“氫能十解”之六：氫與電的交響曲

　　新型電力系統特征

　　新型電力系統建設將根本改變目前我國化石能源為主的發展格局，全面實現電代煤、電代油、電代氣，推動各產業用能形式向低碳化發展，以新能源為電量供給主體的電力資源與其他二次能源融合利用，構建多種能源與電能互聯互通的能源體系。綠色氫基能源作為清潔優質的二次能源，可以與電能相互轉化，既消費電能又生產電能，是新型電力系統重要的平衡調節參與力量，能夠解決可再生能源電力消納、火電低碳轉型、跨季節長時儲能等問題，并提供雙碳目標下電力系統的可選解決方案。

　　解決可再生能源電力消納

　　綠色氫基能源是可再生能源的能量載體，具備“過程性能源”與“含能體能源”雙重屬性，可以應用在諸多領域。可再生能源結合電解槽技術，作為具備靈活調節能力的可調負荷響應，能夠實現可再生能源發電的充分消納。通過構建“電-氫”耦合體系不僅有助于電力系統的穩定，也能實現綠色能源以氫的形式向氨、醇等領域拓展，實現可再生能源非電消納。

　　在構建新型電力系統的新形勢下，大規模、高比例、市場化、高質量成為可再生能源發展的新特征新要求。氫基能源與可再生能源進行耦合，通過規模化、一體化開發實現優勢互補，可以有效解決可再生能源的波動性和不穩定性問題，提高可再生能源消納能力，是新時期可再生能源高質量躍升發展的重要路徑。

　　在當前“沙戈荒”背景下，新能源大基地面臨的主要挑戰就是如何高效消納產生的電能，提高新能源利用率。在西北地區，某典型的風光氫輸一體化基地，為我們提供了一個代表性的可行案例。西北地區擁有豐富的風能和太陽能資源，具有巨大的新能源開發潛力，然而面臨著區域本地電網構架不強、用電負荷不足的困境，直接影響新能源規模化開發利用。

　　(1)方案設想

　　我們以一個千萬千瓦基地為例進行分析論述，其組成包括300萬千瓦的風電、700萬千瓦的光伏，以及配套適當規模的儲能。同時考慮采用了電解水制氫作為柔性負荷來解決波動性電源的消納問題。通過配置不同規模的儲能和制氫負荷進行對比分析，主要計算成果如下。

　　西北某典型地區電源配置表

　　(2)結果分析

　　上述計算表明采用制氫作為柔性負荷是一種可行的新能源基地消納解決方案。得益于電解水制氫的柔性負荷對波動性電源的適應性，在三種不同的方案中，棄電率均低于6%，這與傳統的新能源大基地10%~15%左右的棄電率相比，新能源的利用率有了明顯的提高。

　　方案1與方案2的比較：采用儲能方式為20%×4小時時(方案2)，新能源利用率較高，而網匯電量占比相對較低。這表明采用較大儲能規模能可以提高制氫利用小時數和新能源的利用效率。

　　方案2與方案3的比較：采用制氫負荷為400萬千瓦時(方案3)，制氫小時數較高，超過4800小時，而網匯電量占比更低，僅為0.7%。這說明在儲能規模一定的情況下，制氫負荷偏小能得到更高的制氫小時數和更低的網匯電量占比。

　　以上方案滿足了弱聯網，甚至離網型新能源大基地的基本要求。通過采用制氫消納方式，可有效消納新能源，為新能源的進一步規模化開發利用提供了可行的解決方案選項。

西北某典型地區春季典型周模擬運行圖

西北某典型地區夏季典型周模擬運行圖

西北某典型地區秋季典型周模擬運行圖

西北某典型地區冬季典型周模擬運行圖

　　解決火電低碳轉型問題

　　火力發電是目前世界上主要的電力來源之一，但其煤炭和天然氣的使用導致大量二氧化碳排放。火電低碳轉型是應對氣候變化和實現能源可持續發展的必然選擇，可借助低碳燃料摻燒的源頭控碳手段，在保障系統電量供應的情況下，大幅度減少化石能源的使用。以氫為基礎的綠氫、綠氨，是解決火電低碳轉型問題的有效途徑之一，通過煤電摻氨燃燒至純氨燃燒和氣電摻氫燃燒至純氫燃燒，實現火電向低碳調節電廠的轉變。

