“电制氢对于构建以新能源为主体的新型电力系统意义重大。实现碳中和愿景目标，电力增长首先必须零碳化，电制氢及氢储运技术的加速成熟和成本的下降将为大电网提供跨时空的储能调峰能力。而氢燃气轮机可以为电网提供灵活性调节和转动惯量，构建零碳电网和新型电力系统成为可能。所以大家可以展望碳中和之时将进入氢能时代。”国网上海综合能源服务有限公司副总经理张春雁在第三届综合能源服务产业创新发展大会上发表了以《电制氢对于绿色能源体系建设的意义及其展望》为主题的演讲。
以下为发言实录：
张春雁：各位领导，各位嘉宾，大家好。人间最美四月天，草长莺飞蝶翩纤，在春暖花开的时候，在第三届综合能源大会成功举办的同时，氢能论坛在长三角氢走廊的桥头堡，在首个氢能应用加氢站的诞生地嘉定开幕。作为这次论坛联合主办方之一，我谨代表国网上海综合能源服务有限公司，热烈欢迎大家的到来，相信大家都是满怀对能源绿色低碳转型和3060目标的期待而来，是怀着对氢的情怀来解读氢，拥抱氢，畅想氢。
上海综合能源服务公司是国家电网公司旗下一个综合能源服务市场开拓的平台，氢能作为未来能源的一种期待，这几年我们一直十分关注，正在推进氢综合能源系统的示范应用，与研究机构等在开展技术研发，承担推进国家电网总部和上海市有关氢能利用的科技项目。
下面我作一个报告分享，题目是电制氢对于绿色能源体系建设的意义及其展望。
一、战略需求和必要性及路径
3月15号总书记在中央财经委员会第九次会议上明确提出来，要构建一个以新能源为主体的新型电力系统，这具有非常重大的战略意义。新能源为主体，这个提法跟我们原来高比例可再生能源、高比例的电力电子系统的提法有很大的区别。目前，光伏、风电等可再生能源等的高效利用是新能源，而氢将是下一个最重要的新能源。这也是战略上的考虑，前些日子苏伊士运河船一卡，油轮租金马上上涨45%多，我们现在油气进口依赖度太大，如果我们建成了以新能源为主体的电力系统，能源安全的命脉就不会被人卡脖子了，所以这也是与能源安全新战略观完全契合的。以可再生能源为基础的新能源是我国家有待大规模开发的最宝贵财富。如果有一天真正做到了新能源为主体，充分开发利用了这些光风等可再生能源，我想我们能源的战略安全也就得到了根本保证。
值得关注的是，国家电网公司是全国第一家提出双碳行动计划的央企，特别明确，在能源供给侧，构建多元化清洁能源供应体系，其中包括推动氢能利用，碳捕集、利用和封存等技术研发，加快CO2资源再利用。在能源消费侧，全面推进电气化和节能提效，其中包括加快电能替代，推进电制氢技术应用。以新能源为主体的新型电力系统，需要消纳大规模的可再生能源，储能和灵活性调节能力，这给氢能应用提出了迫切的期待。构建可再生能源与电制氢融合的零碳电网和新型电力系统成为方向。
这是绿色能源系统分阶段的实施路径。目前，要加快推进能源的清洁替代，加快煤电灵活性改造、大力发展清洁能源、积极发展生物质燃料、积极发展电制燃料，包括与可再生能源开发相结合，大力发展清洁电力制氢和终端燃料电池、燃气轮机等高效利用和灵活利用、电制阳光燃料产业规模化等。要加大可再生能源大规模消纳，加快推进能源消费电能替代，推进电制氢及绿色氢大规模应用、储运和调峰等。推进P2G，PTX 技术，完成多能源转换。
电气化水平提升如何跟新能源利用相结合也是一个挑战，目前终端能源消费电能占比的还是比较低的，按照碳中和愿景目标，可能要60%、70%以上了。
