张宗亮，中国工程院院士、全国工程勘察设计大师、水工结构工程专家、中国电力建设集团有限公司首席科学家，长期从事以水电为基础的清洁能源工程设计研究，率领团队创造了多项世界第一的里程碑工程；近年来重点研究流域水风光储一体化清洁能源基地开发技术，在水利水电工程（含抽水蓄能）、新能源工程和数字工程等方面作出创新性贡献。

《能源评论》日前就流域水风光储一体化清洁能源基地开发话题采访了他。他认为，水风光储一体化发展是实现水电功能定位转型、支撑新型能源体系建设的重要途径；水风光储与制氢耦合，加入柔性负荷可提高新能源利用水平；氢能是国家新型能源体系的重要组成部分，在形成能源新质生产力等方面具有积极作用，“西氢东输”是解决西部清洁能源输送的重要举措。

（来源：能源评论·首席能源观 文／王伟）

“西氢东输”是重要举措

《能源评论》：8月发布的《中共中央国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》明确提出稳妥推进能源绿色低碳转型。目前我国能源绿色低碳发展现状如何？

张宗亮：目前，我国以风电、太阳能发电为主的新能源总装机容量突破11亿千瓦，成为清洁能源发展的主力军。国家能源局发布的数据显示，截至2024年上半年，全国累计发电装机容量约30.7亿千瓦。其中，太阳能发电装机容量约7.1亿千瓦，风电装机容量约4.7亿千瓦，水电装机容量约4.3亿千瓦。太阳能发电装机容量已经超过常规水电，跃居第二，仅次于煤电。

预计到2030年前碳达峰时，我国清洁能源基本满足能源消费增量，非化石能源占一次性消费比重达到25%以上；预计到2060年实现碳中和时，清洁能源成为我国能源消费的主体，非化石能源占一次能源消费比重将达到80%以上。

“双碳”目标及能源安全的新形势，对能源绿色低碳发展提出了更高的要求。水、风、光等清洁能源将成为能源消费增量主体，并逐步走向存量替代。依托水电灵活调节性能，实施水风光储一体化发展，是加快清洁能源替代的重要模式。

《能源评论》：对于破解新能源快速发展带来的消纳难题，您有何建议？

张宗亮：我国水风光资源与负荷中心呈现逆向分布规律，水资源主要集中在西南地区，风、光资源主要集中在“三北”地区，而负荷主要集中在华中及东南沿海地区。

特高压输电作为远距离消纳新能源的主要方式，现有（含“十四五”规划）接近60条线路在运、在建，“十五五”至“十七五”期间，还将规划并投产30余条外送线路。当前电力廊道紧张的局面已然形成。但是电力线路无法全部承载西部的新能源外送，也无法完全满足中东部地区能源需求缺口。

利用氢能输送西部新能源是重要举措。采用电解水制氢技术消纳风、光电力，既能有效解决新能源消纳及并网稳定性问题，又能利用新能源替代化石能源燃料制氢减少碳排放，具有巨大的环境效益和经济效益。

《能源评论》：我国“沙戈荒”大基地规划到2030年建设总装机容量约4.55亿千瓦，目前首批建成的沙戈荒基地有哪些较好的开发模式？

张宗亮：“沙戈荒”大基地是当前和未来新能源的开发模式之一，开发过程中应统筹协调好新能源开发与电网消纳、生态环境、经济效益的关系。西部清洁能源外送大基地开发主要有三种开发模式。

一是流域梯级水风光储清洁能源基地。依托现有水电调节潜力，同时合理布局相应抽水蓄能电站，进一步提升流域水电灵活调节能力。以此为基础，在合理范围内统筹配套开发风电、光伏发电等新能源项目，实现多能互补一体化开发。

二是“沙戈荒”能源基地。依托存量煤电或改扩建煤电项目的调节能力，同时合理布局相应抽水蓄能、光热、电化学储能等，在合理范围内统筹配套开发以风电和光伏发电为主的新能源项目，实现多能互补一体化开发，外送输电通道新能源电量比例原则上不低于50%。

三是风光氢能源基地。在新能源资源富集的西部地区，为破解电力跨区特高压外送通道廊道资源紧张的局面，规划若干千万千瓦级风光氢能源基地，开辟以氢为载体的跨区清洁能源输送路径，配套建设“西氢东输”骨干管网，保障未来中东部地区氢基能源需求。

《能源评论》：今年全国两会期间，氢能首次作为前沿新兴产业被写入《政府工作报告》您如何看待氢能在新型能源体系中的作用？

张宗亮：我国已将氢能纳入新型能源体系的顶层规划。氢能是新型能源体系的重要组成部分，在形成能源新质生产力等方面具有积极的作用。在“碳减排”与“能源安全”的新形势下，绿氢（氨）作为能源属性的发展应用得到全球重视。绿氢（氨）能够实现工业领域化石能源替代，帮助冶金技术进步，改善建筑、交通领域碳排放。

在“双碳”目标下，构建新型电力系统、安全高效消纳大规模的新能源，需要充足的灵活性资源。西氢东输是解决西部新能源输送的重要举措。

《能源评论》：对于实现大范围氢能长距离经济运输，您认为流向上应如何设计？

张宗亮：这需要构建以“西氢东输”为主的全国高标准骨干氢网，主要布局三个流向的输氢管线：一是从内蒙古至北京、天津、河北；二是从新疆、青海至陕西、甘肃、宁夏、湖北、四川、重庆，再至河南、山东、江苏、浙江等；三是从西藏至云南、贵州，再至广东、广西。