　　(1)煤電摻氨

　　美國、日本、英國等發達國家均高度重視對氨能源進行了研究。日本政府在2021年公布了第六版能源發展規劃，計劃到2024年實現100萬火電機組鍋爐摻氨20%，到2030年實現全國利用氫(氨)能發電量占總發電量的1%。

　　中國在氨能源化利用方面起步較晚，但是研發進展迅速，當前已完成了40兆瓦中試平臺摻氨35%(國能煙臺龍源)和300兆瓦發電鍋爐摻氨10%~35%的示范研究(皖能銅陵電廠)。國內外科研機構的試驗結果均表明，燃煤鍋爐混氨燃燒可使得煤粉和氨良好燃盡，燃燒后氮氧化物排放不隨混氨比例增加而等比例升高，且可通過分級燃燒等方式顯著降低氮氧化物排放。

300兆瓦燃火電站鍋爐摻氨燃燒系統示意圖

煤粉和純氨燃燒器布置圖

　　火電摻氨主要有燃氣輪機摻氨和鍋爐摻氨兩種形式。關于燃氣輪機摻氨，目前只有日本開發出了低NOx燃燒器，中國燃氣輪機摻氨的技術路線仍然探索中。關于鍋爐摻氨，目前有煤摻氨燃燒器技術和純氨燃燒器技術兩種技術路線。在鍋爐運行的過程中，有四種運行模式，第一種是純煤燃燒器與純氨燃燒器同時運行;第二種是純煤燃燒器與煤摻氨燃燒器同時運行;第三種是純煤燃燒器、純氨燃燒器和煤摻氨燃燒器三種燃燒器同時運行;第四種是只有純氨燃燒器運行。目前來看，前三種運行模式適合于近中期的碳減排策略，并且第三種運行模式下鍋爐摻氨的可調節性更強，第四種適合于中遠期的發展需求。

　　從能源轉換效率來看，當前電解水制綠氫效率約70%，綠氫與氮合成綠氨效率在70%左右，摻氨燃燒的亞臨界純凝機組效率約40%。可再生能源制備綠氨后摻燒的全流程轉換效率約為20%左右，即相當于“電-氫(氨)-電”綜合效率為20%左右。

　　按當前技術進步水平，綠電制氫電解效率有望提升至80%(每標方綠氫制取耗電約4.5千瓦)，火電摻氨燃燒效率有望提升至45%，則“電-氫(氨)-電”效率有望提升至25%左右;若未來綠電制氫電解效率能提升至90%(每標方綠氫制取耗電約4.0千瓦)，火電摻氨燃燒效率能提升至50%，則“電-氫(氨)-電”效率最高能提升至31%左右。

　　(2)氣電摻氫

　　近年來，隨著可再生能源發電裝機容量的快速增長，天然氣摻氫產業的發展受到越來越多的關注。未來通過天然氣摻氫可以進一步提高天然氣燃燒效率，具有節能環保效益，是天然氣發電未來低碳轉型的主要路徑之一。

　　中國在氣電摻氫方向積極探索，2021年12月國家電投荊門綠動電廠在運燃機成功實現15%摻氫燃燒改造和運行，設計最高摻氫比例為30%;同年12月，廣東省能源集團旗下的惠州大亞灣石化區綜合能源站建設2×600兆瓦9H型燃氣-蒸汽聯合循環熱電冷聯產機組，投產后兩臺燃機將采用10%(按體積計算)的氫氣摻混比例與天然氣混合燃燒;次年3月，浙江石化燃氣-蒸汽聯合循環電站項目三臺西門子SGT5-2000E機組，先后點火成功，為世界首套天然氣與氫氣、一氧化碳混合介質燃氣輪機。

