氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，也是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，具有绿色低碳、来源丰富、应用广泛的特点，是构建新型能源体系的纽带和基石。

今年政府工作报告提出“深入推进能源革命，控制化石能源消费，加快建设新型能源体系”，围绕任务目标，我国对氢能行业的支持力度不断加大。氢能行业以绿色氢能推动新型能源体系建设，助力加快我国发展方式绿色转型。

电氢耦合支撑新型电力系统安全稳定运行

“双碳”目标引领下，我国进入了构建新型电力系统的发展阶段，氢能作为一种高效的清洁能源载体，储运形式灵活多样，具有跨季节、跨区域和大规模存储优势，在新型电力系统建设中将发挥重要作用。

当前，新型电力系统建设面临的最大挑战是新能源高比例接入电网后，间歇性、波动性等先天缺陷与用电负荷刚性需求之间的矛盾。通过电氢耦合协同发展，可以解决因新能源波动带来的功率平衡变难、系统调控复杂、电能质量受损、稳定裕度减少等问题，保证新型电力系统安全稳定运行。

电氢耦合技术是将氢能和电能相互转化、高效协同的能源网络技术，可以就地消纳风光水电等清洁能源，用以制氢或生产氢基能源，再把制成的氢能和氢基能源通过管道或其他方式输送给用户。

西南石油大学碳中和首席科学家雷宪章认为，新能源电力的输送与消纳要形成以电网为主、氢能为辅的电氢耦合协同模式，形成绿色安全供应和消费模式。固体氧化物燃料电池是能源转型的核心抓手，要通过新技术的研发，实现化石能源的低碳、零碳替代。

明阳智慧能源集团股份公司氢能研发中心系统开发部副部长张超表示，构建电氢社会、实现氢电融合及天然气掺氢，是我国能源结构不健康、电网建设速度滞后、天然气消费用量大等主要矛盾的解决方案。当前绿电成本持续降低、氢储能前景广阔，可再生能源制氢迎来重要的发展机遇，但也面临离网制氢这一巨大挑战。

绿电转化助力新型电力系统建设

2023年，我国电力行业绿色低碳转型持续推进，新能源发展实现“三连跳”。全国并网风电和太阳能发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦，连续突破8亿、9亿、10亿千瓦大关，于2023年底达到10.5亿千瓦，占总装机容量比重的36%，比上年提高6.4个百分点。其中，并网太阳能发电装机规模从2022年底的3.9亿千瓦，提高到2023年底的6.1亿千瓦。新型电力系统发展进入加速转型期，呈现出新能源逐步成为发电量增量主体、分布式智能电网支撑作用越发凸显、灵活调节和响应能力提升、满足系统内平衡调节需求的特点。

北京英博新能源有限公司产品总监李琦表示，随着新能源装机规模扩大，电力系统呈现“双高（高比例可再生能源接入、高比例电力电子装备）”特性，不利于电网稳定运行，要解决这个问题，需要政策推动绿电直供及离网制氢模式。

氢能产业发展的终极目标是构建以绿氢为主体的氢能体系。当前，影响绿氢规模化生产及应用的关键因素是成本太高。只有降低成本，才能推动绿氢产业发展。

氢集能源属性和产业属性于一体，可转化为100多种化学产品。绿电转化是指将绿色电能转化为氢能，或者以绿氢为原料转化为其他化学产品。绿电转化是降低碳排放、构建碳中和社会的大势所趋，正得到高度重视。

国内外纷纷布局二氧化碳加氢制高附加值化学品技术。比如，冰岛国际碳循环公司（CRI）研发出二氧化碳加氢合成甲醇工艺。大连化物所研发出“液态阳光”（利用新能源电解水制备绿氢，并将二氧化碳加氢合成甲醇等液体燃料）技术。清华大学研发出一步法利用二氧化碳加氢制碳8~碳12相航煤技术，粗航煤经加氢改质成为合格航煤产品，转化率可达到90%，目前已完成百吨级小试。