当然，对氢能的利用，确实存在好多需要突破的问题，顶层设计问题：国家、各省均出台了一些氢能产业的指导意见，仍缺乏具体的实施路线，上下游产业发展不协调，产业链标准体系待完善；技术装备问题：氢能产业关键设备技术复杂，我国相关核心技术及自主化程度不足，膜电极、催化剂、压缩机、储氢罐等仍大量依赖进口；基础设施问题：加氢站、输氢网等基础设施建设布局严重不足，相关规划及补贴问题待解决；产业成本问题：目前电解水制氢-储氢-输氢-加氢各环节关键设备的成本较高，有待进一步的技术成熟、规模化；政策规范问题：目前，关于氢的制取，全场景应用存在严重的定位滞后，标准滞后问题；科普认识问题：目前，对氢作为一种能源的全社会认识，对其安全性的认识有待重新思考，标准规范严重滞后。
这是碳中和背景下能源结构中氢能预期。3060能源结构的转换和优化有两条路径：第一个就是不可再生的化石能源一定要被可再生的绿色能源来替代；第二就是一个高碳向低碳过程的过渡。
这是目前碳中和的路线图，首先是能效的提升，低碳技术的应用，零碳负碳技术的应用，零碳燃料的替代，这些跟氢的利用有密切关系。氢无疑是最好的一个元素。零碳替代呼唤氢能时代。国际能源署《氢能燃料电池技术路线图》指出：“氢能燃料电池是少数几个可以将不同能源来源和终端用户联系在一起的技术之一，在未来能源构架中起到电-热-燃料之间转换的新型载体作用”。
国际氢能委员会认为“氢能是将全球变暖限制在2℃的能源转换的中心支柱”。估计，氢国际发展前景，预计到2050年氢能将占到总能源消耗的18%，每年减少二氧化碳排放量约60亿吨，并贡献约20%的额外减排，市场空间达12万亿元美元。而在我国，氢气使用量预计到2050年将达到1亿吨，占我国终端能源结构的10%以上，实现CO2减排近12亿吨，如现在从碳中和看还是保守的。
二、氢和电制氢及燃料电池
现在讲一下氢、电制氢及燃料电池，包括氢燃气轮机。众所周知，氢的来源非常广泛，地球上70%是水，水中含有氢，氢本身能量密度很高，氢的导热性好，可以作为传热的载体。它能以多种形式的氢化物出现，能适应贮运及各种应用环境的不同要求，其存储、规模、长周期储能竞争力高于锂电池，氢气发电的最终产物是水，环境友好。
氢能的安全性。氢能的体积密度非常小，易挥发，决定了它在非密闭空间应用场景当中本身的安全特性，当然安全决定于是否落实安全技术措施。
化石原料制氢即蓝色，工业副产制氢即灰色，长远来说是过渡，可再生能源电解水制氢即绿氢，是未来趋势。在全球碳中和的大环境下，氢气将主要由可再生能源制取，成为真正的又一代新能源。根据我们国家的风光资源的禀赋，最终方向是可再生能源电制氢，也就是绿色制氢，这个方向关键是电解槽的核心技术要到位，低成本长寿命，高效率电解槽是关键。
再说电制氢，主要有碱性电解水制氢，质子交换膜电解水制氢，固体氧化物电解水制氢等。碱性的电解水制氢不适合可再生能源不稳定性电力匹配。而质子交换膜的电解水制氢，特点是可以匹配可风光可再生能源，固体化氧化物电解水制氢，国内研究机构也已经有很好的研究，正在推向工程示范。这是PEM电制氢的原理，对输入功率变化响应快，适用于可再生能源的波动性，具宽负荷范围工作性能，宜与风能、太阳能结合，产气纯度高，体积小。高温固体氧化物电解制氢(SOEC)可利用各种可再生能源在高温下将水蒸气高效电解为氢气和氧气，具有高转化效率，且不必使用铂金。
