索比储能网讯：在中央财经委第九次会议上，习近平总书记作出重要部署，强调要构建以新能源为主体的新型电力系统，这将是一场战略性、全局性、革命性的变革。面对新能源即将到来的爆发性增长，重构电力系统的物理形态与体制机制至关重要，其关键在于解决更大范围和更长周期的电力电量平衡问题。
氢能为大范围、长周期的电力电量平衡问题提供了新的解决方案。氢能可作为电力系统的灵活性资源、长周期储能和外送新载体，为新型电力系统缓解高效消纳与稳定外送的压力。电氢耦合有望破解新能源大规模发展后电力系统的灵活调节问题，成为新型电力系统的重要组成部分。
氢能对构建新型电力系统的价值
首先，电制氢可以作为高度可调节负荷，有效提升电力系统灵活性和安全性，促进新能源消纳利用。预计2030年、2060年，我国 新能源装机容量分别达到16亿、40亿千瓦以上，对系统灵活调节能力提出极高要求。当前主流的碱 性电解水制氢负荷在50%-100% 内可调；未来质子交换膜电制氢设 备的调节范围有望达到300%，冷启动时间小于5分钟，爬坡速率为100%/秒，可以实时追踪新能源出力，是实现“荷随源动”的最佳技术选项之一。预计2030年、2060 年，电制氢设备容量分别达到0.6亿、7亿千瓦左右，充分发挥其运行功率可调节范围较大的优势，为电力系统提供可观的灵活性调节资源，有效支撑新能源发展。
其次，电制氢可以与储氢设备、燃氢机组或燃料电池相结合，实现新能源的大规模、长时段存储与转换，有效保障新能源的可持续开发利用。新能源装机出力存在不同时间尺度的波动，电化学储能放电时间仅为小时级，因此只适合日内短时调节，且存储容量受限。储氢方式非常多元化，包括压缩气态储氢、低温液态储氢、吸附储氢、化学储氢和盐穴储氢等，充放周期最高可达1000小时以上，规模可达到百万千瓦级，可提供日、周、月、季等多个时间尺度上的储能方案，保障新能源为主体下电力系统的全时段电力电量平衡。
此外，燃氢机组还可以为电力系统提供大量的转动惯量，保证运行电压与频率的稳定；氢能发电机可以快速快速启停，为电网提供事故备用。目前，氢能发电技术已相对成熟，美国俄亥俄州的汉尼拔小镇已使用掺氢燃气轮机（80% 天然气+20%氢气），通用电气预计2030年将建成100%燃氢汽轮机，实现零碳排放发电。
从国内来看，国家电投荆门绿动电厂在运重型燃机商业机组成功实现15%掺氢燃烧改造和商业运行，具备了纯天然气和天然气掺氢两种运行模式兼容的能力，是全球范围内首个在天然气商业机组中进行掺氢燃烧的联合循环、热电联供示范项目。
电-氢协同的典型模式
从氢能与电力系统源网荷储各环节的耦合协同关系来看，具体包含两类典型的电-氢协同模式：受端电-氢协同和源端电-氢协同。
受端电-氢协同模式是指：在西部北部等新能源资源禀赋丰富的地区建设集中式新能源发电基地，通过特高压输电线路输送至中东部地区，在靠近负荷中心的地方制氢，或就地利用，或通过燃氢机组发电，作为负荷中心电网的电压支撑和备用容量。
图1 受端电氢协同模式示意图
受端电-氢协同模式的主要优势在于：
（1）制氢厂站选址灵活性较强，可以就近满足终端氢能需求，有力支撑氢能产业链全面发展。利用发达的输配电网络，将新能源电力及时配置到氢能需求较大的地区，就近建设制氢场站并利用网电制氢，不仅可以节省氢气存储、转换与运输成本，还有利于相关配套设施的协同发展，在氢能产业发展初期助力完整产业链的构建。此外，就地制氢也避免了氢能分散转化、存储与利用可能带来的安全风险与隐患。
（2）可以利用负荷中心较高的电价峰谷差来补偿“以电制氢、氢再发电”的成本。在以新能源为主体的新型电力系统中，新能源发电量与用电负荷之间的供需平衡关系将极大地决定电价的高低。例如，在午间光伏发电量供大于求时，电价价格较低，制氢设备开启，以氢能的方式存储电能；在晚间光伏发电量极低，且用电负荷较大，电价价格飙升，利用燃氢机组或氢燃料电池等设备再发电，将氢能转化为电能。相较于西部北部地区，江苏、浙江等负荷中心地区的峰谷价差较大（午间和晚间的电价差高达0.4-0.5元/千瓦时），可以弥补部分氢能发电的成本。
