近一个月来，国家电网董事长辛保安分别与国家能源集团董事长王祥喜、中国石化董事长马永生、中国海油董事长汪东进进行会谈，深化合作，共谋发展。
有分析认为，能源央企高层领导之间如此频繁的互访在历史上比较罕见。这也从一个侧面表明，在“双碳”目标的新形势下，无论对于电网企业还是油气企业，打破自己的“一亩三分地”，破圈发展、跨界合作都将成为趋势。
在上述企业高层会晤中，也透露出国家电网对于发展氢能的浓厚兴趣。氢电耦合，将成为电网企业跨界融合的发力点之一。
氢电耦合是方向
根据全球能源互联网组织的估算，到2060年，我国电制氢的规模将达到6000万吨，折合电能约为36000亿千瓦时。
一方面，氢能可减少对化石能源的依赖，帮助交通、工业、建筑等难以深度脱碳的领域脱碳，助力电力行业实现绿色转型；另一方面，氢能可以实现脱碳电力的消纳，增加电网的弹性。这也电网企业青睐氢能的原因所在。
“储能并不是解决可再生能源不稳定性的唯一方式，氢能与电力的耦合也能支撑高比例可再生能源发展。”某氢能企业负责人张先生告诉记者，“氢与电更容易产生‘化学反应’，从而建立互联互通的现代能源网络。随着可再生能源制氢的高速发展，借助电网的优势，有望使可再生能源消纳摆脱束缚。”
国网能源研究院的相关人士坦言，新型电力系统的建设离不开氢电耦合。“随着新能源渗透率的快速提高，电网形态及运行特性将发生变化，电力电子化特征逐渐凸显，电网面临电力电量平衡困难、稳定控制难度大、调节能力不足等挑战，需要新的应对策略，氢电耦合技术在新能源消纳、能量转换与存储、稳定控制等方面显现出明显优势。”
佛山环境与能源研究院副院长王子缘表示,氢电耦合可理解成风电、光伏等可再生能源发电（绿电）后，通过电解水制氢的技术路径进行转化、储运以及消纳。近年来，国家发改委、国家能源局等多部门先后发布相关政策支持可再生能源发电及探索新型储能技术，以实现可再生能源规模化消纳，氢电耦合因此备受关注。“今年3月国家发改委正式出台的《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》，把发展可再生能源发电制氢（绿氢）推向高潮，氢电耦合也迎来了新发展阶段。”
成本高企是难题
“氢电耦合当前也面临一些问题：在发电端制氢，新能源企业参与度低，在负荷端制氢，成本又太高，只好在电网侧发挥其功效。”张先生告诉记者。
2021年4月国家能源局发布的《2021年能源工作指导意见》提出，要积极推进新能源“隔墙售电”就近交易，这意味着可在发电端通过离网制氢，降低电解水制氢的原料（电）成本。
“以广东地区为例，风、光、核等新能源发电标杆电价为0.43元/kWh，过网费用约0.11元/kWh，若不考虑售电端，电解水制氢成本超过33元/公斤。”王子缘表示，“主要的问题还是集中在成本上。”
王子缘认为，在当前电价构成情况下，采用电解水制氢，经济性没有优势。由于下游应用市场仍未完全兴起，业主虽然看好氢电耦合的解决方案，但在实际操作中，更多地还是把电卖给电网。
上述国网能源研究院人士认为，成本高企的问题将随新型电力系统的发展而逐步解决。“伴随电力现货市场试点工作开展以及全国统一电力市场的建立，可再生能源富裕时段的电力价格将进一步降低，电解水制氢的经济性将得到提升。”
政策推动是支撑
“氢电耦合将助力构建以电为核心的能源互联网，氢燃料电池汽车是对传统电动汽车的重要补充，电网公司可发展充电-加氢一体化综合能源站，拓展业务范围，促进电网与交通网的深度融合，构建电氢融合的零碳交通网。以氢能综合利用为基础，进一步开展电制甲烷、电制甲醇、电制氨，加强电网与气网的紧密联系，促进更多行业实现电能替代。”上述国网能源研究院人士向记者坦言，“未来，电网方面将继续开展绿电制氢、高效储氢、生物质制气、高效热电联供、氢能支撑微网等氢电耦合关键领域的研究。
王子缘认为，电网企业涉足氢能产业，可充分发挥电网基础设施的独特优势，在负荷中心构建氢能制储供产业链，通过氢电耦合建立低碳绿色、多能互补的能源体系，从而提升电网韧性和供电安全性。
不可忽视的是，氢电耦合的能源微网系统整合技术难度高，电网企业目前经验较少，存在一定的技术风险。同时，随着水电、风电、光伏发电等可再生能源发电对电网的渗透率逐步提高，传统电网的调节、运营等成本将显著上升，整个电力系统的综合成本将不断提高。
“一方面，上游发电企业、中游电网企业、下游制氢企业以‘绿证’溯源的方式开展‘绿电’制‘绿氢’试点示范，政府结合实际情况给予扶持政策倾斜，另一方面，可在有条件的地区探索风光等可再生能源‘隔墙售电’交易试点，支持‘绿电’项目离网制氢并实现下游消纳与利用。”王子缘建议。
