占比會越來越高，其波動性和間歇性會給電力系統帶來穩定性問題，在解決電力系統的穩定性問題方面，氫能可以發揮重要的作用。他強調，解決電力系統穩定性問題需要發展儲能，目前鋰電池儲能發展較快，但鋰電池適用于短時間儲能，而在長周期、跨季度的能量存儲方面，氫能有著明顯的優勢。

在王英歌看來，電力系統中，氫作為儲能介質，至少有三種主要的應用形式：一是通過電解槽把電變成氫之后，以氫或者氫基化合物的形式進行儲存，也可以通過氫燃料電池發電，它在電網的調峰和調頻過程中將發揮獨特的作用；二是把氫和煤/天然氣進行摻燒，國內已經有小規模示范；三是將氫制成合成氨，以氨為燃料進行發電，替代一部分煤和天然氣，還可以把氫制成甲醇，甲醇在常溫是液態，易于儲存，用作原料或者燃料。

基于氫在電力系統中的長時儲能作用，劉建國認為，在源端，氫能可以發揮長時儲能的作用，促進波動性電源的平滑上網；在網端，氫能可以參與調峰，在一年四季中能源需求較小的季節把多余的電量存儲下來，在能量需求較大的季節作為補充。

隨著構建新型電力系統的不斷推進，氫能的優勢也將不斷凸顯。對于氫能的發展趨勢，孫龍林指出，目前，幾大發電集團都在布局電解水制氫項目，在未來3年，綠氫裝機規模會以每年比前一年翻一番的速度增長。從需求來看，他預計，未來3年~5年內，中國綠氫的需求量會超過150萬噸。

綠氫“兩條腿走路”促進綠電消納

在風電、光伏大基地建設如火如荼和“氫能熱”持續高漲的帶動下，可再生能源制氫發展不斷提速。僅6月以來，就有伊犁州伊寧市綠色氫能創新應用工程、中能建松原氫能產業園（綠色氫氨醇一體化）項目等多個重大綠氫項目獲批或簽約、開建。開發綠氫是解決綠電消納的重要路徑，但與此同時，綠氫的消納也需要儲運和應用環節的發力。

我國西部地區風、光資源豐富，而用能負荷則主要集中在中東部地區，通過將可再生能源電力轉化為氫能，有助于解決西部地區綠電消納問題，而由綠電生產的綠氫，也需要考慮其消納路徑。王英歌表示：“未來我國氫能發展可能會‘兩條腿’走路，一方面發展管道輸氫；另一方面在風光資源充裕、綠氫成本低的地方，將制氫與當地煤化工、石油煉化、冶金結合起來。”

2023年，通過長距離輸氫管道向東部地區輸送氫能的“西氫東送”構想開始落地。其中，經內蒙古自治區、河北省、北京市，全長400多公里的首條跨省區、大規模、長距離的純氫輸送管道項目啟動，為解決可再生能源空間分布不平衡提供了新思路。“如果實現‘西氫東送’，相當于增加了一種能量輸送的方式。”孫龍林表示，通過高壓輸電向中東部地區輸送可再生能源電力的方式會受到高壓電網建設速度的限制，而管道長距離輸送，可以提升西北部地區可再生能源的利用率，還能促進西部地區的經濟發展。

除了遠距離輸氫，在西北地區，通過綠電制氫與就近制氨、制甲醇等融合的“一體化發展模式”，也是綠氫發展的主要方向。在孫龍林看來，就地消納可以減少運輸成本，同時，西北部地區可再生能源豐富，通過就地消納能夠為當地帶來一些工業，帶動地區經濟的發展。他強調，未來，就地消納與遠距離傳輸將相輔相成，共同推動綠氫發展。

據王英歌介紹，我國四大煤化工基地（內蒙古鄂爾多斯、陜西榆林、寧夏寧東、新疆準東）都位于光照資源好的地方，理論上都需要大量的氫，在這些地區，未來會形成“風光大基地+”的概念，即大型的風光基地疊加綠氫化工等應用。他表示，通過就地轉化形成“風光大基地+”模式，符合中國產業轉移方向，也響應了國家共建“一帶一路”倡議。

氫氣盈利空間尚待提升

現階段，由于氫能尚處發展初期，從構建新型電力系統的角度，還有待政策制定者和全行業共同發力。“如果把綠氫產業比喻成水，現在的問題就是水流量還很小，河道很窄。”劉建國表示，目前，綠電成本還不夠低，綠電在終端應用中可以盈利，但留給氫氣的盈利空間很少。同時，電解槽以及后端的儲運和燃料電池、內燃機等應用設備的成本、可靠性、壽命也都有待提升。

劉建國認為，當前，氫能相關的支持政策仍然較少，需要加大扶持力度。他建議盡快擴大氫能示范的范圍，“從現有的五個示范城市群來看，目前存在‘資金充足的地區場景較少，而場景較多的地區則資金不足’的問題，未來政策應支持多場景示范應用，而不是僅局限于燃料電池汽車”。

對于成本問題，王英歌指出，綠氫發展的最大挑戰是經濟性問題。解決經濟性問題，首先要依靠技術手段，一方面繼續降低風電、光伏發電的成本，因為電力成本在制氫成本中占70%以上；另一方面還要在制、儲、輸、用、加各環節進行降本，尤其是在保證電解槽安全可靠的前提下，降低其成本。

“任何一種新的能源，在發展初期都會面臨經濟性的問題，光伏在十幾年前最大挑戰就是成本。”王英歌強調，氫能還處在市場發展早期，需要政策的助力，而目前，國內還缺少國家層面統一的、具體的激勵政策。他建議，一方面出臺對綠氫的補貼和激勵的政策；另一方面在碳中和“1+N”政策體系中明確工業領域碳排放的約束指標。王英歌說，可以效仿光伏“領跑者”計劃，在具備可再生能源發電資源優勢并有消納需求的地區，建立國家級綠氫“領跑者”示范基地，用高技術標準引領氫能產業發展。

此外，綠氫的消納也被行業廣泛關注。在孫龍林看來，由于西北地區距離消納中心較遠，所以需要就地建一些合成氨、合成甲醇等工廠，促進綠氫的消納，但這需要解決一些技術問題。比如，風、光產生的綠氫是波動的，而后端合成氨、合成甲醇需要穩定的供應。他強調，如果前端的氫氣具有波動性，合成氨、合成甲醇的工藝就要做一些改變。