氢能作为一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，是支撑能源转型变革、构建现代能源体系的重要载体，未来与电网的关系将更加密切。

2020年，国家能源局发布《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》首次将氢能正式列为能源；随后，国家“十四五”规划中也确立了氢能的战略定位，可以预见，未来在技术、成本、机制、政策突破的前提下，氢能将迎来更大发展。预计2030年我国氢能在终端能源消费的占比约为6%，2060年占比有望超过15%。

“双碳”目标下，未来氢能将以新能源制氢（绿氢）为主要来源，成为多元清洁能源供应体系的重要组成部分。一方面，制氢可以大量消纳清洁能源发电，提升电力系统灵活调节能力；另一方面，氢能可以填补电能在部分高耗能、高排放领域的替代能力不足，助力能源消费侧深度脱碳。

电氢耦合，如何互补？

在中央财经委员会第九次会议中指出，要构建以新能源为主体的新型电力系统。新型电力系统的核心特征是新能源成为电力供应的主体。面对新能源的高度波动性和不确定性等特点，“电-氢”耦合体系可以突破可再生能源的发展限制，有效推动多种能源方式互联互济、源网荷储深度融合，实现清洁低碳、安全可靠、智慧灵活、经济高效等目标。

氢能是连接气、电、热等不同能源形式的桥梁，与电力系统形成互补协同关系。

预计近期就地制氢将成为主要发展方向，作为电网可变负荷吸纳新能源的波动性；中远期来看，可再生能源制氢不断发展，氢能在化工、冶金和交通领域广泛应用，氢能与电网耦合关系逐步增强，以制氢为主要负荷的局部电网与大电网融合互联。

尤其是在新型电力系统的构建中，氢能具有重要战略价值，其可在大容量载体、灵活调节器和稳定保障资源三方面发挥重要作用。

首先，氢能可以成为新型电力系统消纳新能源的大容量载体。电制氢产生的可时移电量需求将扩大新能源消纳空间，通过电制氢运行控制策略与新能源出力波动的紧密耦合，实现新能源的充分消纳利用，缓解弃风、弃光现象。将氢能与富余新能源发电耦合发展可以有效降低制氢成本，促进氢能规模化推广应用。预计2030年新能源制氢用电量约2000亿千瓦时；2060年有望达到约2万亿～4万亿千瓦时。

其次，氢能可以作为参与新型电力系统高效运行的灵活调节器。电制氢既是灵活性负荷，又可作为储能，为新型电力系统提供优质的调节资源。当前碱性电解水制氢负荷在50%～100%内可调；未来质子交换膜电制氢设备的调节范围高达160%，冷启动时间为5分钟。短周期来看，启停响应速度较快的电制氢厂站可以提供调频等辅助服务，提升系统转动惯量，保障电力系统的安全稳定运行。长周期来看，通过氢能可实现电能的大规模、长周期存储，实现跨区域、跨季节调峰，优化新型电力系统的协调配置能力。

最后，氢能可以充当新型电力系统安全、稳定供应的保障资源。氢能作为长周期能源储备的优良载体，如高压气罐、液态、氢转氨、氢转甲烷等储氢方式，对提升电网韧性和保障能源安全具有重要意义。氢能的大规模利用可以实现电-气、气-电的灵活转换，推动电网与气网深度融合，充分利用电网响应速度快、能源效率高的优势和气网适宜能量存储的优势，显著增强电力系统应急保供能力。此外，储氢作为重要战略资源在终端可以替代进口油气，大幅降低我国能源对外依存度，对保障能源安全具有重要意义。

2021年5月25日，巴黎的地标性建筑——埃菲尔铁塔通过绿氢发电点亮。

电氢耦合，如何跨界？

对“双碳”目标而言，氢能是不可或缺的支撑载体。氢能有望填补电能的不足，助力能源消费侧部分高能耗、高排放领域的深度脱碳。

对新型电力系统而言，氢能是电化学储能的重要补充，在快速发展的情况下甚至可以与其他储能方式共同成为“多足鼎立”的支柱。氢能可以弥补电化学储能难以实现长周期调节、核心稀有金属材料依赖进口以及全生命周期污染严重等不足，实现从秒级到季节的负荷平移与优化，对全时段源荷电量平衡具有重要意义。

未来，电氢耦合可从以下三方面发力。

一是积极开展相关研究，助力电-氢协同关键技术的突破。近期加快研究适应新能源动态特性以及复杂工况下的电解制氢系统动/静态响应特性与建模方法、以新能源为主体的电力系统中电解堆适应性评价和表征方法、源-网-氢互动的全系统协同控制技术，做好氢能规模化发展下的技术储备。

二是加快围绕电、氢、气、冷、热一体化的多能综合规划技术研究、工程示范建设和运行方式探索。在现有综合能源系统规划技术基础上，结合微电网、有源配电网、局部直流电网等场景，研发考虑氢能时空特性的一体化规划建模方法；选取新能源渗透率高和消纳需求迫切的区域，从源侧和荷侧开展围绕电-氢协同的多能互补示范工程；探索独立电网供电制氢、自建电站组网供电制氢以及自建电站与电网联合供电制氢等典型模式的系统运行方式。

三是密切跟踪掌握氢能产业动态，探索共建、共享、共赢的商业模式。拓展电网、石化、发电等能源企业合作，探索新能源电制氢和氢储能参与电力调峰的商业模式，探索交通领域的油氢电一体化供能服务站和建筑领域“电氢气热冷”综合能源供应站的建设运营模式，共同推进氢能产业规模化发展。

电氢互补的前提

在新型电力系统中，尽管电氢耦合被赋予诸多想象，但在当下的制氢环节，我们仍需要先跨过几道关卡。

一是成本关。氢能成本居高不下，体现在由于基础设施薄弱、技术成熟度不高，导致其各环节成本都较高。在氢能成本中，氢气制取、储运、加注成本分别占到约44%、24%、32%。作为实现电氢耦合的关键，绿氢终端价格需降低至40元/千克以下（预计2030年）才具有竞争力。

二是机制关。针对绿氢设备的补贴机制尚不完善；电解槽需要较高利用小时来分摊设备投资成本、降低制取成本，而作为可控负荷必将降低设备利用效率，如何通过调峰等辅助服务方式获得经济补偿，相关市场机制还不明确；绿氢的溯源、认证和强制配额等机制也亟待探索。

三是效率关。氢能从全环节利用效率来看，一般在30%左右，这就涉及所谓“可再生能源额外性原则”，即如果可再生能源产生的电力有其他更适宜用途，就不应该利用电力生产绿氢。绿氢应该用富余的可再生能源产能来生产。这样就需要可再生能源的大规模发展以及氢能各环节效率大幅提升。

四是工程关。长周期储能的方式，如液氢储能，存在低温条件严格以及日常挥发逸散等问题；盐穴、洞穴储能的选址、泄漏等问题都需要攻克，目前也都处于探索阶段；氢转氨、甲醇、液态有机氢等方式，由于转换环节进一步增加，成本和效率将受到影响，其储能价值发挥还需工程验证和技术突破。

五是标准关。缺乏围绕其能源属性的相关标准，包括氢气制取、储运、加注标准以及燃料电池标准体系。并且氢能作为能源缺乏核心主管部门，在制氢站和加氢站等配套设施的建设上都存在审批难的问题，这也在一定程度上阻碍了氢能的发展。

（作者均供职于国网能源研究院有限公司）