不过目前受端电-氢协同模式也存在一些问题，其中主要的问题有以下三点：
（1）难以兼顾新能源利用率与通道利用率。在西部北部地区，新能源发电后电能的送出可以采用两种方式：一种是将新能源机组所发的全部电量按原有曲线送至输电网，这种方式可以最大程度地保障新能源利用率，但牺牲了通道利用率，且会为受端电网的稳定运行与电能调度带来一定挑战。另一种方式是，在源端配置电化学储能和抽水蓄能机组，与火电、水电等常规电源所发电力打捆输送，采用“两段式”或“三段式”曲线。这种输电方案可以保障较高的通道利用 率，但将牺牲部分新能源利用率。
（2）无法充分发挥电制氢设备的灵活性调节潜力。为保障输电的平稳性，宜采用上述第二种输电方案。在这种情况下，在新能源资源丰富的源端（西部北部）地区，已经通过电化学储能、抽水蓄能、调节电源等手段实现调峰，源端大 规模新能源发电的波动性难以传达至受端，因此受端电-氢协同模式吸纳源端新能源波动性的效果较为有限，电制氢设备优异的动态响应特性与可以实时追踪负荷的优势难以凸显。
而源端电氢协同可以分为源端电氢协同 — 输电、源端电氢协同—输氢和源端电氢协同—就地利用三种模式。
图2 源端电氢协同—输电模式示意图
源端电氢协同—输电模式是指：在风光资源丰富的西部北部地区大规模部署电制氢、储氢、燃氢机组等设备，支撑新能源消纳和送出。电制氢设备追踪新能源波动性出力，生产的氢气既可供给本地用户使用，也可通过燃氢机组再次发 电，作为电化学储能、抽水蓄能以及调节电源的重要补充，与其协同运行调峰，保障电网外送功率的相对稳定可控。
源端电氢协同—输电模式的主要优势主要在于：可以实现 新能源利用率和输电通道利用率的“双保障”。未来，随着煤电、气电等配套电源的减少，新能源基地送出将面临新能源利用率与输电通道利用率的矛盾。源端电制氢设备作为重要的调峰手段，可以在午间新能源富集时段实时追踪新能 源出力，将电力转换为氢气存于储氢装置；在夜间新能源出力低谷时段，储氢向燃氢机组供氢，燃氢机组再发电，确保输电外送功率相对平稳，在保障新能源利用率的前提下尽可能地提高输电通道利用率。可以看出，源端电—氢协同模式可 以在功能上实现对电化学储能的部分替代。
源端电氢协同—输电模式的潜在问题在于：电 — 氢 — 电包含 两 次 能量转换过程，综合效率较低，能量损失较大。碱性电解水和质子交换膜制氢效率约为70%， 燃气轮机发电的效率仅为50%左右，电 — 氢— 电整体效率仅为35%，65%的能量耗散于能量转换过程中，仅适用于新能源波动性极大、孤岛等特殊场景中。源端电-氢协同模式无法完全取代电化学储能，二者互为补充。
图3 源端电氢协同—输氢模式示意图
源端电氢协同—输氢模式是指：在新能源富集地区制氢后，通过管道进行远距离输送，形成新能源多元化配置体系。
源端电氢协同—输氢模式的优点在于：形成新能源多元化远距离输送体系，有效缓解电网外送新能源的压力，更好地支撑新能源大规模开发利用。新能源通过氢气或天然气系统实现大范围配置，其对供需波动的容许度高于电力系统，可以通过配置适当规模的储氢装置以保障供需的大致平稳。
此外，当电网容量不足或电力基础设施建设成本较高时，利用氢能可以实现可再生能源的远距离、低成本输送。例如，海底电缆高昂的敷设成本是制约海上风电大规模发展的关键因素，可以转而利用海上风电就地电解海水制氢，再通过已有油气管道输送回陆地。据测算，远期管道输氢能够以海底电缆1/8的成本输送10倍能量，并充分利用现有天然气基础设施，满足迅速扩张的海上风电电力外送需求。
