氢能作为一种优质的二次能源，在能源存储和利用中有巨大的应用潜力，且有助于新能源电量消纳。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021～2035年）》，明确了氢能产业的战略定位和绿色低碳的发展方向。发展绿色氢能可促进我国新能源规模化利用，助力实现“双碳”目标，为加快我国发展方式绿色转型提供强劲动力。
绿电制氢可促进新能源电量消纳
中国已成为世界上最大的能源生产国，风电和光伏发电装机容量均位居世界第一。新能源装机容量的快速增长给电网安全稳定运行带来了挑战。“十四五”中后期，预计新能源年发电新增装机容量仍将保持快速增长，新能源电量消纳挑战严峻。
我国新能源电量消纳能力主要受限于源荷反向分布、灵活调峰能力不足、新能源基地外送通道不够、电力市场机制不完善等因素。加快储能资源配置是提升新能源电量消纳水平的重要途径。
氢储能技术是具备物质和能量双重属性的储能技术，在能量、时间、空间三个维度上具有优势，是仅有的储能容量能达到太瓦级、可跨季节储存的能量储存方式。氢在新型电力系统中存在三种主要应用形式：一是通过电解槽把电变成氢之后，以氢或氢基能源的形式储存起来，再通过燃料电池发电；二是把氢和煤/天然气掺烧，国内已经有小规模示范；三是把氢制成氨或易于储存的甲醇，用作原料或者燃料。
在电力系统源侧，氢可发挥长时储能的作用，促进波动性电源的平滑上网；在电力系统网端，氢可参与调峰，在能源需求较小的季节存储多余的电量，在能源需求较大的季节释放。随着构建新型电力系统的不断推进，绿电制氢对促进新能源电量消纳的优势将逐渐凸显。今年，我国多个绿电制氢项目获批、签约或开建，已投产项目规模达4.9万吨，已立项产能合计约270万吨。
绿电制氢有助于构建新型能源体系
在能源消费终端，电能具有效率高、污染少等优势。源侧高比例新能源渗透和终端快速电气化将成为实现“双碳”目标的两大重要抓手。然而，电力生产、输送、消费具有瞬时性，储存和运输难度高于煤、石油、天然气等一次能源，加之新能源发电不稳定，使得100%的电气化难以实现。难以实现高比例电气化的行业主要包括长途重卡运输、冶金和石化等重工业、航运和航空。目前，这些行业的碳排放量约占用能领域碳排放总量的三分之一。实现“双碳”目标要构建新型电力系统，更要建设新型能源体系。
氢能在建设新型能源体系中可发挥不可替代的作用。氢电耦合等方式可推动形成煤油气、电热氢等灵活转换、多元互补的现代能源体系。氢能作为二次能源，在交通领域可减少汽油、柴油消费；作为高品质热源，在工业领域可减少煤炭、天然气等化石能源消费；作为大规模、长周期、跨季节储能方式，可提高电力系统灵活调节能力，促进新能源大基地电量集中外送；作为清洁化工原料和还原剂，可推动形成“风光发电+氢储能”一体化、“绿电-绿氢-绿氨（绿色甲醇）”产业链，与地方工业、农业发展相融合，促进化工等相关产业绿色低碳转型，带动相关地区经济社会发展。
未来，我国绿色氢能发展可考虑“两条腿”走路，一方面发展管道输氢，另一方面因地制宜地将绿电制氢与当地煤化工、石油炼化、冶金产业结合起来。
制储输用协同共促氢能绿色发展
目前，绿色氢能发展在制、储、输、用各个环节均存在一定挑战。需要政府、企业、高校、科研院所等多方力量协同，推动产学研用贯通，解决好氢能产业各环节存在的难点问题。
标准先行，加强绿氢标准研究制定。结合我国发展实际，进一步明确绿氢行业标准或国家标准，并与欧盟等国际组织制定的标准接轨，推动编制国际标准，为绿氢发展夯实标准基础。
降本增效，通过技术创新与市场机制改革，提高绿氢产业经济性。持续攻关新能源发电技术，提高制氢电解槽、储存及运输、燃料电池、内燃机等设备的可靠性，攻克绿电制氢难以适应新能源发电间歇性和波动性的技术难题，加强氢能产业投入与研发，加快氢能各项技术商业示范应用。支持绿氢减排量纳入自愿碳减排市场交易，逐步探索建设全国性绿氢交易所。
多管齐下，支持氢能储存运输技术朝着“低压到高压”“气态到多相态”“单一到复合”的方向发展，解决好绿氢跨季节大规模存储难、绿氢供需不匹配等产业堵点问题。在新能源资源丰富的“三北”地区，鼓励配套建设合成氨、合成甲醇等工厂，通过改进氢基能源合成技术来适应新能源发电波动性，促进绿氢就地消纳。
需求引领，以推动绿氢在工业领域规模化应用为目标，出台相关扶持政策。结合碳捕集、利用和封存技术，采用捕集的二氧化碳与氢反应制取甲烷、甲醇作为工业原料，拓宽绿氢应用场景，释放工业领域对绿氢的需求，强化需求对供给的牵引。
示范推进，通过开展风光制氢合成氨、跨季节规模化储氢、氢能燃气轮机发电、制氢加氢一体化、绿氢碳交易机制示范等项目，以点带面推进绿氢产业发展。
