促进电与氢优势互补、协同发展
——访西南石油大学教授雷宪章
中国能源新闻网记者 苏伟
随着全球气候问题日益严峻，氢能作为清洁、高效、可再生的新型能源，正受到越来越多的关注。我国《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》的发布，标志着氢能发展正式纳入国家发展规划，进入到全产业链协同的系统化全面平衡发展阶段。在建设新型电力系统的过程中，如何让氢能与电力系统深度耦合，让氢能在新型电力系统的保供应、促消纳中发挥重要作用？
在近日召开的第十一届中国电力规划发展论坛期间，中能传媒记者带着这些问题，采访了在氢能领域深耕多年的德国国家工程院院士、西南石油大学教授雷宪章。
中能传媒：在建设新型电力系统的过程中，很多专家都强调“电氢协同”，何谓电氢协同？电氢协同具备哪些潜力价值？
雷宪章：电氢协同是指在电力系统的运行过程中，通过电解水制氢、氢能储存与利用等技术手段，实现电力与氢能的协同优化与互补利用。电氢协同不仅涵盖了电能的转换、传输、分配和利用，还涉及氢能的制取、储存、运输和应用等全过程。
新型电力系统的研究与建设面临气候变化、技术空白等诸多挑战，实现源侧清洁化、网侧灵活化、荷侧电气化是电力能源实现碳达峰的关键技术途径。在新型电力系统中，从“源—网—荷”的视角来看，以电网输送和消纳新能源电力为主，“源—网—荷”各环节生产和利用氢能（包括氢基能源）为辅的电氢耦合协同模式，能够保证绿色能源安全供应和消费。新能源发电多的时候，可以通过“电—氢”转化，制成氢储存起来；等到新能源发电不足时，再通过“氢—电”转化，进行电能供应。假设去年我国的风光弃电能够全部用于制氢，则可以生产出64万吨绿氢，约占全球氢能产量6300万吨的1%。
在氢发电方面，芬兰推出了世界首套大型100%氢动力的内燃发电机组，利用大型风光基地无法消纳的弃电就地制氢，在新能源发电不足时发电，已取得成功。
另外，燃煤电站掺氢燃烧发电、燃气电站掺氢或掺氨（氢基能源）燃烧发电，现在也走进了人们的视野，逐渐进入了商业化应用阶段。
中能传媒：新型电力系统面临的最大挑战是具有间歇性和波动性的高比例可再生能源与刚性负荷之间的矛盾。电氢耦合协调对保证新型电力系统安全稳定能起到什么作用？
雷宪章：新能源发电的波动性、间歇性要求电力系统必须具备灵活性，通过电氢协同发展，可以实现能源生产、储存、转化、应用等多层面应用，有效实现平抑新能源波动，支撑新型电力系统建设。
电解水制氢作为柔性负荷，可实现可再生能源大规模消纳。氢燃料电池、氢燃机、燃煤或燃气电站掺氢或掺氨燃烧发电，都可以作为灵活性电源，为新型电力系统的电力电量平衡和安全稳定运行提供新的调节手段。
除此之外，氢气和氢基能源可通过管道进行长距离输送，可以作为特高压电力输送的一种有效补充。目前，全国已经有大量的在用输送管道，长输管道里程已经超过4200千米。如果能够用现有的管道进行输送，可以节省大量的投资，提高基础设施的利用率。
另外，不同时段的负荷平衡要求不同的储能技术。只有当以新能源为主体的电源在全时域储能技术的支撑下转换为稳定电源后，才能逐步淘汰燃煤电厂，实现新型电网的安全稳定运行。氢基能源可与电、热安全高效地互相转化，是一种比较理想的跨日、月、季节的长时储能形式。
中能传媒：在电氢协同方面，未来技术创新的重点在哪里？
雷宪章：电氢协同涉及电气、材料、化工、机械、控制等多个专业，上下游产业链环节多、学科交叉性强，统一协调难度大，且不同行业不同领域存在多重管辖，多利益主体对电氢协同相关系统及设备在技术指标、控制参数、优化目标等方面有着不同理解和诉求，亟待以标准为纽带，打破专业行业壁垒，推进行业整体发展。
“双碳”目标下，新能源制氢（绿氢）是未来氢能发展的起始环节和关键环节。只有新能源电解水制氢规模的逐步扩大，才能使氢能系统与电力系统各环节深度耦合。
在技术层面，要提升绿电制氢的经济性，加快电解水制氢技术的优化与创新。目前，绿电制氢的各种技术成本居高不下，有的还需要使用贵金属，并且受国外技术和材料的封锁，这一现状亟待改变。另外，应加快绿氢储存与运输技术的突破，加快氢能应用领域的发展。在政策层面，要建立电—氢协同的机制，特别在基础设施层面，要促进电力系统与氢能系统更好地优势互补、协同发展。
责任编辑：王萍
来源：《中国电力报》
