3月15日中央财经会议上指出，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，实施可再生能源替代行动，构建以新能源为主体的新型电力系统，可再生能源发电成为时代的浪潮儿。在此之前，2月10日，国家能源局下发《关于征求21年可再生能源电力消纳责任权重》，文件将2030年非化石能源占比的目标具体落实到每一年的消纳权重，同时也将消纳责任权重纳入对各省市的考核。这表明构建以新能源为主体的新型电力系统，不是一味的追求新增的新能源装机量，而是以电力消纳为衡量，对新能源电力消纳提出更高的要求。在技术、成本、政策等推动下，氢能作为电力介质和纽带成为可能，在高渗透率可再生能源电力系统中扮演着越来越重要的角色。
氢能技术。目前，煤制氢是中国大规模稳定廉价工业制氢的主要途径。但依托不可再生资源，制氢过程存在二氧化碳排放等问题一直是传统工业制氢的痛点。近几年来，碱性电解、质子交换膜电解、固体氧化物等电解水技术的成熟和应用，结合可再生能源的电解水制氢成为走绿色氢能、可持续发展、温室气体零排放之路的必要选择。根据中国氢能联盟预计，到2050年，氢能需求将接近6000万吨，实现二氧化碳减排约7亿吨，氢能在能源体系中占比超10%。此外，2019年8月，全国氢能标准技术委员会完成《氢能汽车用燃料液氢》、《液氢生产系统技术规范》、《液氢贮存和运输安全技术要求》。截至2020年7月，中国氢能领域的相关标准共计超过90项，这些技术的进步和标准的建立为氢能的应用保驾护航。
氢能成本。根据中国电动汽车百人会发布《中国氢能产业报告2020》，煤制氢的成本6.77-12.14元/kg，天然气制氢成本7.5-24.3元/kg，据《中国2050年光伏发展展望》中预测，2025年光伏发电成本将低于0.3元/kwh。按年均群负荷运行7500h，使用0.3元/kwh的电价，碱性电解和PEM电解水的制氢成本分别约为21.6元/kg、31.7元/kg。显然电解水制氢与传统制氢的成本还存在很大的差异，但是随着未来光伏、风电发电成本的降低，电解水制氢将会实现更大的经济可行性。
氢能政策。一直以来，氢能发展的不温不火，直至2019年，氢能源首次被写入《政府工作报告》、《能源统计报表制度》首次将氢能纳入2020年能源统计，才迎来发展的转机。后续，各省份相继发布氢能、燃料电池相关文件，在技术研发、储运、基础设施建设、应用等方面进行支持和指导。据赛迪科创的《2020年氢应用发展白皮书》显示，中国已有20余个省(自治区、直辖市)、市、县出台氢能产业专项政策约42个，省级、市级、县级政策占比分别为28.6%、54.7%、16.7%。
氢能灵活的能源载体，助力可再生能源消纳。“氢可以横跨三张网，电网、热网、气网。电网制成氢，热网不足的时候氢燃烧，电网不足的时候再反向去发电，这样横跨三张网，帮助三张网实现供需匹配。”
和电化学储能相似，氢气储能也能发挥削峰填谷的作用，发电厂在用电负荷低谷时段通过电解水制氢储能，制得的氢气可直接掺入到现有的天然气管网进行输运，供燃料电池、工业原料使用，氢储能在电网中主要起到“削峰”作用;在用电负荷高峰时段可通过燃料电池将氢能转换为电能，氢储能在电网中主要起到“填谷”作用。当然，氢燃烧电池发电的成本还不具较大的经济性，不如直接售卖氢气和氧气。据中信证券《“氢”装上阵，赛道可期》报告测算当可再生能源发电电价达到0.3元/kwh时，按照 20MW 规模的氢储能调峰站，每天运行 8h 计算，制氢年均耗电 5840 万，电费 0.175 亿元，假设电费占总成本的58%，成本共计 0.301 亿元;5kWh 电制取 1Nm3氢气和 0.5Nm3氧气，年制氢约 1050 吨，氢气出厂价为 2.8 万元/吨，氧气为 1000 元/吨，年收入约为 0.378 亿元，不考虑转换效率的基础上，项目基本可维持盈亏平衡。但恰恰电解水转换氢能效率是一大难点，还需要技术的进步和研发。氢储能在电力系统中更多的发挥电力的消纳作用，“各类储能方式比较而言，氢储能的投资额、设备折旧成本相对较低，建设周期较短，相比其他储能方式来说更适用于电网储能，但缺点是能源转化效率低。”此外，氢能与分布式能源结合，实现就地消纳，能解决风电、光伏发电等可再生能源不稳定和低能量密度问题。目前，以燃料电池为主的分布式发电已在欧美日韩等发达国家和地区开始初步商业化，日本的家用燃料电池发展领先于世界，基本可完全实现商业化。
“氢能不管是自身清洁能源的属性还是在帮助可再生能源解决消纳问题的方面上，都决定了其将会是新能源未来主要的发展方向之一。”在新赛道上，我们一起砥砺前行。
