9月14日，在中国氢能联盟组织的一次会议上，中国工程院院士黄其励作《氢电协同为新型能源系统提供有力支撑》演讲，围绕氢电耦合主题，介绍氢与电的发展，氢能发展的典型案例，氢能需要技术进步的要求，以及相关的建议思路等。
氢和电是最亲密的能源伴侣，是人类未来的二次能源有电以来人类社会经过了工业时代、现代时代以及信息化和智能化时代，电给社会带来了繁荣幸福。现在我国二次能源中的电气化比例是27%，计划到2060年将达到60%。根据各方面的研究，到2060年氢能占的比例有的报告是10%，有的报告是20%，取平均值15%，60%电和15%的氢就是2060年社会用能的最大组成部分。
但是电这个老革命碰到了新问题，能源转型从煤到石油再到可再生能源(为了简单起见下面叫新能源)，这样一个变化给能源电力的保供安全带来非常大的挑战。新能源有两大优点、两大缺点。优点第一是国产，不需要进口，第二是资源特别丰富，可开发的太阳能装机可以达到156亿千瓦。其两大缺点，第一是靠天吃饭，有很大的随机性和波动性，第二是对电网有弱支撑性和很低的抗干扰能力。
今天针对第一个问题需要对波动性和随机性进行补偿，出现了很多储能技术。其中，氢储能和氢电耦合成为一个新秀。水由氢和氧组成，氢的另外一个名字是水素，地球70%被水覆盖，氢是非常丰富的、也是最轻的元素。氢的能量密度高，单位质量的热量是煤炭的4倍、汽油的3.1倍、天然气的2.6倍。
氢有能源和资源的双重属性,几乎可以连接所有能源，是各类能源的桥梁和纽带。常见的二次能源有电、热和氢，绿电和绿氢是二次能源的最佳选择，氢和电是最亲密的能源伴侣，是人类未来的二次能源。
报告共分为三个部分。首先讲氢能发展的驱动力，其次讲氢能发展的典型案例和技术进步的要求，最后是政策建议。
氢能提高我国能源大系统的综合利用效率
能源转型从煤到石油到可再生能源，并不是前一个能源用完了，才开始下一个进程，而是主要是由于人类生活环境的变化，要保护地球，实际是保护人类自己，必须向新能源、可再生能源转化。
新能源系统发展面临若干困难和挑战：
第一个挑战是常规消纳的矛盾突出，新能源可以发电，但发出电后消纳不足。现在国家发展速度很快，有些地区的可再生能源的渗透率(装机容量与最大负荷的比值)已经达到了233%，必须有4个小时以上、甚至季节间的调节需求，需要挖掘长时间、规模化的灵活储能技术的潜力;第二个挑战是绿电外送通道容量空间利用。现在开发的“沙戈荒”和“深远海”位置的新能源发电，电力如何输送出来?能够和特高压输电并行、为能源输送做贡献的，非氢莫属;第三个挑战是用户侧要加强电气化、绿氢化比例。交通、建筑、冶金、化工等工业部门，都是难以减碳和取代的，需要处理好现在的化石能源和未来的可再生能源的关系，提高电气化和绿氢化的比例;图片
由于氢电耦合可以降低或平衡随机性、波动性对电力系统的影响，可以消纳新能源，预计到2030年新能源要发展到16.4亿，2060年到60多亿，新能源如此大的发展，如果没有巨大的消纳能力是做不到的。
第一，用电解水制氢及其衍生品提高新能源消纳的能力和区域调度能力。电力输送的特高压很好，但也不是唯一的方式，可以用管道或其他方式将氢外送，完成跨区域跨品种的耦合。氢及衍生品的能源存储规模可以从百千瓦到吉瓦，存储时间可以从小时到季，技术潜力可以到百吉瓦。
第二，可支撑终端用电大幅度提高电气化比例，特别对于难减排的重工业，由于历史原因不好替代，通过氢气衍生品作为二次能源，可以推动原料、材料、终端用能的清洁化、低碳化，减少化石能源的利用;第三是助力我国建设氢能国际贸易枢纽。
储能越来越重要，与抽水蓄能或其他储能方式比较，氢储能(或氢电耦合)有很多类似的地方，氢储能最大的特点就是能够长时间、大容量、跨季节储存，是其他方式所不具备的。到2060年氢能需求量要达到1.3亿吨，如果按照50%转化为灵活性资源，相当于火电装机3亿千瓦。
