摘　要：隨著全球能源轉型加速，氫基能源成為清潔能源的核心之一，對構建新型電力系統(tǒng)具有重要意義。首先對氫基能源的發(fā)展現(xiàn)狀進行梳理，并深入分析煤電摻氨、氣電摻氫、燃料電池技術，探討其在解決可再生能源消納、火電低碳轉型和長時儲能方面的潛力;最后對氫基能源儲能技術的經(jīng)濟性進行了分析。研究結果表明：煤電摻氨、氣電摻氫等儲能技術可有效解決可再生能源電力消納不足、火電低碳轉型難度大等問題;相較于目前成熟的儲能技術，氫基能源在實現(xiàn)長時儲能上展現(xiàn)出顯著的成本優(yōu)勢;氫基能源在構建新型電力系統(tǒng)中具有重要應用價值，未來將發(fā)揮更加關鍵的作用。

　　關鍵詞：新型電力系統(tǒng);氫基能源;可再生能源消納;火電;低碳轉型;長時儲能技術中圖分類號：TK91　文獻標志碼：A

　　在當今全球能源體系的深刻變革中，能源的供需格局、貿易流向、轉型路徑和價格體系受到巨大沖擊。中國能源安全問題依然嚴峻，預計2024 年需進口原油5 億t、天然氣1.3 億t，以彌補國內能源缺口[1]。氫能作為能源綠色轉型的關鍵，其戰(zhàn)略地位正逐步上升。而通過可再生能源制取的綠氫，正加速替代傳統(tǒng)的灰氫和藍氫，且其已拓展至綠氨和綠色甲醇領域，推動著化石能源的清潔化進程[2]。據(jù)《中國氫能行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀研究與投資前景預測報告(2023—2030 年)》，2022 年制氫技術結構中，以煤制氫為主導技術( 占62%)，天然氣制氫次之( 占19%)，醇類制氫為第3( 占15%)，電解水制氫所占份額有限( 占4%)，這反映出中國制氫技術路徑多元，但仍需整合優(yōu)化[3]。

　　中國氫能戰(zhàn)略規(guī)劃正加速推進，氫能的實際應用范圍在逐步擴大。2021 年實施“氫進萬家”與燃料電池汽車示范項目，極大地深化了氫能應用 [4]。隨后，國務院印發(fā)的《2030 年前碳達峰行動方案》、國家發(fā)展改革委與國家能源局發(fā)布的《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》分別明確了氫能對“雙碳”目標的貢獻與儲能示范路徑 [5]。此外，國家發(fā)展改革委和國家能源局聯(lián)合印發(fā)的《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃(2021—2035 年)》確立了氫能是未來國家能源體系的重要組成部分，以及是用能終端實現(xiàn)綠色低碳轉型的重要載體;2022 年，國家發(fā)展改革委、國家能源局等9 部門聯(lián)合印發(fā)的《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》再次強調了制氫對可再生能源消納的重要性，力推綠氫示范基地建設與電解槽技術創(chuàng)新。2024年11 月8 日第14 屆全國人民代表大會常務委員會第12次會議通過了《中華人民共和國能源法》，并于2025 年1 月1 日起正式施行，氫能首次被納入國家能源管理體系，與煤炭、石油、天然氣等傳統(tǒng)能源并列。

　　“雙碳”戰(zhàn)略下，中國致力于構建靈活高效的新型電力系統(tǒng)。制氫可作為靈活負荷，能夠有效提升可再生能源消納，驅動能源體系的低碳轉型。同時，儲氫所具有的長時儲能優(yōu)勢能夠進一步優(yōu)化能源配置。針對“西電東送”和“沙戈荒”基地開發(fā)，綠氫、綠氨、綠色甲醇的管道輸送可以作為特高壓傳輸?shù)暮髠溲a充，提升項目的經(jīng)濟性和靈活性 [6-8]。然而，在當前電力系統(tǒng)中，盡管可再生能源電力( 比如：風電、光伏發(fā)電) 的發(fā)展矚目，但受限于電網(wǎng)調峰能力低、儲能技術差和跨區(qū)域調度協(xié)調復雜等因素，大量可再生能源電力難以有效消納。同時，火電在發(fā)電方式中仍占主導地位，但其低碳轉型過程挑戰(zhàn)巨大，技術革新與結構調整的任務艱巨且復雜。