　　氣電摻氫的發展與燃氣輪機的發展具備強耦合關系，目前GE在全球已有超過100臺采用低熱值含氫燃料機組在運行，累計運行小時數超過800萬小時，其中部分機組的燃料含氫量超過50%，積累大量實踐經驗。GE公司將零碳排放的燃氣技術分為五步，目標在2030年前GEHA燃氣機具備100%的燒氫能力，最終實現零碳排放。因此，未來100%燃氫的燃氣輪機，在技術上是可行的。

燃氣機“一拖一”聯合循環發電機組發電原理圖

　　目前我國天然氣發電裝機約1.1億千瓦，預計“十四五”末將達到1.5億千瓦，裝機規模快速提升。國內燃氣輪機整體水平暫與國際先進水平差距較大，尚未形成嚴格意義上的燃氣輪機產業。2003年至2013年，通過三次打捆招標以及后續招標，東方、哈爾濱、上海等動力設備制造企業分別引進三菱、GE、西門子公司的F/E級重型燃機部分制造技術，進行本地化制造，經過國產化四個階段和合資熱部件企業，具備了重型燃機的整機生產能力。

　　重型燃氣輪機的燃料摻混氫氣比例可達30%~50%，工業燃氣輪機的燃料摻混氫氣比例可達50%~70%。對于F級重型燃氣輪機燃燒器，氫含量在20%以內時，燃機燃燒器運行穩定，NOx排放可以控制在30毫克/立方米內。燃機效率≥60%，綠電-綠氫-燃機發電效率約42%。

　　解決跨季節長時儲能問題

　　新能源逐步成為能源供應的主體后，構建新型電力系統面臨的關鍵問題是如何實現電力的可靠供應。新能源發電具有隨機性、波動性、季節不均衡性等特性，這給電力系統的穩定運行帶來了挑戰。為了應對這一挑戰，我們需要發展不同功能定位的儲能技術，以實現不同時間尺度上的功率與能量平衡。

　　儲能技術按時間尺度可分為超短時(秒級到分鐘級)、短時(小時級到數小時級)儲能和長期(日、周、月、年)儲能。目前，我們已經開發出了多種類型的儲能技術，如電容器、飛輪儲能、電化學儲能(鋰電池、鉛電池、鈉硫電池、液流電池)、壓縮空氣儲能、抽水蓄能、氫儲能等。這些技術各有優缺點，可根據不同的應用場景選擇合適的儲能技術。

各類儲能在放電時間和容量性能的對比圖

　　電容器儲能具有充電速度快、轉換效率高、無機械運動部件等優點，但儲能容量相對較小。飛輪儲能具有循環壽命長、工作溫度范圍廣、無機械損耗等優點，但儲能容量相對較小且成本較高。電化學儲能(如鋰電池)具有能量密度高、自放電率低等優點，但存在循環壽命短、安全性問題等問題。壓縮空氣儲能具有儲能容量大、環保無污染等優點，但效率偏低、建設成本較高。抽水蓄能是當前最成熟、最經濟的大規模儲能技術，但受地理資源約束總量有限、開發周期較長。

　　氫基能源儲能是一種新型的能源儲存技術，旨在解決特定環境下的能源存儲需求。其核心原理是將水電解得到氫氣，利用富余的、非高峰的或低質量的電力大規模制氫，將電能轉化為氫能儲存起來，也可以將氫氣進一步合成氨或甲醇，以氨或醇這種更方便儲存的形態進行長時存儲。

　　氫儲能技術基于“氫-電”轉化，通過儲氫、儲氨、儲醇等方式，實現能量的長時儲存和調節，與其他儲能技術如抽水蓄能、壓縮空氣儲能、電化學儲能、飛輪儲能以及熔巖儲能相比，氫儲能技術能夠完全實現跨季節性的長時儲能，為能源存儲領域帶來新的解決方案。