“电—氢”耦合成关键

《能源评论》：绿氢技术如何产业化是各方关注的话题。8月15日，国家能源局发布了关于国家重点研发计划“氢能技术”等4个重点专项2024年度项目申报指南的通知。您如何看待绿氢的发展前景？

张宗亮：我国的氢基产量需求居世界首位，2022年年产量已经达到3781万吨，绿氢占比不足1%，但发展势头迅猛。目前大部分绿氢规划项目主要集中在资源禀赋和消纳场景有突出优势的“三北”地区。截至2024年5月，我国绿氢项目建成运营总产能达10.8万吨/年，覆盖25个省份，在建、规划绿氢项目接近800万吨/年。

发展以氢为基础的绿氢、绿氨、绿甲醇，是辅助构建高灵活性新型电力系统的有效途径。初步预测，2060年碳中和情景下，我国氢能使用规模将达到1.3亿吨，占终端能源消费比例达到20%，绿氢规模有望达到1亿吨，中部、东部（南部）地区用氢需求估计约6500万吨/年。

《能源评论》：“电—氢”耦合在促进新能源发展方面是如何发挥作用的？

张宗亮：氢能存储满足规模化、长周期储能需求。鉴于制氢的柔性负荷和氢可大规模依存特性，“电-氢”耦合体系可突破新能源发展的限制。氢能应用具有多元性，可作为燃料通过燃料电池为交通和工业领域提供电能、热能，有效降低化石能源的使用，继续提升电力在能源系统的比重。

氢能是新能源大规模长周期存储的最佳途径。具有如下优势：第一，从规模储能经济性来看，固定式储能电池成本比储氢容量成本高约10倍，车载储氢虽然优势有所下降，但成本仍仅为储能电池的20%～30%；第二，储氢与储电具有互补性，相比储能电池的高频调节，氢储能属于低频调节，两者互补性强；第三，氢能具有灵活的制运储方式，可以高压储氢、天然气管道掺氢、长管拖车运输等。

《能源评论》：绿氢成本居高难下，您认为该如何解决这一问题？

张宗亮：降低成本是绿氢长期发展进程中的重要使命。建设全国大型新能源制氢基地，需综合考虑水资源分布、新能源与土地资源等因素展开布局。

考虑东部及南部地区用氢需求，风光制氢规模为1.15亿吨/年时，需配置约12亿千瓦电解水制氢装备，并开发建设26亿千瓦新能源发电项目。经测算，未来落地氢价有望降至25元/千克左右，可以达到具备经济性的价格水平。

打开“一体化”发展场景之门

《能源评论》：8月21日，由国务院国资委、国家能源局指导，中国电建主办的流域梯级清洁能源开发原创技术策源地启动会在北京召开。您如何评价“水风光一体化”发展思路？

张宗亮：我国水力资源技术可开发量为6.87亿千瓦，居世界首位。“水风光一体化”的本质在于电源特性的互济互补。优化水风光互补特性，有助于实现流域清洁能源一体化规划布局、一体化开发建设、一体化调度运行、一体化市场消纳，提升新能源资源开发水平和电力保供能力。

实施水风光储一体化发展，流域水电基地升级改造为流域水风光储一体化综合基地，是加快新能源发展进程的重要开发模式。我国主要河流流域水能资源丰富，风光等新能源资源富集，具备一体化发展优势。在全国布局十大水风光储一体化基地，规划总容量可以达到约10亿千瓦。

《能源评论》：抽水蓄能电站在一体化发展方面有何特点？

张宗亮：抽水蓄能电站是开发构建流域“水风光储”一体化清洁能源基地和“沙戈荒”新能源基地的储能支撑，正在由传统的“保障电网安全稳定运行”向带动经济社会多领域综合效益转变。

与常规水电站不同，在“双碳”目标下的新型能源体系中，抽水蓄能有了“新定位”——新能源的“超级充电宝”。抽水蓄能将实现更加广泛的场景应用，水风光储一体化、风光蓄一体化应用场景将逐步铺开，其在西南水电基地和西北等新能源基地开发中的作用将更加凸显。在城市周边、新能源富集区域，中小微型抽水蓄能电站将受到重视。抽水蓄能产业与旅游等产业的融合将会逐步增强，一批围绕抽水蓄能产业的特色旅游项目将逐渐兴起。

《能源评论》：伴随新能源发展，我国抽水蓄能电站装机容量稳步提升，对未来的规模，您有何预期？

张宗亮：从资源来看，我国建设抽水蓄能电站的站点资源为1500余处，总装机容量可达16亿千瓦；我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约8.23亿千瓦，总数约660座，南方、西北、华中、华东等区域分布相对较多。从装机容量来看，截至2023年，我国抽水蓄能累计投产容量突破5000万千瓦；初步分析表明，到2030年碳达峰时，我国总储能装机容量约3亿千瓦，其中抽水蓄能约1.5亿千瓦；到2060年碳中和时，我国总储能装机容量将达到9亿千瓦，其中抽水蓄能约4.5亿千瓦。