　　基于此，本文首先對氫基能源產(chǎn)業(yè)及其發(fā)展現(xiàn)狀進行概述;然后針對目前可再生能源電力消納不足、火電低碳轉型難度大的問題，分析氫基能源的技術特性，并闡述其在新型電力系統(tǒng)構建中的應用潛力;最后，在氫基能源實現(xiàn)跨季節(jié)長時儲能的基礎上，測算并對比氫基能源儲能與目前成熟儲能技術的經(jīng)濟性。

　　1 氫基能源產(chǎn)業(yè)概述及發(fā)展現(xiàn)狀

　　“雙碳”戰(zhàn)略下，中國正構建高效靈活的電力系統(tǒng)以應對大規(guī)?？稍偕茉措娏Φ膽肹9-10]。高效靈活的電力系統(tǒng)是指集成了火電靈活性改造、長時儲能技術( 比如：儲氫、氨) 與需求側響應技術的電力系統(tǒng)。綠氫、綠氨、綠色甲醇作為氫基能源的應用典范，其核心作用為煤電摻氨助力低碳轉型、氣電摻氫增強電力系統(tǒng)調節(jié)的靈活性、通過氫儲能實現(xiàn)跨季節(jié)調節(jié)。直接消費已成為需求側柔性響應的新形態(tài)，共促電力系統(tǒng)低碳靈活轉型。隨著“西電東送”與 “沙戈荒”基地開發(fā)，特高壓傳輸壓力日益增大，綠氫、綠氨、綠色甲醇的管道輸送成為經(jīng)濟、高效的長距離輸能補充方案。當前，綠氨、綠色甲醇的單位能量成本已低于汽油，競爭力已顯現(xiàn)。若綠氫成本下降至 25 元/kg，則綠氨、綠色甲醇的單位能量成本將分別降至0.09 元/MJ、0.10 元/MJ，將展現(xiàn)出顯著的綠色經(jīng)濟價值。

　　歷經(jīng)50 年發(fā)展，全球范圍內氫基能源技術已得到廣泛應用( 比如：內燃機、燃料電池)，但經(jīng)濟性瓶頸仍是制約其產(chǎn)業(yè)化進程的主要因素。在能源安全與“碳減排”的雙重驅動下，氫基能源技術，尤其是應用于交通領域的技術，正快速發(fā)展，并逐漸向多產(chǎn)業(yè)滲透 [11]。國際氫能產(chǎn)業(yè)鏈的競爭與合作聚焦在電解槽、燃料電池、氫燃料汽車、國際貿易、標準專利等領域。為實現(xiàn)碳中和，國際企業(yè)正積極構建綠氫能源鏈，并爭奪可再生能源開發(fā)權;面對中國這一巨大的潛力市場，國際企業(yè)競相爭奪上述各領域的市場份額，并深化與中國企業(yè)的合作。

　　當前，低碳氫的需求激增，正強力驅動相關技術的快速發(fā)展，特別是從化石能源配碳捕集、利用與封存(CCUS) 向綠氫的轉型。同時，高效、大規(guī)模的氫儲運技術備受重視，多國競相布局泛歐氫氣管網(wǎng)及液氫、有機化合物儲運方案，70～90 MPa 儲氫容器及液氫技術已成為國際焦點。在可再生能源支撐下，氫能應用正不斷拓展至工業(yè)、建筑、交通等多個領域，通過電- 氫耦合體系促進減碳，并推動電解槽與燃料電池技術的產(chǎn)能與應用發(fā)展[9]。

　　2 氫基能源賦能新型電力系統(tǒng)構建

　　2.1 新型電力系統(tǒng)特征

　　2021 年，習近平總書記強調，加快構建清潔低碳、安全高效的能源體系，推動可再生能源替代與電力體制改革。2023 年，國家能源局發(fā)布的《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》詳述了以可再生能源為核心、強化源網(wǎng)荷儲協(xié)同、依托智能電網(wǎng)平臺、融合技術創(chuàng)新與機制改革的新型電力系統(tǒng)的愿景[12]，該系統(tǒng)旨在顛覆化石能源主導現(xiàn)狀，促進全面電氣化轉型，構建多能互補的能源互聯(lián)體系。