国核电力规划设计研究院有限公司工程技术部副主任杜逸云表示，绿电转化不是一个单一产业，需要能源行业、化工行业共同参与推进行业发展。绿电转化主要包括氢能转化产业，其发展遵循储能逻辑、碳税逻辑、提质逻辑和能源安全逻辑四个基本逻辑。绿电转化有助于以新能源为主体的新型电力系统建设。新型电力系统主要有三个表现。一是突破电网消纳限制。通过大规模就地消纳，将间歇性、波动性的风光资源转化为可存储、可转移的氨醇等氢基燃料，突破了电网消纳限制，实现了风光更加灵活高效的应用，可大幅提高新能源比例。二是提升电力系统稳定性。通过“弱”连接与电网相连，绿电转化系统中的制氢功率随风光出力同步变化，系统中的储能、智能控制系统进一步平滑风光曲线，从而大大减少了新能源对电力系统的冲击。三是降低全社会用电成本。通过就地消纳和平滑风光曲线，减少了电网安全稳定运行所需的辅助服务。

满足经济性、可靠性及规模化发展需求

作为应对气候变化、推动能源转型的重要载体，绿氢在化工、钢铁、交通、发电四大领域的应用发展潜力巨大。目前，投建投产绿氢项目的企业也越来越多。绿氢相关企业如何满足经济性、可靠性及规模化发展的需求？

中船（邯郸）派瑞氢能科技有限公司副总经理薛贺来表示，全球氢能已进入产业化快速发展新阶段，大功率、高效率、低成本、长寿命是制氢设备的主要发展趋势，未来要实现模块化、组合式、自适应的多台（套）联动绿氢系统。

三一重工工程车辆事业部研究院副院长朱伟强表示，我国燃料电池汽车产业正处于示范运营阶段，正在进入规模化商业化初期阶段，燃料电池工程车辆需要高功率、高集成、高可靠、高性价比、宽温域，行业发展需要实现规模降本、政策支持、加强基础设施建设、挖掘更便宜的氢气资源。

清华大学教授王保国表示，当前亟须发展高效率、低成本电解水制氢技术，提升新能源消纳能力；亟须突破关键材料规模制备技术，提升新能源消纳能力，高导电率、高阻气性、高稳定性的碱性离子膜是主要挑战。

中国科学院理化技术研究所研究员、博士生导师谢秀娟表示，我国液氢产能不到北美的3%，产业潜力巨大，但设备成本、运行成本及加注成本居高不下是“卡脖子”问题。对于液氢工厂来说，需要打通设备、EPC承包及各地审批等整个链条。经过多年努力，已突破了高速氦透平膨胀剂、低漏率铝板翅式换热器等技术壁垒。

上海氢枫能源技术有限公司研发总监姜方表示，我国制氢加氢一体站面临审批流程复杂、技术标准缺失、氢气来源难以保证及运营经济性差的问题，各地政策“松绑”将为制氢加氢一体站发展带来机遇。

近年来我国天然气管网基本建成，实现了天然气干线管道的互联互通；若在天然气中掺入一定比例的氢气以组成掺氢天然气，通过天然气管网将掺氢天然气输送至终端用户，或直接利用、或提氢后分别单独使用，将大幅提升氢能的时空调配规模与效率，实质性推动我国氢能产业快速发展。

上海交通大学氢科学中心副主任、教授邹建新表示，氢气存储与运输技术是氢能各应用场景的共性难点。国家电投集团中央研究院资深研究员崔崇表示，我国已有15个省市在氢能产业规划中明确提到开展天然气掺氢技术布局。利用天然气管道可以实现氢气的长距离、大规模、低成本输送消纳，当前天然气掺氢输送存在氢损伤和加速失效问题，在应用示范方面也存在政策问题、安全问题、经济性问题和商业模式问题。他建议，尽快出台行业标准，解决绿氢企业经济收益率不高的问题，并推动建立碳税、碳交易体系。

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