下面讲一下燃料电池和氢燃气轮机。燃料电池在交通运输上的应用已经比较广泛，燃料电池也是终端能源系统解决方案的核心关键技术，但这个核心关键技术目前跟国外的差距还非常明显。
氢燃气轮机，依靠可再生能源光伏等制绿氢。欧洲已经提出，应把目前在用的燃气轮机，包括未来一定数量的新增燃气轮机，由烧天然气，最后转换为掺氢甚至纯氢燃气轮机，提高了效率，更可为电网系统提供灵活性。
三、可再生能源电氢融合能源系统
富裕的风、光可再生能源电能制氢，既可大规模、长时间高压气态等方式存储，又可通过燃气管网跨区域、远距离大规模输运，在终端耦合交通、工业和市政能源系统直接利用，还可转变为电能调频调峰，“零碳”实现可再生能源时变出力的大尺度跨时空转移和平抑，支撑构建含可再生能源主导的的“碳中和”新型电力和能源系统建设。
而电制绿氢又可“零碳”满足电、热、气等多形态能量需求，支撑“碳中和”终端用能体系的构建。氢能既可直接燃烧为用户提供热能，还可以在高峰时段利用氢燃料电池等发电供能，满足供热/制冷需求，实现能源生产-储运和消费全过程“零碳源”。
这是三菱电力，在美国投资30亿美元计划建设的全球首个绿色氢能集成标准包，是可再生能源制氢，然后储氢，然后燃气轮机发电，构建一个完全零碳的电力系统。
可见构建新型电力系统，从零碳角度，电制氢能够适合于可规模化的绿氢制取和储运，满足非常好的动态响应，保证电网灵活性。
当然，电氢气协同，电能系统，氢能系统，天然气系统，它们之间如何融合？国内外已经开始研究，利用遍布的天然气管道输送氢气，可使氢进千家，今年国家重点项目已经在立项。氢气的储运方式将包括氢气专用管道、压缩氢气（CH2）、液化氢气（LH2）、液体有机物氢载体（LOHC）、金属合金储氢等方式。当然，还要加快研究推进基于液态阳光燃料等技术，可再生能源制甲醇、氨，乙醇等，PTX，解决无碳燃料问题。
电氢融合的新型电力系统，长远来说是真正的能源互联网的生态系统，跟传统的能源系统比较，形成一个电氢融合的新型的能源系统，充分发挥电氢气融合转换的功能。
电氢融合的新型电力能源系统构建，它里面牵扯到关键技术，最重要的是氢电相互高效转换技术，还有混合可再生能源直流网技术，直流比例会不断增加。
零碳电网的概念，可再生能源的电网是电力电子发电为主，集中与分布式结合，弹性大，惯量小。从目前电力系统的结构看，要最大限度的减少温室气体排放，实现风光储可再生能源大规模化消纳，加大氢能存储转化和输运作用非常重要。
四是终端能源电氢融合系统，目前主要在交通领域，事实上从欧美国家，特别是日本来看，终端能源系统氢能占比在不断提高，原来以天然气为主的系统已经在逐步退出。这是澳大利亚LAVO装置，是家用氢储装置，光伏制氢，金属储氢，燃料电池发电，足够让普通家庭使用两天。又如美国苹果公司硅谷总部，全世界最大的屋顶光伏系统，其余的由园区的燃料电池供能。这个是日本东京奥运会的构建的氢能社区。
综上所述，面向碳中和，打造绿色能源体系，构建新能源为主体的新型电力能源系统，可再生能源与电氢融合技术是关键。
五：结论及展望
我们要加快构建基于电氢融合的能源互联网新生态。
第一，绿氢是可再生能源、是真正的下一代新能源，是深度减碳重要工具。
无论从实现“碳中和”的角度还是从保障国家能源安全的角度，发展可再生能源制氢都是未来的必然选择，是新兴产业的制高点。
可再生能源电制绿氢是氢作为零碳新能源的关键，预计2030/2060 年可再生能源制氢占中国氢气来源比例将超15%/80%。
