中国储能网讯：近年来，我国积极推进碳减排工作并取得显著成效，2019年碳排放强度比2005年降低48.1%。未来，我国将提高国家自主贡献力度，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。煤炭等传统化石能源是碳排放的主要来源，并处于我国主体能源地位，“电—氢”耦合能够优化能源供给与消费结构，是助力实现“碳中和”的关键手段。

“电—氢”耦合是实现“碳中和”的关键

当前，我国的碳排放高居世界第一，我国在碳减排过程中遇到了可再生能源消纳能力及电能替代能力有限的问题，“电—氢”耦合能够对传统化石能源进行深度替代，实现深度脱碳。

氢能更适宜在特定场景对传统化石能源进行替代，填补电能在部分终端领域应用的不足。氢能与煤炭、油气在储运、燃烧等方面的特性相似，更适宜在特定终端领域开展对传统化石能源的深度替代，未来有望广泛应用于航空、钢铁生产、高温工业热能、长途公路运输等电能替代受限的领域，实现能源消费侧的深度脱碳。近期来看，氢燃料电池商用车是最主要的应用领域之一。相较纯电动汽车领域重点推广的乘用车，商用车具有能量消耗大、污染排放重的特点，替代潜力及碳减排潜力巨大。

“电—氢”耦合将有效降低氢能对传统化石能源的依赖，实现氢能产业自身的低碳化转型。目前，全球每年约有96%的氢能由传统化石能源直接或间接制取，进而产生大量二氧化碳排放。受资源禀赋影响，我国是全球煤制氢最集中的国家，导致我国制氢产业每年排放二氧化碳总量高达3亿吨。一方面可逐步推广“化石能源制氢+CCUS”的低碳制氢模式；另一方面可在资源富集地区推广可再生能源发电制氢，从源头实现零碳氢能制取，且电解水制取的氢气纯度高，对于燃料电池汽车和多晶硅等高纯度氢市场具有高适配性。

高渗透率可再生能源为“电—氢”耦合提供了契机，能够推动低碳氢能的规模化发展。“十四五”期间，消纳能力不足将进一步制约“三北”地区可再生能源的规模化发展。一方面，电解水制氢能够作为一种需求侧灵活性调节资源，增加电力负荷并参与需求侧响应，提高电力系统对可再生能源的消纳能力，从供给侧增强对化石能源的替代。另一方面，高渗透率可再生能源能够提供更为丰富的低价、零碳电能资源，在推动电解水制氢发展的同时撬动地区可再生能源发展规模。

“电—氢”耦合需要明晰“电—氢”格局

氢能在储运、应用等环节与电能的交叠明显，在缺乏顶层规划的情况下，容易无序、低效发展，因此要明确“电—氢”发展格局，充分发挥电能与氢能各自的比较优势及协同互补作用。

面向电解水制氢成为制氢主要来源情景，明晰“远电近氢”的能量输送格局。当前，氢气主要以高温气态及低温液态形式进行运输。针对电解水制氢场景，电能是远距离（超过1000千米）输送场景下一种效率更高、更为安全的氢能输送载体。尤其是随着电解水制氢成为制氢主要来源，电解水所制取的绿氢将成为地区间贸易主体，相对于跨区输氢，基于跨区输电的需求侧制氢将成为更优模式。

面向高渗透率可再生能源情景，明晰“短电长氢”的能量存储格局。相较其他储能，氢储能在大规模、长时间储能方面优势明显，然而“电—氢—电”全环节转换效率较低，当前缺乏可大规模应用的场景。未来，随着电化学储能等灵活性资源发展，短时调峰需求将得以缓解，受可再生能源的季节特性影响，跨季节的长时调峰需求将凸显。“电—氢”耦合能够依托氢储能提供跨季节储能服务，甚至推动电、气系统间跨季节调峰互济。

面向新能源汽车大规模发展情景，明晰“南电北氢”的区域布局格局。近期来看，北方地区冬季寒冷，可再生能源资源丰富，由于纯电动汽车耐低温特性差，适宜推广氢燃料电池汽车，并在可再生能源富集地区打造绿氢生产基地；南方地区气候适宜，且主要需求地区可再生能源资源有限，应优先推广基础设施完善、经济性好的纯电动汽车，在纯电动汽车难以应用的场景推动氢燃料电池汽车。

“电—氢”耦合需打通关键堵点

当前，“电—氢”耦合尚且处于示范阶段，相关配套政策等尚需完善。未来，“电—氢”耦合需要进一步聚焦绿氢生产以及可再生能源消纳，打通相关政策、管理模式及技术等方面的关键堵点。

加强氢能关键技术攻关和应用，注重通过联合攻关等加强质子交换膜制氢技术布局。当前，我国氢能产业部分关键技术与领先国家存在差距，核心竞争力缺乏。电解水制氢是“电—氢”耦合关键环节，从技术来看，碱性电解水制氢更为成熟，且技术水平同国外总体相近，可优先开展示范应用；质子交换膜电解水虽然处于产业化前期阶段，但负载范围广、响应速度快、占地面积小、降本潜力大、电解质无害，与可再生能源发展适配性好，但技术水平与国际先进企业相差较远，应通过联合攻关等方式加快技术布局。

加快氢能管理破冰及政策倾斜，为绿氢生产及可再生能源消纳释放空间。一方面，氢气依然被归为危化品，其制取、储运方式受限，制约了需求侧制氢模式推动，应推动氢气管理定位向能源转变，或在绿氢生产示范区批准特许；另一方面，电价机制不灵活使得对于弃电及低谷电利用不足，制约了需求侧制氢模式推广及参与需求侧响应积极性，应通过电力市场等形式推动需求侧制氢企业直购电，并推动电解水制氢纳入需求侧响应参与主体。

科学制定电解水制氢运行模式，多措并举推动电解水制氢规模化、低成本应用。成本过高是当前电解水制氢推广的瓶颈，主要包括电价成本和初始投资成本。一方面，电解水制氢设备年利用小时数处于3000~4000水平时经济效益最佳，由于可再生能源弃电随机、量小（弃电率低于5%）、集中（主要在西部地区）、波动大，应在充分利用弃电量的同时，以当地低谷电作为利用主体；另一方面，未来电解水制氢的规模化发展，有赖于自身技术进步带来的效率提升、设备成本下降以及单体制氢能力提高，同时依托规模效应提高经济性。

（作者系国网能源研究院能源战略与规划研究所研究员）