　　氫基能源作為關鍵的二次能源，其電- 氫雙向轉換特性可使其成為新型電力系統(tǒng)中的平衡調節(jié)者，可有效解決可再生能源消納、火電低碳化及長時儲能的難題，為電力系統(tǒng)提供“雙碳”路徑下的創(chuàng)新解決方案。

　　2.2 解決可再生能源電力消納

　　氫基能源兼具過程性能源與含能體能源的雙重特性，已廣泛應用于多個領域;其可作為可再生能源載體，通過電解槽技術實現(xiàn)負荷用電靈活調節(jié)，促進可再生能源充分消納。構建電- 氫耦合體系，不僅能夠穩(wěn)固電力系統(tǒng)，還可拓寬綠色能源至氨、醇等非電領域，增強綠色能源的非電消納能力。在新型電力系統(tǒng)構建下，可再生能源發(fā)展追求大規(guī)模、高比例、市場化與高質量。氫基能源與可再生能源電力耦合，實現(xiàn)規(guī)模化、一體化開發(fā)，能夠有效應對可再生能源電力的波動性挑戰(zhàn)，提升其消納效率，成為可再生能源高質量發(fā)展的關鍵路徑。尤其在“沙戈荒”基地開發(fā)背景下，通過制氫消納方式，可有效消納可再生能源，為其進一步規(guī)?；_發(fā)利用提供了可行的解決方案。

　　2.3 解決火電低碳轉型問題

　　火力發(fā)電主要分為煤電( 即煤炭發(fā)電) 與氣電( 即天然氣發(fā)電)，其作為電力結構主要電力來源之一，高碳排放問題亟待解決，低碳轉型迫在眉睫。采用低碳燃料摻燒是低碳轉型核心策略之一，該策略不僅可減少化石能源的消耗，同時可維持穩(wěn)定的電力供應。綠氫與綠氨作為該策略的關鍵路徑，通過漸進式摻混至純質燃燒( 比如：煤電摻氨混燒至純氨燃燒、氣電摻氫混燒至純氫燃燒) 推動火電的低碳轉型，是實現(xiàn)能源可持續(xù)與應對氣候變化的學術化實踐。

　　1) 煤電摻氨混燒是指在燃煤發(fā)電過程中，將氨作為燃料與煤炭進行摻混燃燒的技術，旨在降低燃煤電廠的碳排放，是實現(xiàn)減排的重要技術方向。氨作為零碳燃料和氫能的高效載體，其燃燒產(chǎn)物為N2、H2O，完全清潔無碳排放。氨可以在一定程度上替代煤炭，減少燃煤產(chǎn)生的N2O、CO2 等溫室氣體排放量。

　　2) 氣電摻氫混燒是指在天然氣中摻入一定比例的氫氣，然后用于燃氣輪機燃燒發(fā)電的技術。這種技術可以顯著削減溫室氣體的排放量和天然氣的消費量，是氣電實現(xiàn)減排的重要路徑之一。通過摻氫，氣電系統(tǒng)可以更加環(huán)保和高效，同時促進氫基能源的廣泛應用和氫基能源經(jīng)濟的發(fā)展。

　　2.4 解決跨季節(jié)長時儲能問題

　　在以可再生能源為主導的能源體系中，構建穩(wěn)定可靠的新型電力系統(tǒng)面臨的核心挑戰(zhàn)在于應對可再生能源發(fā)電的隨機性、波動性和季節(jié)性。為平衡這些特性導致的功率與能量波動，發(fā)展多樣化時間尺度的儲能技術尤為關鍵。

