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具有重要意義。首先對氫基能源的發展現狀進行梳理，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，氫基能源在實現長時儲能上展現出顯著的成本優勢;氫基能源在構建新型電力系統中具有重要應用價值，未來將發揮更加關鍵的作用。

　　關鍵詞：新型電力系統;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《中國氫能行業發展現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，但仍需整合優化[3]。

　　中國氫能戰略規劃正加速推進，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，國務院印發的《2030 年前碳達峰行動方案》、國家發展改革委與國家能源局發布的《“十四五”新型儲能發展實施方案》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，國家發展改革委和國家能源局聯合印發的《氫能產業發展中長期規劃(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綠色低碳轉型的重要載體;2022 年，國家發展改革委、國家能源局等9 部門聯合印發的《“十四五”可再生能源發展規劃》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、天然氣等傳統能源并列。

　　“雙碳”戰略下，中國致力于構建靈活高效的新型電力系統。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勢能夠進一步優化能源配置。針對“西電東送”和“沙戈荒”基地開發，綠氫、綠氨、綠色甲醇的管道輸送可以作為特高壓傳輸的后備補充，提升項目的經濟性和靈活性 [6-8]。然而，在當前電力系統中，盡管可再生能源電力( 比如：風電、光伏發電) 的發展矚目，但受限于電網調峰能力低、儲能技術差和跨區域調度協調復雜等因素，大量可再生能源電力難以有效消納。同時，火電在發電方式中仍占主導地位，但其低碳轉型過程挑戰巨大，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業及其發展現狀進行概述;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構建中的應用潛力;最后，在氫基能源實現跨季節長時儲能的基礎上，測算并對比氫基能源儲能與目前成熟儲能技術的經濟性。

　　1 氫基能源產業概述及發展現狀

　　“雙碳”戰略下，中國正構建高效靈活的電力系統以應對大規模可再生能源電力的應用[9-10]。高效靈活的電力系統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。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調節的靈活性、通過氫儲能實現跨季節調節。直接消費已成為需求側柔性響應的新形態，共促電力系統低碳靈活轉型。隨著“西電東送”與 “沙戈荒”基地開發，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。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，將展現出顯著的綠色經濟價值。

　　歷經50 年發展，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)，但經濟性瓶頸仍是制約其產業化進程的主要因素。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，正快速發展，并逐漸向多產業滲透 [11]。國際氫能產業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。為實現碳中和，國際企業正積極構建綠氫能源鏈，并爭奪可再生能源開發權;面對中國這一巨大的潛力市場，國際企業競相爭奪上述各領域的市場份額，并深化與中國企業的合作。

　　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、大規模的氫儲運技術備受重視，多國競相布局泛歐氫氣管網及液氫、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、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能與應用發展[9]。

　　2 氫基能源賦能新型電力系統構建

　　2.1 新型電力系統特征

　　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，國家能源局發布的《新型電力系統發展藍皮書》詳述了以可再生能源為核心、強化源網荷儲協同、依托智能電網平臺、融合技術創新與機制改革的新型電力系統的愿景[12]，該系統旨在顛覆化石能源主導現狀，促進全面電氣化轉型，構建多能互補的能源互聯體系。

　　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中的平衡調節者，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，為電力系統提供“雙碳”路徑下的創新解決方案。

　　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負荷用電靈活調節，促進可再生能源充分消納。構建電- 氫耦合體系，不僅能夠穩固電力系統，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。在新型電力系統構建下，可再生能源發展追求大規模、高比例、市場化與高質量。氫基能源與可再生能源電力耦合，實現規模化、一體化開發，能夠有效應對可再生能源電力的波動性挑戰，提升其消納效率，成為可再生能源高質量發展的關鍵路徑。尤其在“沙戈荒”基地開發背景下，通過制氫消納方式，可有效消納可再生能源，為其進一步規模化開發利用提供了可行的解決方案。

