周孝信院士：迈向“电—氢—碳”耦合的新型能源体系

“十四五”时期，国家政策持续推动氢能技术创新与产业发展，部署了制氢、氢储能等关键技术研究、核心装备研制和示范工程建设，“十五五”规划建议进一步明确，前瞻布局未来产业，推动氢能成为新的经济增长点。这一表述为氢能在未来能源转型中的战略定位明晰了方向，为构建新型能源体系提供了重要战略指引。

新型电力系统将成为未来新型能源体系的主体，绿色电力将逐步成为能源消费的主要组成部分。场景分析表明，若2060年全社会用电量达到21万亿千瓦时，2025至2060年将新增约10万亿千瓦时的用电需求，将主要由绿电为主的非化石能源提供。

在绿电替代场景下，煤电发电量预计在2025至2030年期间达峰后逐步下降，2025至2055年期间，约80%的煤炭发电量将被风电、光伏、水电、核电等非化石能源替代，而超过50%的煤电装机容量予以保留，主要用于电力系统灵活性调节，其运行小时数将大幅降低。碳排放初步测算表明，仅依靠绿电替代，能源电力系统碳排放仍难以满足“双碳”目标的要求，可在绿电替代基础上引入绿氢替代（含非电利用和发电利用），并结合化石能源发电碳捕集利用与封存（CCUS）、生物质燃料掺烧等措施，构建非化石能源“电—氢—碳”耦合的深度脱碳路径，推动能源系统实现近零排放。

在绿电替代附加绿氢替代为主的综合减碳措施场景下，风光发电占比持续提升，预计2060年发电量占比将超过60%，装机占比将超过75%，推动电力系统碳排放于2025至2030年间达峰后持续下降，2060年基本实现近零碳排放，助力能源系统实现碳中和目标。

高比例可再生能源接入对新型电力系统提出更高要求，系统需全面提升灵活性、韧性、稳定性、可靠性和经济性。算例仿真分析表明，通过配置新型储能、抽水蓄能、电解制氢、绿氢发电等调节资源，与绿色改造的常规煤电、燃气发电协同，可实现极高比例新能源电力系统正常运行的电力电量平衡；绿氢作为长期储能发电介质，在极端天气条件下与常规电源一起为电力系统安全保供提供韧性支持。

基于“电—氢—碳”耦合模式，源端可通过可再生能源及脱碳化石能源发电与电制“氢—氨—醇”耦合，构建综合能源生产单元，在西部“沙戈荒”等大型新能源基地通过绿电与绿色燃料协同高效外送，有望应对新能源发电出力间歇性强、破解配置大容量煤电参与调节等难题；在终端消费侧，形成包含多个与主电网协同互动、分布式“综合能源产消单元”的组合结构。结合源端基地及终端消费综合能源电力系统设想，未来有望构建绿电与绿色燃料“西能东输”的能源电力传输格局。

“电—氢—碳”耦合的新型能源体系，是以风光核等非化石能源电力为主体，通过“电—氢—碳”耦合，以2060年前实现碳中和为目标的中远期（2045—2060）能源体系。当前，应牢牢把握“十五五”关键窗口期，加快推进关键技术及核心装备研发，推动重大示范工程建设，为2030年后能源体系的跨越式发展奠定坚实基础。