　　目前，發(fā)展較為成熟的儲能技術主要包括抽水蓄能和電化學儲能，此外還有壓縮空氣儲能、光熱儲能、飛輪儲能、電容器儲能等[13-15]。其中，抽水蓄能的儲能時長一般為6～8 h，其技術成熟且容量大，是電力系統(tǒng)削峰填谷的重要工具;但該方式的建設周期長且初期投資大，且選址建設對地理條件要求較高，難以與可再生能源的高速發(fā)展需求相協(xié)調[16-17]。電化學儲能的儲能時長一般為2～8 h，其配置相對靈活且響應速度快;但由于受容量和成本的限制，這一方式難以應對中長時間尺度內新型電力系統(tǒng)的能量平衡問題[18-19]。壓縮空氣儲能的儲能時長一般為4～10 h，其儲能密度高、響應速度快，適合大規(guī)模儲能;但該方式的技術復雜度高，投資成本大，且對地質條件有要求[20-21]。光熱儲能的儲熱時長一般為6～10 h，其發(fā)電穩(wěn)定、可調節(jié)性強、環(huán)保效益顯著;但該方式的初期投資高昂、技術復雜，且對建設條件要求較高[22-23]。此外，飛輪儲能和電容器儲能的儲能時長過短，無法滿足長時儲能的需求[24-25]。

　　前述儲能技術的儲能時長均未超過12 h，而利用可再生能源制備氫基能源，并通過存儲介質，可完全實現(xiàn)跨日、月、季節(jié)性長時儲能調節(jié)。在此背景下，氫基能源儲能技術作為一種新興技術，通過電- 氫轉化機制，實現(xiàn)電能向氫能的高效轉化與長期儲存，為跨季節(jié)長時儲能提供了創(chuàng)新解決方案。

　　3 “電 - 氫- 電”轉化技術分析

　　“電 - 氫- 電”轉化技術是一種新的能源儲存與轉換方式，通過電解水制氫或合成氨、甲醇技術，并在需要時通過煤電摻氨、氣電摻氫或燃料電池的方式，再將氫基能源轉化為電能。此轉化技術為可再生能源的靈活利用提供了高效解決方案。

　　3.1 煤電摻氨技術分析

　　煤電摻氨是指在燃煤鍋爐中混氨，該方法可使煤粉和氨高效燃盡，且NOx 排放量的增勢與氨摻燒比例并不成正比，通過優(yōu)化燃燒策略，可大幅降低NOx 排放量。煤電摻氨在中國已有實例項目運行，其主要涵蓋煤摻氨與純氨燃燒器技術[26]，包含4 種運行模式：1) 純煤燃燒器與純氨燃燒器同時運行;2) 純煤燃燒器與煤摻氨燃燒器同時運行;3) 純煤燃燒器、純氨燃燒器和煤摻氨燃燒器3 種燃燒器同時運行;4) 純氨燃燒器單獨運行。前3 種運行模式適用于近中期碳減排，尤其是3 種燃燒器并行模式的調節(jié)性最佳，而純氨燃燒器模式則面向中遠期碳減排。從能效角度來看，當前從制備綠氫至氨燃燒的全鏈條效率約為20%，其受限于電解水制氫(電解效率為70%)、綠氨合成( 效率為70%) 及氨燃燒( 燃燒效率為40%) 各環(huán)節(jié)自身的效率。隨著技術進步，預期電解效率可達80%( 耗電為4.5kWh/Nm3 )，燃燒效率可提升至45%，則電- 氫( 氨)- 電轉化的整體效率有望增至25%;若電解效率進一步突破，提升至90%( 耗電為4.0 kWh/Nm3 ) 且燃燒效率提升至50%，則電- 氫( 氨)-電轉化的整體效率峰值可提升至近31%[27]。

　　3.2 氣電摻氫技術分析

　　近年來，可再生能源發(fā)電的擴張增加了氣電摻氫技術的受關注度，其被視為氣電邁向零碳的關鍵路徑。中國在該領域積極開展實踐，取得了顯著進展，比如：國家電投集團荊門綠動能源有限公司成功實施15% 等熱值的摻氫燃燒改造運行，其設計理論摻氫上限為30% 等熱值;廣東惠州某項目采用10% 體積比的氫氣摻混天然氣，證明了氣電摻氫技術的應用潛力[28];浙江石油化工有限公司開創(chuàng)性引入了天然氣- 氫氣-一氧化碳混合介質燃氣輪機，為全球首例。

