近年来，氢能在重点场景、重点区域、重点行业的开发利用，为建设新型能源体系提供了有力支撑。而氢与电的耦合可降低新能源随机性、波动性对电力系统“保安全、保供应”的影响，大幅提高高比例新能源发展和消纳能力。氢能是如何从“默默无闻”到“备受关注”的？氢与电“牵手”有哪些良好应用场景？未来，氢能及氢电耦合将如何发展？中能传媒记者就相关问题采访了中国工程院院士黄其励。

中能传媒：氢能作为一支“新生力量”，是如何在众多能源品类中脱颖而出的？

黄其励：氢能作为新能源高效灵活转化介质，可变革移动式和分布式能源使用模式，保障最大限度利用可再生能源。比如，在新能源消纳和跨区域调度能力方面，通过新能源电力电解水制绿氢技术，进而合成其衍生品，提高新能源的消纳能力；通过管道、新型载体等方式实现区域内消外送，完成能源资源的跨区域调度、跨品种耦合。

又如，在支撑终端部门大幅提升电气化比例方面，针对重工业、重型交通等高排放、难减排的领域，通过氢及其衍生品作为新能源的二次能量载体，以绿色原料或者燃料的形式推动终端用能清洁化、低碳化，减少石油、天然气、煤炭等传统化石能源使用。

不容小觑的是，氢储能可实现充电功率、放电功率、充电容量、放电容量“四解耦”。氢及衍生气体的能量存储规模可从百千瓦到吉瓦，存储时间可从小时到季，技术潜力可达到百吉瓦级别。与抽水蓄能和其他新型储能等比较，储氢在长周期、规模化方面有明显优势，可实现能源系统跨时间/跨空间的协调优化，支撑电力系统的灵活性。

中能传媒：氢与电进行耦合有哪些优势？若想促成更大规模的推广应用，需要哪些技术支撑？

黄其励：氢能一跃成为“新秀”，得益于氢电耦合的技术价值。多重背景之下，氢电耦合的典型案例和场景应运而生。

大体有三个方面，一是新能源大基地开发，二是深远海综合能源岛开发，三是工业场景氢电耦合开发。新能源大基地开发，即通过氢能实现风光大基地高质量建设和特高压高水平发展，依托大基地规模化开发使制氢成本较传统开发总成本降低40%以上。

通过“发电上网+离网制氢”耦合化，在满足项目收益率要求的基础上，将上网部分获得收益来补贴制氢端，是近期支撑绿氢成本下降和规模快速扩大的重要解决方案。从技术角度来说，增加电解槽负荷可调节范围能够提升电解槽对新能源波动性的接受能力，是提高制氢装备灵活性和利用小时数的关键。

碱性（ALK）电解水制氢技术需进一步提升装备负荷可调节范围或与质子交换膜（PEM）电解水制氢技术联合应用，充分发挥ALK大规模优势和PEM灵活性优势，提高项目整体运行效率。

这方面的重点研发任务包括：宽范围、高效率、低电耗的ALK制氢技术；大规模、低成本、长寿命的PEM制氢技术；P2G（可再生能源发电技术）场景下ALK+PEM集群联合控制技术等。与此同时，重型掺氢/纯氢燃气轮机技术也不容忽视。燃氢轮机与天然气燃气轮机一样具有供给和调节能力，可助力我国部分地区的电力保供。目前，多国正在加快开展掺氢/纯氢燃气轮机示范应用，我国也在持续跟进。

下一步，要重点解决燃氢轮机核心设计、部件制造、控制系统等方面的自主化和可靠性；推动绿氢制储输技术研发，建设低成本、大规模供应链，支撑燃机用氢需求；开展燃氢轮机燃烧过程中氮氧化物低排放技术和方案研究，形成完整方法；加快建立燃氢轮机相关关键技术和标准体系，支撑相关装备的推广和安全应用。