源端电氢协同—输氢模式的问题在于：由于我国远距离管道输氢基础设施还处于建设初期，非常不完善，短期内将限制氢能的大范围优化配置。现阶段中国普遍采用气态高压储氢与集束车的运输方式，运输效率较低，且可变成本较高，约为7-8元/（千克·百公 里），仅适用于小规模、短距离运输。远期来看，可以通过新建输氢 管道或利用西气东输管道掺氢输送，但输氢管道建设成本较高，约为500-600万元/千米；而西气东输管道掺氢比例不得超过10%，且输送规模和起落点受到一定限制。
源端电氢协同-就地利用模式是指：在新能源富集地区制氢后，在附近的化工厂或交通枢纽站等 直接利用，满足本地用氢需求。源端电氢协同—就地利用模式的主要优势在于：经济竞争力较强。相较于源端电氢协同 — 输氢模式，就地 利用可以大幅缩减氢气储运成本；相较于源端电氢协同 — 输电模式，就地利用可以避免电—氢—电多个能源转换过程的损耗，提高能源利用效率，间接地降低用能成本。
源端电氢协同—就地利用模式的主要问题在于：极度依赖于本地的终端用氢需求。若本地的终端用能场景不够丰富，氢能需求不大，无法消化新能源发电制备所得的氢气，则不可避免地还是要将氢气输送至其他区域。因此，新能源富集地区应适当规划氢能消费相关产业，例如在西部发展煤化工、 钢铁、重卡运输等。
电—氢协同发展趋势研判
电—氢协同发展将大致分为两个阶段。近期（当前—2030 年），电制氢设施将作为灵活性负荷，实现电—氢“单向耦合”。中远期（2030 —2060年），电制氢设备作为灵活性负荷的规模进一步增长，部分氢能通过储氢、燃氢发电或氨发电，实现电—氢—电“双 向耦合”
从近期来看，电制氢设备是氢能与电网的主要互动环节。电制氢设备可接受波动性电源供电，可作为电力系统的灵活性资源，提供调峰、调频服务。一方面，源侧电制氢项目直接追踪新能源波动性出力，就近消纳利用新能源；另一方 面，电制氢设备接入电网，通过灵活运行方式参与大电网调峰，助力新能源消纳。
未来储氢有望成为促进新能源消纳的重要长时段储能技术，结合燃氢发电或氨发电在新能源出力不足、电力供应紧张时“反 哺”电力系统。在高比例新能源的新型电力系统建设中，新能源出力在周、月、季、年等时间尺度上的不均衡性逐渐凸显，长时段调节需求将日益迫切。抽水蓄能和电化学储能的放电时间通常在6小时以内，主要作为日调节手段。储氢充放时间最长可达1000小时 以上，容量可达百万千瓦级，可解决周、月、季等长时间尺度调节问题。但电制氢再发电存在由两重能源转换造成的效率损失问题， 因此仅在在连续数日新能源出力不足等少数场景下，部分氢能通过燃气机组掺氢燃烧或燃氢机组提供发电出力，或者氢转化为氨后作为燃料发电，保障全时段电力电量平衡。
从远期来看，电—氢协同将分别从源端、受端同步发力，平滑新能源发电和用户用电之间的时空大范围不平衡。其中，源端电—氢协同模式将广泛应用于新能源发电基地，受端 电 — 氢协同模式将规模化应用于分布式能源系统和微网中，通过电能与氢能的深度耦合互动，实现高比例新能源情景下 电网调节能力的大幅提升。
此外，通过电转氢转其他能源的形式，氢能将成为连接电力行业 与其他终端消费行业的重要媒介， 有利于加强电网的能源枢纽作用，推动电力行业与工业、建筑、交通等行业的紧密耦合。电力与工业领域的耦合方面，在发挥电制氢灵活 调节性能的基础上，通过在煤电机组加装 CCUS，为系统保留转 动惯量的同时可捕捉二氧化碳，与绿氢广泛结合大规模制取甲烷或甲醇等多种化工原料或高品质燃料。电力与建筑领域耦合方面，以氢燃料电池、氢能供暖、掺氢燃气多联供等作为多元供能形式的分布式能源和微网为基础，结合多能耦合技术和源网荷储协调控制技术，就地平抑新能源高渗透率下的不可控性和随机波动性。电力与交通领域的耦合方面，以氢燃料电池汽车为载体，有效支撑交通领域的绿色发展。
文 | 张丝钰 张宁 刘林 代红才 作者供职于国网能源研究院有限公司