　　燃氣輪機發(fā)電指利用高溫燃氣( 比如：天然氣) 驅動渦輪旋轉，進而帶動發(fā)電機產(chǎn)生電能的發(fā)電技術，其技術演進與氣電摻氫技術緊密相關。美國GE公司已在全球運營超百臺含氫燃料機組，其零碳燃氣技術路線圖設定了“至 2030 年HA 級燃氣機組實現(xiàn)100% 燒氫”的目標，這預示著燃氣輪機全摻氫運行的技術可行性已獲驗證。重型燃氣輪機和工業(yè)燃氣輪機在燃料摻氫方面展現(xiàn)出較高的潛力，摻混比例分別可達 30%～50% 與50%～70%。相較于煤電，氣電在減碳與能效方面的優(yōu)勢顯著，同等電量下CO2 排放量降低超60%，HA 級燃氣機組聯(lián)合循環(huán)機組的CO2排放量僅為320 g/kWh。此外，氣電的發(fā)電效率比煤電高30%，目前頂尖9HA.02 型燃氣機組的發(fā)電效率達64%，折算煤耗僅為192 g/kWh，碳強度大幅降低。

　　3.3 燃料電池技術分析

　　燃料電池作為一種高效能量轉換裝置，可直接將燃料的化學能轉化為電能，突破了傳統(tǒng)熱機卡諾循環(huán)的效率瓶頸。相較于內燃機( 發(fā)電效率通常低于30%)，燃料電池( 比如：氫燃料電池)展現(xiàn)出卓越的發(fā)電效率( 超過50%)，綜合能量利用率可高達80%～90%，且其具有環(huán)境友好、可靠性高、靈活性強及空間優(yōu)化顯著的特性[29]。同時，根據(jù)燃料類型，燃料電池可分為氫、甲醇、氨燃料電池等類別。1)氫燃料電池的基本原理是電解水逆反應，把氫和氧分別供給陽極和陰極，在催化劑的作用下，氫通過陽極向外擴散和電解質發(fā)生反應后，放出電子并通過外部的負載到達陰極。整個過程產(chǎn)生電能，同時氫與氧反應生成水，十分清潔。2) 甲醇燃料電池的研究聚焦于直接和間接兩種技術路徑。直接甲醇燃料電池是通過甲醇直接進行電化學反應發(fā)電，目前該技術尚面臨較大挑戰(zhàn)，仍需進一步的實驗室研發(fā);間接甲醇燃料電池是利用甲醇重整制氫，再結合氫燃料電池的技術，該技術的成熟度較高，有望在短期內實現(xiàn)大規(guī)模應用。3) 氨燃料電池技術是零碳應用的新焦點，同樣也包含直接和間接兩種技術路徑。直接氨燃料電池是直接利用氨氣分解發(fā)電，技術難度大，尚處于初步研發(fā)階段;而間接氨燃料電池是通過裂解氨氣制氫，再供給氫燃料電池的技術，雖然該技術的系統(tǒng)復雜，但效率提升顯著，已初步實現(xiàn)應用，有助于推動氫能及燃料電池技術發(fā)展。在能量利用方面，燃料電池的熱電聯(lián)供系統(tǒng)通過高效整合電能與熱能，綜合能量利用率可提升至80～90%，展現(xiàn)出巨大的經(jīng)濟與社會價值。

　　4 氫基能源長時儲能的經(jīng)濟性分析

　　目前，成熟的儲能技術的儲能時長均未超過12 h，而利用氫基能源進行儲能可完全實現(xiàn)跨日、月、季節(jié)性長時儲能調節(jié)。下文對氫基能源長時儲能的經(jīng)濟性進行分析，以平準化度電成本(LCOE) 作為具體評價指標。

　　4.1 電化學儲能的經(jīng)濟性評估

　　以裝機容量100 萬kW 的電化學儲能項目為例，運行周期為10 年，固定資產(chǎn)殘值為5%，年儲能小時數(shù)為1500 h，儲能效率為90%。假設，該項目的年發(fā)電量為13.5 億kWh，單位建設成本為1300 元/kWh，單位運行成本為40 元/kWh，則電化學儲能技術實現(xiàn)12 h 儲能的LCOE約為1.69 元/kWh。

　　4.2 煤電摻氨儲能的經(jīng)濟性評估

　　通過兩個方案分析煤電摻氨儲能的經(jīng)濟性，均設定為1 臺100 萬kW 煤電機組進行100% 摻氨改造，煤電改造費用為9000 萬元，運行周期為20 年，固定資產(chǎn)殘值為10%。方案1 為煤電直供，起到電力保障的作用;方案2 為調峰型，以煤電調節(jié)新能源。