未来氢电耦合发展的关键驱动力，首先是区域能源资源禀赋导致灵活性需求差异明显。不同的区域资源禀赋不一样，青海白天光伏弃电量大，晚上全时段电源不足，依托氢储能技术实现大规模“电-氢-电”大规模转化利用。湖南白天依托特高压送电+本地光伏自发，晚高峰供电不足，依托氢储能可实现高峰“氢-电”保障用电。吉林晚上风电大发但消纳不足，白天火电电源供应不足，无法支撑特高压外送利用率。通过“电-氢”转换可支撑类似地区大规模新能源外送。氢能可以提高能源系统灵活性。时间灵活性，充电时间和放电时间不对等，可实现慢充快放，快充慢放，或者慢充慢放。空间灵活性，充电和放电空间解耦，在价格最低的地方充电，价格最高的地方放电。
第二个驱动力，离网-并网型新能源开发模式逐渐成为扩大新能源规模化开发潜力的重要手段，”沙戈荒”、”深远海”等场景成为高质量发展重要抓手。“能源区域综合化”和“源网荷储一体化”发展趋势明显，进一步强化了区域氢电耦合需求，需更好挖掘氢电耦合的综合效益。
我国海上风电技术可开发潜力约22.5亿千瓦，按20%比例制氢可年产绿氢超过3500万吨，替代石油超过1亿吨。2030年，风电制氢的度电成本将降至0.25元/千瓦时，海洋风电制氢成本可达22-25元/公斤。
氢电耦合应用的典型场景和需要重视的技术开发
第一个场景：新能源大基地
也就是“沙戈荒”，国家要开发4亿多千瓦的风电、光伏。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模式总成本低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。如果把风、光、电、氢、站、车、化工一体化开发就很有前途。宁东可再生氢碳减排示范区项目是全国首个化工、交通多场景一体化协同耦合的商业化绿氢项目，以电补氢后制氢成本可达17元/公斤。衡阳有大量副产氢作为初期气源，后期依托衡阳及以南地区光伏资源，充分利用湖南高电价优势，逐步提高制氢配比制低价氢，通过多元化氢源耦合，为衡阳调峰基础和湖南省多元化能源输入和耦合提供方案。
为了实现这些大规模开发，对技术方面有什么需求呢?
第一对制氢电解槽的灵活性以及碱性电解和质子交换膜电解的联合控制技术提出了要求，因为这两种电解方式都有各自的优点。重点的研发任务就是宽范围、高效率、低能耗碱性电解水制氢，大规模、低成本、长寿命质子交换膜制氢技术，以及两者耦合的综合控制技术。
第二个技术开发需求是燃气轮机。燃气轮机可作为灵活电源，但我国的燃气轮机很少，目前使用的都是天然气燃气轮机，但天然气资源又缺乏。用掺氢或纯氢燃烧，跟天然的燃气轮机有一样的调节电网的能力，增强电网的供电安全。荆门掺氢燃气轮机成功实现30%掺氢燃烧改造和运行，机组具备纯天然气和天然气掺氢两种运行模式的兼容能力。在这方面需要解决的重点任务，包括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低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。
第二个场景：深远海
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，但深远海风电的开发也面临低成本、大容量、远距离输电等严峻挑战。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。特别是华东地区是海上风电的丰富地区，也是经济发展的丰富地区，可以深远海上风电与经济发展同步发展，欧洲德国、荷兰和英国等已开展相关的项目。
深海环境更加恶劣，存在着海流、波浪、潮汐、内波等多种水文现象以及腐蚀、冲刷、淘空等长期理化作用，对风机基础、海底电缆、海上平台集成等技术无疑提出了更严苛的要求。与近海风电场相比，深海风电场的建设需要重新评估和考虑机组基础型式和机组安装方式，例如漂浮式光伏和漂浮式风电机组，一旦台风来了以后，问题也会很严重。
