電網企業瞄準氫電耦合新賽道 實現脫碳電力消納

“雙碳”目標下，無論對于電網企業還是油氣企業，打破自己的“一畝三分地”，破圈發展、跨界合作都將成為趨勢。氫電耦合，將成為電網企業跨界融合的發力點之一。

有分析認為，能源央企高層領導之間如此頻繁的互訪在歷史上比較罕見。這也從一個側面表明，在“雙碳”目標的新形勢下，無論對于電網企業還是油氣企業，打破自己的“一畝三分地”，破圈發展、跨界合作都將成為趨勢。

在上述企業高層會晤中，也透露出國網對于發展氫能的濃厚興趣。氫電耦合，將成為電網企業跨界融合的發力點之一。

氫電耦合是方向

根據全球能源互聯網組織的估算，到2060年，我國電制氫的規模將達到6000萬噸，折合電能約為36000億千瓦時。

一方面，氫能可減少對化石能源的依賴，幫助交通、工業、建筑等難以深度脫碳的領域脫碳，助力電力行業實現綠色轉型；另一方面，氫能可以實現脫碳電力的消納，增加電網的彈性。這也電網企業青睞氫能的原因所在。

“儲能并不是解決可再生能源不穩定性的唯一方式，氫能與電力的耦合也能支撐高比例可再生能源發展。”某氫能企業負責人張先生告訴記者，“氫與電更容易產生‘化學反應’，從而建立互聯互通的現代能源網絡。隨著可再生能源制氫的高速發展，借助電網的優勢，有望使可再生能源消納擺脫束縛。”

國網能源研究院的相關人士坦言，新型電力系統的建設離不開氫電耦合。“隨著新能源滲透率的快速提高，電網形態及運行特性將發生變化，電力電子化特征逐漸凸顯，電網面臨電力電量平衡困難、穩定控制難度大、調節能力不足等挑戰，需要新的應對策略，氫電耦合技術在新能源消納、能量轉換與存儲、穩定控制等方面顯現出明顯優勢。”

佛山環境與能源研究院副院長王子緣表示,氫電耦合可理解成風電、光伏等可再生能源發電（綠電）后，通過電解水制氫的技術路徑進行轉化、儲運以及消納。近年來，國家發改委、國家能源局等多部門先后發布相關政策支持可再生能源發電及探索新型儲能技術，以實現可再生能源規模化消納，氫電耦合因此備受關注。“今年3月國家發改委正式出臺的《氫能產業發展中長期規劃(2021-2035年)》，把發展可再生能源發電制氫（綠氫）推向高潮，氫電耦合也迎來了新發展階段。”

成本高企是難題

“氫電耦合當前也面臨一些問題：在發電端制氫，新能源企業參與度低，在負荷端制氫，成本又太高，只好在電網側發揮其功效。”張先生告訴記者。

2021年4月國家能源局發布的《2021年能源工作指導意見》提出，要積極推進新能源“隔墻售電”就近交易，這意味著可在發電端通過離網制氫，降低電解水制氫的原料（電）成本。

“以廣東地區為例，風、光、核等新能源發電標桿電價為0.43元/kWh，過網費用約0.11元/kWh，若不考慮售電端，電解水制氫成本超過33元/公斤。”王子緣表示，“主要的問題還是集中在成本上。”

王子緣認為，在當前電價構成情況下，采用電解水制氫，經濟性沒有優勢。由于下游應用市場仍未完全興起，業主雖然看好氫電耦合的解決方案，但在實際操作中，更多地還是把電賣給電網。

上述國網能源研究院人士認為，成本高企的問題將隨新型電力系統的發展而逐步解決。“伴隨電力現貨市場試點工作開展以及全國統一電力市場的建立，可再生能源富裕時段的電力價格將進一步降低，電解水制氫的經濟性將得到提升。”

政策推動是支撐

“氫電耦合將助力構建以電為核心的能源互聯網，氫燃料電池汽車是對傳統電動汽車的重要補充，電網公司可發展充電-加氫一體化綜合能源站，拓展業務范圍，促進電網與交通網的深度融合，構建電氫融合的零碳交通網。以氫能綜合利用為基礎，進一步開展電制甲烷、電制甲醇、電制氨，加強電網與氣網的緊密聯系，促進更多行業實現電能替代。”上述國網能源研究院人士向記者坦言，“未來，電網方面將繼續開展綠電制氫、高效儲氫、生物質制氣、高效熱電聯供、氫能支撐微網等氫電耦合關鍵領域的研究。

相關人士認為，電網企業涉足氫能產業，可充分發揮電網基礎設施的獨特優勢，在負荷中心構建氫能制儲供產業鏈，通過氫電耦合建立低碳綠色、多能互補的能源體系，從而提升電網韌性和供電安全性。

不可忽視的是，氫電耦合的能源微網系統整合技術難度高，電網企業目前經驗較少，存在一定的技術風險。同時，隨著水電、風電、光伏發電等可再生能源發電對電網的滲透率逐步提高，傳統電網的調節、運營等成本將顯著上升，整個電力系統的綜合成本將不斷提高。

一方面，上游發電企業、中游電網企業、下游制氫企業以‘綠證’溯源的方式開展‘綠電’制‘綠氫’試點示范，政府結合實際情況給予扶持政策傾斜，另一方面，可在有條件的地區探索風光等可再生能源‘隔墻售電’交易試點，支持‘綠電’項目離網制氫并實現下游消納與利用。

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