电氢协同赋能可再生能源消纳的双轮驱动路径与体系化构建
南方电网能源发展研究院有限公司 王建斌 任畅翔 黄琰 张劲松
电力领域碳减排是实现碳中和目标的主战场，近年来全球能源转型加速，可再生能源发电成本快速下降，装机规模快速提升，但光伏、风电存在间歇性、随机性、波动性的特点，无法直接满足电网及用户的需求，如无有效的调节方案便会造成“弃风弃光”现象，其运行消纳问题进一步显现。
氢能可作为可再生能源的能量载体，具备“过程性能源”与“含能体能源”双重属性，因此氢能的应用领域多样。通过深度融合电解水制氢和可再生能源，充分发挥两者的优势和互补性，可再生能源为氢能的生产提供电力(氢负荷)，同时将氢能作为可再生能源的储能方式(氢储能)，可以提高电力系统灵活调节能力，解决大基地可再生能源消纳问题，打造更加完善和可持续的绿色能源体系。本文将从氢负荷和氢储能两个角度，总结电氢协同发展的实践路径与经验，分析氢能对可再生能源消纳的重要提升作用，提出电氢协同发展体系的规划建设建议。
电氢协同发展的双轮驱动路径
(一)制氢柔性负荷匹配波动性电源消纳
在构建新型电力系统的新形势下，大规模、高比例、市场化、高质量成为可再生能源发展的新特征和新要求。电解水制氢作为具有灵活调节功能的可调负荷，能与可再生能源的波动性、间歇性特性适当匹配，可有效提高可再生能源消纳能力，是新时期可再生能源高质量跃升发展的重要路径。
在中国当前“沙戈荒”背景下，新能源大基地面临的主要挑战就是如何高效消纳产生的电能，提高新能源利用率。以中国西北地区某典型的风光氢储一体化基地为例，其组成包括300万千瓦的风电、700万千瓦的光伏与适当规模的储能配套。该基地考虑采用电解水制氢作为柔性负荷来解决波动性电源的消纳问题，发现基地弃电率均低于6%，明显低于传统新能源大基地的弃电率，新能源利用率显著提高。采用电解水制氢的氢负荷方式，可以有效消纳可再生能源，同时也能满足弱联网甚至离网型新能源大基地的基本要求，为可再生能源的进一步规模化开发利用提供了可行的解决方案选项。
(二)氢储能多维度提升可再生能源消纳能力
氢储能是指采用风能或太阳能等可再生能源发出的电能通过电解水装置制取氢气并进行存储，完成电能向氢能的转化，并在需要用电时，通过燃料电池或燃机等装置将氢能转化为电能。氢储能作为一种新型的超长时储能技术，以“电—氢—电”模式应用于电力系统，在提升可再生能源消纳方面展现出巨大潜力，其核心价值体现在以下三个方面。
1.跨区域协同：破解资源与负荷的空间错配。
可再生能源的地理分布不均导致全球范围内出现严重的“弃风弃光”问题。氢储能通过将富余电力转化为氢气储存运输，实现了能量在空间维度的转移，为跨国与跨区域能源协同提供了全新解决方案。例如北海跨国氢能走廊通过海上风电制氢与氢储能解决资源与负荷的空间错配，加快全球绿氢贸易进展，破解区域供需失衡难题;日韩等能源匮乏型经济体通过“进口技术专业化+枢纽布局集群化”将氢能嵌入国家能源韧性网络，成功将海外绿氢转化为本土高附加值能源，通过氢能进口模式破解跨国能源协同难题;中国“西氢东送”战略实践以绿氢为资源载体，缓解中国资源与负荷的空间错配问题。
2.跨时间尺度调节：解决供需时序矛盾。
可再生能源发电与电力需求之间存在日内、季节性等多重时间尺度不平衡。传统电化学储能受限于较短放电时长，难以解决长时的能量转移问题。氢储能凭借其超长存储周期(可达数月)和大规模存储能力，成为平衡长周期供需矛盾的关键技术选项。例如德国H21 Ruhrgebiet项目计划建设10吉瓦电解水制氢设施，存储夏季风电并在冬季为鲁尔区供电，实现“跨季节储能”;法国HyPSTER项目是首个欧盟大型绿氢地下储存项目，通过地下盐穴储氢，将供电周期延长至数周;北京石景山区氢能供热项目以创新氢能安全储运的方式探寻氢能供暖模式。