　　2.3 解決火電低碳轉型問題

　　火力發電主要分為煤電( 即煤炭發電) 與氣電( 即天然氣發電)，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，是實現能源可持續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，是氣電實現減排的重要路徑之一。通過摻氫，氣電系統可以更加環保和高效，同時促進氫基能源的廣泛應用和氫基能源經濟的發展。

　　2.4 解決跨季節長時儲能問題

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

　　目前，發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展需求相協調[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，其發電穩定、可調節性強、環保效益顯著;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，可完全實現跨日、月、季節性長時儲能調節。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，實現電能向氫能的高效轉化與長期儲存，為跨季節長時儲能提供了創新解決方案。

　　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%) 各環節自身的效率。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。

　　燃氣輪機發電指利用高溫燃氣( 比如：天然氣) 驅動渦輪旋轉，進而帶動發電機產生電能的發電技術，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燃氣輪機在燃料摻氫方面展現出較高的潛力，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勢顯著，同等電量下CO2 排放量降低超60%，HA 級燃氣機組聯合循環機組的CO2排放量僅為320 g/kWh。此外，氣電的發電效率比煤電高30%，目前頂尖9HA.02 型燃氣機組的發電效率達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，突破了傳統熱機卡諾循環的效率瓶頸。相較于內燃機( 發電效率通常低于30%)，燃料電池( 比如：氫燃料電池)展現出卓越的發電效率( 超過50%)，綜合能量利用率可高達80%～90%，且其具有環境友好、可靠性高、靈活性強及空間優化顯著的特性[29]。同時，根據燃料類型，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電，目前該技術尚面臨較大挑戰，仍需進一步的實驗室研發;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，有望在短期內實現大規模應用。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電，技術難度大，尚處于初步研發階段;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，雖然該技術的系統復雜，但效率提升顯著，已初步實現應用，有助于推動氫能及燃料電池技術發展。在能量利用方面，燃料電池的熱電聯供系統通過高效整合電能與熱能，綜合能量利用率可提升至80～90%，展現出巨大的經濟與社會價值。

　　4 氫基能源長時儲能的經濟性分析

　　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跨日、月、季節性長時儲能調節。下文對氫基能源長時儲能的經濟性進行分析，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，固定資產殘值為5%，年儲能小時數為1500 h，儲能效率為90%。假設，該項目的年發電量為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12 h 儲能的LCOE約為1.69 元/kWh。

　　4.2 煤電摻氨儲能的經濟性評估

　　通過兩個方案分析煤電摻氨儲能的經濟性，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，年利用小時數為5000 h。假設摻氨量為236 萬t/ 年，燒氨發電量為50 億kWh。

　　方案2 具體為：增設儲氨設施的費用為600萬元，年利用小時數為3000 h。假設摻氨量為142 萬t/ 年，燒氨發電量為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，年利用小時數為3000 h，運行周期為20 年，固定資產殘值為10%。按等熱值換算后的燒氫量為7 萬t/ 年，發電量為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 燃料電池儲能經濟性評估

　　通過兩個方案進行燃料電池儲能經濟性評估，均按容量為1 MW 的燃料電池計算，運行周期為10 年，固定資產殘值為10%，用氫量為83.5 t/ 年。其中，方案A 為燃料電池發電，年利用小時數為2000 h，轉化效率為60%，發電量為200 萬kWh;方案B 為燃料電池熱電聯供，年利用小時數為3000 h，轉化效率為90%，發電量為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 可以發現：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，基于氫基能源實現長時儲能，在未來將具有較好的經濟性。

　　此外，隨著未來規模化可再生能源電力制取氫基能源相關技術的成熟發展，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中發揮更加巨大的作用。

　　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中發揮著關鍵作用。本文通過分析氫基能源的技術特性，展現了其在新型電力系統中的應用潛力，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跨日、月、季節性長時儲能，且在實現長時儲能的情境下，其LCOE 較目前成熟的儲能技術已具備一定優勢。未來在構建新型電力系統的進程中，氫基能源將發揮更加巨大的作用。

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　　氫基能源支撐新型電力系統構建及其技術分析

　　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. 湖北省電力規劃設計研究院有限公司，武漢430040)

　　來源：太陽能雜志