氢电耦合的跨界猜想

氢能作为清洁的二次能源，被列入国家战略性新兴产业后，快速与电网融合，在安徽、浙江等地孵化出诸多示范项目，电网兆瓦级氢能综合利用、氢电耦合直流微网工程等项目的开工投运，探索出氢能在电网领域应用的路径。本期以电网领域氢能综合利用示范站为例，深刻挖掘“绿电+绿氢”综合发展的示范意义。

时值盛夏，万物竞秀。7月以来，华东大地上一批氢能示范项目落地开花，结出相关技术及装备新升级的累累硕果，成为践行“双碳”目标、助推能源转型的生动注脚。

《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中明确指出，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，要有序推进氢能在交通领域的示范应用，拓展在储能、发电、工业等领域应用。

6月9日，国家发展改革委高技术司、国家能源局科技司组织召开推进氢能产业高质量发展系列座谈会（第三场）——推进氢能在电力领域示范应用专题座谈会，重点研究了氢电耦合、氢储能和燃料电池综合能源供应相关政策，以及标准规范制定、核心技术装备创新等情况，并对推动氢能在电力领域的应用提出意见建议。

氢能与电力将碰撞出怎样的火花？氢电耦合将会产生什么样的应用场景？跨界猜想正在不断变成现实。

电网布局氢储能

氢能有一个显著的优点，即可以作为连接气、电、热等能源的桥梁，能在制、用等环节和电力系统产生更多耦合关系。因此，在能源转型的背景下，在构建以新能源为主体的新型电力系统的进程中，氢能前景广阔、大有可为。

“氢储能在新型电力系统中的定位有别于电化学储能，主要是长周期、跨季节、大规模和跨空间储存的作用，作为电化学储能的重要补充，氢能在新型电力系统‘源网荷’中具有丰富的应用场景，氢能与电力的耦合也能支撑高比例可再生能源发展。”某氢能企业技术负责人士告诉中能传媒记者。

电网企业积极布局、跨界合作，国家电网公司早在2019年率先提出“氢储能”构想。当年，在国网科技部组织下，国网安徽省电力有限公司牵头承担了国网重点研发计划《兆瓦级制氢综合利用关键技术研究与示范》项目。

安徽六安兆瓦级制氢综合利用示范工程是国内首座兆瓦级氢储能电站，利用1兆瓦质子交换膜电解制氢和余热利用技术，实现电解制氢、储氢、售氢、氢能发电、供热等功能。7月6日，该示范站在六安投运，标志着我国首次实现兆瓦级制氢—储氢—氢能发电的全链条技术贯通。

这项工程是国内首次对具有自主知识产权“制、储、发”氢能技术的全面验证和工程应用。在制氢环节，该站可将风能、太阳能等可再生能源发出的富余电能通过电解水转化成绿氢；在储氢环节，将绿氢加压储存在户外布置的高压储氢罐中，单次可储约2000标准立方米氢气；在氢能发电环节，通过质子交换膜燃料电池技术将氢气转换成电能，经升压后输送到电网。据国网安徽电力介绍，整个过程用到的兆瓦级质子交换膜电解槽、兆瓦级质子交换膜氢燃料电池等设备均为国内首台首套，相关技术指标达到国际先进。

构建综合能源系统

7月8日，浙江台州大陈岛氢能综合利用示范工程投运，这也是全国首个海岛“绿氢”综合能源示范工程。

位于东海的大陈岛，目前有风力发电装机34台，总装机容量约27兆伏安，平均每年可发电6000多万千瓦时。“该工程利用海岛丰富的风电，通过质子交换膜技术电解水制氢，构建了‘制氢—储氢—燃料电池’热电联供系统。”国网浙江电科院氢电耦合技术专职李志浩表示，这有效促进了海岛清洁能源消纳与电网潮流优化，实现大陈岛清洁能源100%消纳与全过程零碳供能。

该工程应用了制氢/发电一体化变换装置等首台套装备，实现国内氢能综合利用能量管理和安全控制技术突破，提高了新型电力系统对新能源的适应性与安全性，综合能效超过72%，达到国际领先水平，是新型电力系统的一次有力探索和实践。

不仅如此，该工程还有广泛的应用场景——电解水制氢时产生的高纯氧气，可以用于大黄鱼养殖；燃料电池发电时产生的热量通过热回收，还可以为岛上民宿、酒店提供热水。未来，岛上的新能源旅游观光车，也将用上氢能供电的充电桩。

同样，在浙江宁波，氢电耦合也有“大动作”。于今年5月25日开工建设的宁波慈溪氢电耦合直流微网示范工程，是国家电网首个氢能国家重点研发计划“可再生能源与氢能技术”重点专项项目的配套示范工程。

这个示范工程为解决新能源接入带来的电网波动问题提供了一种全新的氢电耦合技术路径。通过可再生能源制氢，将富余或难以消纳的新能源电力转化为氢能，产生的氢气可以在用电高峰通过氢燃料电池发电实现电网削峰，也可以供给交通、工业等领域使用，实现了新能源的多途径消纳与不同领域的电能间接替代。

步履不停，实践还在继续。可以预见的是，电网、石化、发电等能源企业将会跨界合作，探索共建、共享、共赢的商业模式，共同推进氢能产业高质量发展。