3.系统灵活性提升：增强电网波动适应能力。
氢储能系统具有高灵活性和兼容性，能够适应不同规模、不同类型的可再生能源发电项目。无论是大型的风电场、太阳能电站，还是小型的分布式发电系统，氢储能都可与其配合，通过快速功率响应和双向能量转换特性，为高比例可再生能源电网提供多重辅助服务，提高电网运行的稳定性和可靠性。例如德国WolfEnergetik公司等开发的可逆固体氧化物燃料电池系统，可在电解模式下将电力转化为氢气和水蒸气，在燃料电池模式下将氢气和水蒸气转化为电力，具有高效、灵活应用(灵活切换电解和发电模式)和安全可靠等优势;美国Calistoga氢—锂混合储能微电网设施，结合氢燃料电池和锂离子电池技术，形成多时间尺度响应体系，对系统灵活性有显著提升作用;中船风电敦煌项目采用交直流混合微电网组网技术和锂电—氢燃电混合储能模式，将氢燃料电池和锂电池共同作为调峰载体和后备电源，搭载风光氢储微电网能量管理系统进行多尺度协调控制。
电氢协同发展的规划与建设建议
基于氢能对可再生能源消纳的重要提升作用，电网企业高度重视电氢协同发展，积极扮演核心“枢纽”角色，推动能源系统从单向流动向多能互补转型。目前电氢协同发展处于起步阶段，体制机制尚不成熟，故针对其规划与建设提出以下几点建议：
(一)加强能源规划协调和项目统筹
在电力规划、新能源规划等各类能源规划编制过程中统筹考虑氢能的发展目标和路径，基于地区资源禀赋和绿氢消纳能力，科学谋划和论证绿氢产业发展规模。稳慎有序发展可再生能源制氢项目，在落实氢能应用场景的前提下，优化风光制氢一体化项目审批管理，支持一体化项目业主投资和运营内部输变电工程。鼓励规模化可再生能源制氢项目优化控制方式，选取典型项目推动集群控制研究，提升电解设备对波动性新能源电力的响应能力与制氢效率，实现能源的高效利用和与电网的灵活协同。
(二)构建实现绿氢价值的市场机制体系
通过碳市场和电力市场双轮驱动，将绿氢的绿色价值与调节价值转化为经济收益。在碳市场方面，建立灰氢的碳排放标准，推动绿氢减排量纳入国家核证自愿减排量(CCER)，并通过碳交易实现市场化收益;在电力市场方面，优化分时电价机制，扩大辅助服务市场规模，允许绿氢项目以独立主体参与调峰调频等高价值服务，同时推动“电—氢协同”负荷报量报价，形成反映时空价值差异的绿电价格信号，引导绿电与绿氢协同发展。此外，对自发自用模式给予绿色认证，降低绿氢生产成本，提升其市场竞争力。
(三)强化技术标准与示范应用协同推进
聚焦绿氢制备、储运、应用全链条技术短板，开展碱性电解水、质子交换膜电解水等关键技术联合攻关，建立联合研发平台，推动海上风电制氢、海水原位制氢等前沿示范。依托大型可再生能源制氢基地，探索电氢协同互补模式，加速氢燃料电池发电堆、加氢站等核心装备规模化应用。同步完善标准体系，加快制定电制氢、氢发电、氢能并网运行等关键环节技术标准，并推动与国际标准互认，降低跨境氢供应链合作门槛，实现技术引领与产业规范同步发展。
(四)创新财政金融与电价政策支持工具
设立绿色氢能专项基金，通过政府产业基金引导社会资本投向氢能高端制造与前沿技术领域，发挥中央财政科研经费与预算内投资的杠杆作用。金融层面，利用碳减排支持工具鼓励银行加大信贷投放，支持氢能企业在科创板上市融资，搭建银企对接平台孵化初创企业。电价政策方面，研究出台新能源大基地隔墙售电优惠、绿电制氢补贴及核减备用容量费等措施，尤其对弱并网风光制氢项目减免政府性基金附加，系统性降低可再生能源制氢成本，形成“技术—市场—政策”闭环支撑体系。