另外，聚焦深远海综合能源岛开发场景，依托可再生能源制氢技术实现深远海区域就地发电制氢（氨）后送至岸上，或直接进行氢基能源的跨国贸易，可高效支撑深远海能源基地建设。我国深远海区域风能资源丰富、开发潜力大，是海上风电未来发展的趋势。

海上风电制氢是解决海上风电大规模并网消纳难、深远海电力送出成本高等问题的有效手段。海水的杂质非常多，对电解槽的电极是极大的考验，同时也对整个电解系统和控制有较高要求。海上风电原位制氢技术未来可进一步与海上可再生能源相结合，打造无淡化、无额外催化剂的海水原位直接电解制氢工程。

尤为可贺的是，中国工程院院士谢和平率领的科研团队研制了全球首套400升/小时海水原位直接电解制氢技术与装备，在深圳湾海水中连续运行已超3200小时。

关于氢气的转存、输送，建议可采取“海上制氢站+管道输送氢（氨）”或“海上制氢站+运输船输送氢（氨）”两种方案。实现深远海氢能及其衍生品的大规模、低成本输送需重点围绕基础设施开展技术研发。转存方面，包括稳定氢液化及绿氢合成氨装置、大型液氢储罐；输送环节，包括液氢运输船、海底抗腐蚀氢（氨）软/硬管道等。对于工业场景氢电耦合开发，即利用绿氢作为原料或还原剂替代煤炭，使煤炭回归原料定位，将提高终端能源灵活性，引导工业产业布局再集聚。

要以氢能为中心打造可再生能源—“电力系统+氢能网络”—工业产线的能源循环系统，提高我国能源大系统的综合利用小时数和利用效率，降低整体能源应用成本。工业场景的氢电耦合应用从需求端出发，依托绿色减碳转型需求，具备大规模部署能力。在技术研发需求方面，根据领域划分，主要有绿氢耦合煤化工技术（化工领域）、氢冶金技术（钢铁领域）和煤掺氮发电技术（发电领域）。

中能传媒：如此良好的前景，氢能应如何把握“自己的命运”？氢电耦合该如何携手共赴新征程？

黄其励：对此，我提四点建议：

一是加强技术研发，聚焦产业链重点环节加大氢电耦合关键技术攻关力度。研究欧盟、美国、日本等发达经济体技术发展路线，聚焦国家重大科技前沿问题和国家重大需求，制定氢电耦合关键技术攻关路线图。聚焦大规模电解水制氢技术、氢高效转化、柔性绿氢耦合煤化工、高比例煤掺氨等关键技术工艺和核心器件领域的创新迭代。设立并实施一批具有前瞻性、战略性的重大科技专项，稳步增加氢电耦合领域科技研发投入力度，布局一批氢能国家研发中心。

二是努力协同创新，打造绿色氢能产业创新联合体。央企等骨干企业应加强协同创新，推动科技研发平台建设和人才引进，高质量打造氢能原创技术策源地。氢能骨干企业联合创新打造氢能“百站万辆”和“氢能高速”等重点场景全产业链规模化、一体化工程，降低产业成本。加强氢能骨干企业跨行业沟通交流，开展覆盖基础材料、零部件、系统装备等全产业链合作，共同发力引导市场进步。

三是积极开展示范，打造规模化、低成本可再生氢大基地。推动“源网荷储”“风光氢储一体化”项目，支撑风光资源消纳；打造孤岛等新型分布式能源系统示范。探索深远海风电开发，打造“海上能源岛”；开展百兆瓦级氢储能试点示范。优化传统产业体系，围绕绿氢耦合煤化工、氢电融合、绿氢耦合冶金等领域开展超前示范，支撑先进技术先行先试。

四是完善标准管理，加快推动制定和完善绿色氢能行业标准体系。对标国际氢能相关标准进行制修订工作，梳理我国氢能产业标准体系缺口，构建面向氢电耦合场景的标准体系。重视参与国际标准的制修订，积极、实质地申请参与国际标准化组织的工作和活动，将中国的技术和标准与国际接轨。加快推动氢能“领跑者”行动实施，围绕氢能重点装备、氢气品质等方面推动检测实证平台建设。