　　方案1 具體為：增設儲氨設施費用為1000萬元，考慮直供高負荷運轉煤電，年利用小時數(shù)為5000 h。假設摻氨量為236 萬t/ 年，燒氨發(fā)電量為50 億kWh。

　　方案2 具體為：增設儲氨設施的費用為600萬元，年利用小時數(shù)為3000 h。假設摻氨量為142 萬t/ 年，燒氨發(fā)電量為30 億kWh。

　　考慮煤電運行成本的影響( 煤電運行成本隨綠氨成本下降而下降)，計算得到兩種方案中不同綠氨成本對應的煤電摻氨儲能的LCOE，具體如圖1 所示。

　　4.3 氣電摻氫儲能的經(jīng)濟性評估

　　按1 臺容量為50 萬kW 的燃氣機組100%摻氫計算，燃氣電站投資單價為2600 元/kW，增加儲氣設施的投資為3000 萬元，年利用小時數(shù)為3000 h，運行周期為20 年，固定資產(chǎn)殘值為10%。按等熱值換算后的燒氫量為7 萬t/ 年，發(fā)電量為15 億kWh，計算得到不同綠氫成本對應的氣電摻氫儲能的LCOE，具體如圖2 所示。

　　4.4 燃料電池儲能經(jīng)濟性評估

　　通過兩個方案進行燃料電池儲能經(jīng)濟性評估，均按容量為1 MW 的燃料電池計算，運行周期為10 年，固定資產(chǎn)殘值為10%，用氫量為83.5 t/ 年。其中，方案A 為燃料電池發(fā)電，年利用小時數(shù)為2000 h，轉化效率為60%，發(fā)電量為200 萬kWh;方案B 為燃料電池熱電聯(lián)供，年利用小時數(shù)為3000 h，轉化效率為90%，發(fā)電量為300 萬kWh。兩種方案的不同綠氫成本對應的LCOE 如圖3 所示。

　　4.5 結果分析

　　通過對比不同氫基能源儲能的LCOE，從圖1～圖3 可以發(fā)現(xiàn)：當綠氨價格低于3 元/kg 時，煤電摻氨的LCOE 為1.49 元/kWh;當綠氫價格低于30 元/kg 時，氣電摻氫儲能的LCOE 為1.48元/kWh。這兩種儲能技術的LCOE 均已明顯低于目前電化學儲能技術12 h 儲能的LCOE(1.69元/kWh)。這表明，基于氫基能源實現(xiàn)長時儲能，在未來將具有較好的經(jīng)濟性。

　　此外，隨著未來規(guī)模化可再生能源電力制取氫基能源相關技術的成熟發(fā)展，氫基能源的成本將逐步降低，這將進一步降低基于氫基能源儲能技術的LCOE，使其在構建新型電力系統(tǒng)中發(fā)揮更加巨大的作用。

　　5 結論

　　氫基能源作為清潔能源核心之一，在構建新型電力系統(tǒng)中發(fā)揮著關鍵作用。本文通過分析氫基能源的技術特性，展現(xiàn)了其在新型電力系統(tǒng)中的應用潛力，并得出結論：煤電摻氨、氣電摻氫等儲能技術可有效解決可再生能源電力消納不足、火電低碳轉型難度大等問題;相較于目前成熟的儲能技術，氫基能源通過電- 氫- 電轉化技術能夠實現(xiàn)跨日、月、季節(jié)性長時儲能，且在實現(xiàn)長時儲能的情境下，其LCOE 較目前成熟的儲能技術已具備一定優(yōu)勢。未來在構建新型電力系統(tǒng)的進程中，氫基能源將發(fā)揮更加巨大的作用。

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　　氫基能源支撐新型電力系統(tǒng)構建及其技術分析

　　余官培1,2，姜海1*，康慨2 ，賈浩帥1 ，楊航3 ，張順3

　　(1. 水電水利規(guī)劃設計總院，北京100120;2. 中國電建集團湖北工程有限公司，武漢430040;3. 湖北省電力規(guī)劃設計研究院有限公司，武漢430040)

　　來源：太陽能雜志