氢电融合促进多能互补
党的二十大报告提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和，加快规划建设新型能源体系。
新型能源体系要突出四个融合。一是化石能源与新能源融合。坚持先立后破的原则，循序渐进推动化石能源减量替代和减污降碳。发挥煤电对新能源电力的支撑性和调节性作用。二是一次能源与二次能源融合。通过“氢—电”耦合等方式，构建煤油气、电热氢等灵活转化、多元互补的现代能源供应体系。三是集中式和分布式融合。将大基地电力集中外送和就地消纳结合起来，最大化利用新能源。四是源网荷储融合。在大基地外送通道有限的情况下，以配电网为主战场深化电力体制改革，发展源网荷储一体化的配电网络，实现虚拟电厂、智慧能源、综合能源、分布式电源等多元融合发展，促进新能源就地消纳。
新型能源体系应具备五个特征。一是能源结构以绿色低碳能源为主。二是终端能源消费以电为主、氢电融合。三是运行安全灵活可靠，运用数字化、智能化电网技术，夯实集中式输电网络安全基础，大力发展智慧化分布式能源，提高电力系统灵活性和可靠性。四是科技创新引领发展。五是市场体系完备有效，深入推进电力市场、绿电市场、绿证市场、碳排放权交易市场协同联动，保障煤电角色转换后有合理收益，最大化兑现新能源绿色价值。
氢能在新型能源体系建设中可以发挥独特作用。利用大基地绿电制绿氢，可以在新型能源体系中发挥多重作用：一是作为清洁优质的二次能源，在交通领域减少汽、柴油消费；二是作为高品质热源，在工业领域减少煤炭、天然气等的消费；三是作为大规模、长周期、跨季节储能方式，可以提高电力系统灵活调节能力，促进大基地新能源电力集中外送；四是作为清洁化工原料和还原剂，以“风光氢储”一体化、“绿电—绿氢—绿氨（绿色甲醇）”一体化等方式，与工农业耦合，既能促进大基地周边化工等相关产业绿色低碳转型，又能带动大基地周边经济发展，还能为新能源就地消纳提供解决方案。
氢能绿色发展面临痛点
痛点一：制氢——灰氢如何变绿。全球氢气制造仍以化石能源制氢为主。国际能源署数据显示，2021年全球氢气产量达到9400万吨，与此相关的二氧化碳排放超过9亿吨，绿氢占比只有0.4‰。我国是世界最大的制氢国，可再生能源制氢不到1‰。大规模低成本制绿氢技术路线尚存在技术难题。碱性电解水制氢缺少规模化应用，难以适应风光电力的间歇性和波动性；质子交换膜制氢成本高，关键技术与核心部件受制于人；阴离子交换膜、固体氧化物电解水、光解水、热化学循环水解制氢技术还处于基础研发或试点示范阶段。
痛点二：储氢——任重道远。氢能是实现长周期、季节性储能的重要选择。但从国际上看，大规模跨季节储能应用的技术、成本、商业模式问题尚未解决，国外大型地质储氢项目多处在试验探索阶段，我国基本没有布局。实现规模化和产业化的氢储能任重道远。
痛点三：输氢——运输不通、供需不接。绿氢生产和消费空间错配。风光大基地集中于“三北”地区，但作为氢气消费大户的工业园区主要分布在东部和环渤海地区，大型钢厂也主要分布在东部，特别是沿海地区，这客观上要求储运衔接供需。由于液化储运核心专利大都在国外，固态储氢材料大多仍处于研发阶段，高压气态储氢仍是最常见的储氢方式。我国气态储氢基础材料、生产工艺、加氢设备关键器件等大多仍需进口，而且经济运输距离仅在200千米以内，输氢成本在氢气终端售价中的比重高达40%~50%，成为氢能规模化发展的掣肘。
痛点四：用氢——工业领域巨大脱碳潜力尚待释放。我国氢能发展以交通领域作为先导，但氢能源≠氢燃料电池≠氢燃料电池车。我国80%碳排放来自工业，而超过80%的氢气消费也在工业领域，工业领域拥有最大的氢能脱碳潜力。国内外关于氢能需求量的预测均表明，未来氢能消费量最大的依然是工业领域。
痛点五：成本高，难以规模化应用。电解水制氢成本为化石能源制氢的2~3倍，可再生能源制氢成本更高。绿氢项目立项多，但实际落地运行的还较少。全国多个省份规划布局了风光氢一体化项目，项目数量合计将近190项，大部分为在建及规划项目，其中建成运营的仅十几项。
氢能绿色发展相关建议
一是当务之急建标准。需加强对绿氢标准的研究制定。结合我国“双碳”工作及氢能发展实际，明确绿氢行业或国家标准，这是产业发展的重要基础，也是制定相关政策的科学依据。同时，需要积极参与国际标准的制定。
二是优化组合绿氢源。以绿氢为导向，鼓励新能源大基地优先发展制氢产业；鼓励化石能源和新能源优化组合，通过绿电—绿氢转化，在化工、冶金等领域逐步实现绿氢对灰氢的减量替代。
三是多管齐下通储运。支持开展高压气态、有机液态、液氢、管道等多种输氢路线的技术示范，打通产业堵点，解决供需不匹配问题。针对新能源大基地，近期鼓励就近消纳，优先发展制氢产业，减少氢能长距离运输，探索风光氢储用一体化生产模式。中远期考虑长距离外送，研究探索“西氢东送”“北氢南送”的可行性。当前可开展点对点纯氢管道、短距离天然气掺氢管道示范，适时选择钢级较低、压力不高的长输管道开展试验论证工作。
四是规模应用在工业。出台相关扶持政策，促进绿氢在工业领域的规模化应用，以实现工业领域深度脱碳。氢能在工业领域的规模化应用，将带动大功率绿氢制备技术与装备、管道输送以及大规模储氢技术的发展。
五是千方百计降成本。首先，技术创新降成本。聚焦短板弱项，适度超前部署一批氢能项目，持续加强基础研究、关键技术和颠覆性技术创新，建立协同高效的创新体系。其次，模式创新降成本。在大基地探索风光氢储用一体化生产模式，降低氢能供给成本。构建分布式可再生能源或谷电制氢的制—储—加一体化站内制氢模式，推动氢能分布式生产和就近利用。最后，深化改革降成本。深化电力体制改革，鼓励风光等可再生能源离网发电制氢，落实“隔墙售电”政策。对可再生能源制氢项目给予电价补贴，鼓励氢储能作为独立市场主体参与电力市场交易、获得价值补偿。打通氢市场、碳市场、电力市场，研究将氢能应用减排量开发为国家核证自愿减排量（CCER），支持氢能项目的碳减排量参与碳市场交易，通过市场交易使氢能绿色环保价值得到应有的体现。
六是综合施策推示范。针对产业发展痛点难点，以示范带动技术提升和成本下降。通过示范不断积累经验，形成可复制、可推广的经验。具体示范类型可分为两类：一类可以氢能应用为牵引开展综合示范，基于工业、交通等不同应用场景的减碳需求，发挥氢能作为用能终端低碳转型载体的作用；另一类可就产业链关键薄弱环节、技术难点问题开展专项示范，如可再生能源制氢、储氢和发电调峰一体化技术示范，开展大型储罐、盐穴储氢等规模化储氢技术示范等。（作者系中国国际经济交流中心科研信息部【能源政策研究部】部长）