因此在技术研发需求方面，海水原位制氢就成为氢能发展的原动力。海水里面的杂质有92种，非常复杂，对电解槽有很大影响，对系统和控制有严格的要求。海上的原位制氢就可以解决这个问题，深圳大学谢和平院士研制的全球首套400L/h海水原位直接电解制氢技术与储备，海水无需淡化、无额外催化剂，与东方公司合作做了首台套海水原位制氢装备，运行10天，非常稳定，氢的纯度达到了99.99%，该技术未来很有发展前途。海洋将来是人类的宝藏，一方面可以通过制氢来供给人类，另外海洋里有氢的同位素，氘和氚，可作为核聚变的原材料。
因此，海上氢能的制氢、储存和输送，比如制氢完成后通过管道输送或运输船输送，制氢以后的传送、氢的液化、氢合成氨、储氢罐等等问题，都需要进行技术开发和投入。
深远海综合能源岛的建设，不只是单一需要能源资源的消纳和外送，更需要打造“电-氢-储-运-用”一体化生态闭环，协同能源岛稳定用电、跨国贸易航运减排等多方位需求，推动氢能岛上就地应用。
第三个场景：工业
推动氢能与工业耦合应用，将绿氢作为“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。以氢能打造可再生能源-(电力系统+氢能网络)-工业产线的能源循环，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。国家能源集团国华投资有风电氢氨的项目，新能源装机容量110万千瓦，可以产30万吨的绿氨;国家电投集团和吉电股份在吉林大安计划建设的“风光氢氨一体化”项目，年产6万吨的绿氨、30万吨绿氨;宝钢湛江有氢基竖炉工程项目;河钢集团有富氢冶金项目;嘉兴也有一些项目得到了示范，开了个好头。
工业场景方面需要开发的技术比较多，根据应用对象不一样，通过石油化工与煤化工、能源化工与多能融合高效耦合，重点突破烯烃、芳烃、含氧化合物、特种油品和化学品低碳新技术，构建有机融合的工业低碳关键技术体系，增强我国大宗(基础)化学品供给体系的韧性和灵活性，形成更高效率和更高质量的投入产出关系。
氢冶金技术研发重点围绕提高小时喷氢量，提高吨铁喷氢量，开发高炉喷氢喷嘴、氢气加压机、氢气加热器以及具有最大喷氢量的大高炉喷氢减碳技术，不断提高高炉对氢基气体还原性的适应性、氢碳比和二氧化碳的减排量，并持续降低焦比，尽可能增加铁产量。
“煤掺氨技术”的创新研发将为鄂尔多斯、宁夏等火电外送基地的低碳转型带来机遇，协同新能源大基地的开发建设，可促进煤基能源、新能源、氢(氨)能的高效利用，以支撑能源基地转型发展。国家能源集团“燃煤锅炉混氨燃烧技术”以35%掺烧比例在40兆瓦燃煤锅炉上实现了混氨燃烧应用，达到国际领先水平。我是这个项目的鉴定委员会主任，我的鉴定结果是该项目达到了国际领先水平，以后还有更大的掺烧比例和问题需要解决，大有可为。
若干建议
提出氢电协同发展的建议：加强技术研发，协同创新，示范先行，完善标准。
一是加强技术研发。国外对氢研究启动较早，都有氢能计划，我们应该研究欧美日等国技术发展路线，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强度，布局一批氢能国家工程中心。
二是加快协同创新，加快氢能的骨干企业的协同，打造创新联合体，中国氢能联盟就是一个很重要的联合体，推动科技研发平台建设和人才引进，高质量打造氢能原创基础策源地;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。前面提的示范量比较小，处于起步阶段，积极打造规模化、低成本的可再生能源的绿氢大基地，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。氢能领域国外发展更早，我们要积极参加国际氢能相关标准制修订工作，梳理中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。