可再生能源电解水制氢逐步替代化石原料制氢，一方面能够有效缓解大规模新能源消纳问题，一方面可为工业、交通等领域供氢，减少各领域碳排放。
而下游，随着加氢站、输氢网等设施逐步完善，氢能利用更加便捷、平价，氢能交通布局逐步完善，氢能规模化商业化应用已是大势所趋。
第二是绿色电能替代是实现碳达峰、碳中和的一个重要方向。
3060目标下，全社会电能替代必须加速。电能终端消费由当前约26%，2050年要到60%，2060年70%甚至更高。
而绿色电能替代是实现碳达峰，碳中和的一个重要方向，且整个过程有望完全实现零碳化。随着廉价的可再生能源制氢普及，零碳电网的建设也必将不会遥不可及，构建电氢能源互联网生态成为实现碳中和目标的重要路径。
电制绿氢的战略地位将不断凸显。而电解槽将成为重要战略产品。全球保守估计将由当前的不到数百MW，到2030年达数百GW，2060年达到数千GW，现在欧盟国家碳中和计划开发可再生能源制氢直接落实到电解槽装机容量。
第三个是电制氢及可再生能源制氢的成本奇点必将加快到来。
全球各地，可再生能源发电成本持续下降，并逐渐开始低于化石燃料发电成本，可再生能源电解水制氢最具低制氢成本潜力，未来随着各环节的核心技术逐步成熟并规模化生产，成本进一步降低，廉价电力下将带来廉价绿色氢气，为氢能快速渗透广泛利用提供基础。
面对3060双碳目标的引领，作为国家中长期战略技术储备，随着政策和顶层设计的突破，制氢-储氢-输氢-用氢各环节关键核心技术突破拐点必将加快到来。
如果电氢应用得到普遍推广，很多电力，比如低谷电，比如有一些可再生能源平价电，直接可以电制绿氢。另外，加氢站的电制氢，现在我们合作研究电制氢的效率已经很高，电解槽功耗已到4.1kWh/Nm3，我们算出来上海低谷电如果按照0.28元/kWh来算，电制氢成本25块钱每公斤，再加上运输和加氢站成本，在上海地区已有优势，当然这个还要进一步市场化应用。
第四，电制氢对于构建以新能源为主体的新型电力系统意义重大。
实现3060目标，电力增长首先必须零碳化，电制氢及氢储运技术的加速成熟和成本的下降可以为大电网提供跨时空的调峰能力，而氢燃气轮机可以为为电网提供灵活性调节能力和转动惯量，构建零碳电网和新型电力系统成为可能。氢能在终端能源系统中的应用将加速发展。氢作为新一代零碳新能源，将成为沟通源网荷储的重要载体，电制绿氢可以打通源网储荷零碳电力能源流，电氢融合绿色能源系统未来可期，氢是打造未来能源互联网生态最重要的元素，可以期待碳中和愿景实现之时即进入氢能时代。
最后，看下目前国内外绿色电制氢项目，世界范围好多项目在建设，从几个兆瓦，几十个兆瓦项目都有，最近一个GW，两个GW的已经在计划建设。
这个是国家电网公司牵头承担的首个氢能相关的国家重点项目可离网型风光氢燃料电池直流互联与稳定控制技术项目，项目将建成“氢电耦合直流微网示范工程”，打造“绿电”造“绿氢”、“绿氢”再发电的绿色能源体系，探索加快推动 “双碳”目标实现的新路径。项目突破氢电耦合直流微网在安全、稳定、经济运行方面关键技术，自主研发高效电解制氢系统、燃料电池热电联供系统、氢能与电池混合储能、多端口直流换流器等核心装备，将电、氢、热等能源网络中的生产、存储、消费等环节互联互通，实现绿电制氢、电热氢高效联供、车网灵活互动、离网长周期运行等多功能协同转化与调配，形成以电为中心的电氢热耦合能源互联网示范。
风光无限的未来可能不是风光，是氢能。我的思考可能不太成熟，请大家批评指正，谢谢。
