氢能发展系列报道之五：电氢耦合大有可为新型电力系统的建设将根本改变目前我国化石能源为主的发展格局，全面实现电代煤、电代油、电代气，推动各产业用能形式向低碳化发展，以新能源为电量供给主体的电力资源与其他二次能源融合利用，构建多种能源与电能互联互通的能源体系。绿色氢基能源作为清洁优质的二次能源，可以与电能相互转化，既消费电能又生产电能，是新型电力系统重要的平衡调节参与力量，能够解决可再生能源电力消纳、火电低碳转型、跨季节长时储能等问题，并提供双碳目标下电力系统的可选解决方案。

　　绿色氢基能源是可再生能源的能量载体，具备“过程性能源”与“含能体能源”双重属性，可以应用在诸多领域。可再生能源结合电解槽技术，作为具备灵活调节能力的可调负荷响应，能够实现可再生能源发电的充分消纳。通过构建“电-氢”耦合体系不仅有助于电力系统的稳定，也能实现绿色能源以氢的形式向氨、醇等领域拓展，实现可再生能源非电消纳。

　　在构建新型电力系统的新形势下，大规模、高比例、市场化、高质量成为可再生能源发展的新特征新要求。氢基能源与可再生能源进行耦合，通过规模化、一体化开发实现优势互补，可以有效解决可再生能源的波动性和不稳定性问题，提高可再生能源消纳能力，是新时期可再生能源高质量跃升发展的重要路径。在当前“沙戈荒”背景下，新能源大基地面临的主要挑战就是如何高效消纳产生的电能，提高新能源利用率。在西北地区，某典型的风光氢输一体化基地，为我们提供了一个代表性的可行案例。西北地区拥有丰富的风能和太阳能资源，具有巨大的新能源开发潜力，然而面临着区域本地电网构架不强、用电负荷不足的困境，直接影响新能源规模化开发利用。

　　火力发电是目前世界上主要的电力来源之一，但其煤炭和天然气的使用导致大量二氧化碳排放。火电低碳转型是应对气候变化和实现能源可持续发展的必然选择，可借助低碳燃料掺烧的源头控碳手段，在保障系统电量供应的情况下，大幅度减少化石能源的使用。以氢为基础的绿氢、绿氨，是解决火电低碳转型问题的有效途径之一，通过煤电掺氨燃烧至纯氨燃烧和气电掺氢燃烧至纯氢燃烧，实现火电向低碳调节电厂的转变。

　　火电掺氨主要有燃气轮机掺氨和锅炉掺氨两种形式。关于燃气轮机掺氨，目前只有日本开发出了低NOx燃烧器，中国燃气轮机掺氨的技术路线仍在探索中。关于锅炉掺氨，目前有煤掺氨燃烧器技术和纯氨燃烧器技术两种技术路线。在锅炉运行的过程中，有四种运行模式，第一种是纯煤燃烧器与纯氨燃烧器同时运行；第二种是纯煤燃烧器与煤掺氨燃烧器同时运行；第三种是纯煤燃烧器、纯氨燃烧器和煤掺氨燃烧器三种燃烧器同时运行；第四种是只有纯氨燃烧器运行。目前来看，前三种运行模式适合于近中期的碳减排策略，并且第三种运行模式下锅炉掺氨的可调节性更强，第四种适合于中远期的发展需求。从能源转换效率来看，当前电解水制绿氢效率约70%，绿氢与氮合成绿氨效率在70%左右，掺氨燃烧的亚临界纯凝机组效率约40%。

　　近年来，随着可再生能源发电装机容量的快速增长，天然气掺氢产业的发展受到越来越多的关注。未来通过天然气掺氢可以进一步提高天然气燃烧效率，具有节能环保效益，是天然气发电未来低碳转型的主要路径之一。

　　新能源逐步成为能源供应的主体后，构建新型电力系统面临的关键问题是如何实现电力的可靠供应。新能源发电具有随机性、波动性、季节不均衡性等特性，这给电力系统的稳定运行带来了挑战。为了应对这一挑战，我们需要发展不同功能定位的储能技术，以实现不同时间尺度上的功率与能量平衡。

　　储能技术按时间尺度可分为超短时（秒级到分钟级）、短时（小时级到数小时级）储能和长期（日、周、月、年）储能。目前，我们已经开发出了多种类型的储能技术，如电容器、飞轮储能、电化学储能（锂电池、铅电池、钠硫电池、液流电池）、压缩空气储能、抽水蓄能、氢储能等。这些技术各有优缺点，可根据不同的应用场景选择合适的储能技术。

　　中国工程院院士郭剑波对全国2060年的碳中和提出了重要的预测，全社会年用电量将达到15.7万亿千瓦时。根据近几年我国用电量的实际增长情况和对未来人工智能等新领域用电快速增长的预判，我们可以大胆设想未来的电力需求还将进一步上升。目前常用的储能技术受自身特点制约，还无法完全满足未来电力系统长时储能的需求，亟需更为有效的储能方案解决系统的长时储能问题。

　　氢基能源储能是一种新型的能源储存技术，旨在解决特定环境下的能源存储需求。其核心原理是将水电解得到氢气，利用富余的、非高峰的或低质量的电力大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来，也可以将氢气进一步合成氨或甲醇，以氨或醇这种更方便储存的形态进行长时存储。

　　氢储能技术基于“氢—电”转化，通过储氢、储氨、储醇等方式，实现能量的长时储存和调节，与其他储能技术如抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能、飞轮储能以及熔岩储能相比，氢储能技术能够完全实现跨季节性的长时储能，为能源存储领域带来新的解决方案。

　　构建以新能源为主体的新型电力系统，其主要目的是支撑“碳达峰、碳中和”目标的实现，是“双碳”目标在电力系统中的具体体现。基于“双碳”目标，未来火电年利用小时数将逐步降低，火电低碳转型成为构建新型电力系统的潜在可选经济性解决方案。以下选择有代表性的省份分析氢能助力火电低碳转型对社会用电成本的影响。

　　以典型东部省份（浙江）为例，浙江省火电（统一按煤电考虑）装机约5773万千瓦，水电装机约959万千瓦，风电装机345万千瓦，光伏装机430万千瓦，核电装机916.6万千瓦。目前，浙江省火电年利用小时数约为5000小时。基于“双碳”目标，未来火电年利用小时数将逐步降低。假设到2050年，浙江省火电装机降至约5000万千瓦，经测算全省在新能源占主导的情况下，火电在仅保留调节功能的情况下年利用小时数最低降至约2600小时。目前，浙江省的全社会用电量约5800亿千瓦时，假设以1%增长率增长，至2050年全社会用电量约为7700亿千瓦时。

　　假设实现约70%的掺氨比例NG体育app下载，经计算每年需氨量约1440万吨，制氨用电量约1300亿千瓦时。则制氨所需风电装机约2100万千瓦、光伏装机约4200万千瓦、制氢+合成氨装置约3250万千瓦，建设管道7条，预计设备总投资为3760亿元。经测算火电掺烧氨带来的全社会用电成本上升约0.044元/千瓦时。

　　随着未来我国碳市场与国际碳市场的挂钩，未来火电的碳排放成本将持续上升，需要推进火电机组节能提效、减排升级改造。低二氧化碳排放的火电掺烧技术相较于纯化石燃料燃烧，在经济性上将逐渐具有竞争力。基于绿色氢基能源带来的传统火电“低碳”转型改造的方式，相比于未来大规模退役火电机组来说是新型电力系统构建的可选解决路径之一。