　　中國工程院院士郭劍波對全國2060年的碳中和提出了重要的預測，全社會年用電量將達到15.7萬億千瓦時。根據近幾年我國用電量的實際增長情況和對未來人工智能等新領域用電快速增長的預判，我們可以大膽設想未來的電力需求還將進一步上升。目前常用的儲能技術受自身特點制約，還無法完全滿足未來電力系統長時儲能的需求，亟需更為有效的儲能方案解決系統的長時儲能問題。

　　(1)技術挑戰與局限性

　　以儲能技術中最為成熟，應用規模最為廣泛的抽水蓄能為例，假設全國抽蓄規模達到8億千瓦，平均儲能時長6小時，但其總儲能量僅為48億千瓦時，占2023年日平均社會用電量252.6億千瓦時的19%，無法滿足系統對長時儲能要求。

　　(2)長時儲能經濟性測算

　　抽水蓄能電站經濟性評估：按140萬千瓦項目，運行周期30年，殘值10%，年發電小時數1500小時，儲能效率75%，折現率6.5%考慮。

　　抽水蓄能經濟性評估

　　電化學儲能經濟性評估：按100萬千瓦項目，運行周期10年，殘值5%，年儲能小時數1500小時，儲能效率90%，折現率6.5%考慮。

　　電化學儲能經濟性評估

　　壓縮空氣儲能經濟性評估：按70萬千瓦、儲能5小時項目，運行周期30年，殘值10%，年儲能小時數1500小時，儲能效率70%，折現率6.5%考慮。

　　壓縮空氣儲能經濟性評估

　　光熱電站經濟性評估：按20萬千瓦，儲熱10小時，運行周期20年，殘值5%，年利用小時數2000小時，折現率6.5%考慮。

　　光熱電站經濟性評估

　　煤電燒氨儲能經濟性評估：按一臺100萬煤電機組100%摻氨，煤電改造費用9000萬元，增設儲氨設施1000萬元(年利用小時數5000小時)/600萬元(年利用小時數3000小時)，運行周期20年，殘值10%，折現率6.5%考慮。

　　煤電燒氨經濟性評估(年利用小時數5000小時)

　　煤電燒氨經濟性評估(年利用小時數3000小時)

　　氣電燒氫儲能經濟性評估：按一臺50萬燃氣組100%摻氫，燃氣電站單位千瓦投資2600元/千瓦，增加儲氣設施3000萬元，年利用小時數3000小時，運行周期20年，殘值10%，折現率6.5%考慮。

　　氣電燒天然氣經濟性評估

　　氣電燒氫經濟性評估

　　燃料電池分布式發電經濟性評估：按1兆瓦項目，運行周期10年，殘值10%，年利用小時數2000小時，轉化效率60%，折現率6.5%考慮。

　　燃料電池分布式發電經濟性評估

　　燃料電池分布式熱電聯供經濟性評估：按1兆瓦項目，運行周期10年，殘值10%，年利用小時數3000小時，轉化效率90%，折現率6.5%考慮。

　　燃料電池分布式熱電聯供經濟性評估

　　電化學儲能若按儲能時長12小時考慮，在1300元/千瓦時、1000元/千瓦時、800元/千瓦時、600元/千瓦時的儲能單位投資測算條件下，度電成本分別為1.67元/千瓦時、1.28元/千瓦時、0.98元/千瓦時、0.74元/千瓦時。

　　煤電摻氨和氣電摻氫技術在實現長時儲能的前提下，其度電成本相比于其它儲能方式的成本已經進入可競爭區間。煤電摻氨在氨價3000元/噸測算條件下，度電成本為1.47元/千瓦時(利用小時數5000小時)、1.49元/千瓦時(利用小時數3000小時);氣電摻氫在氫價30000元/噸測算條件下，度電成本為1.47元/千瓦時。未來預計煤電摻氨和氣電摻氫的度電成本還將進一步降低，分別有望降至0.61元/千瓦時至0.63元/千瓦時和0.77元/千瓦時。同時氫燃料電池在氫價15000元/噸測算條件下，度電成本為0.94元/千瓦時，氫熱電聯供的度電成本為0.62元/千瓦時，也具備較好的經濟性。

　　煤電摻氨、氣電摻氫、燃料電池相較于電化學儲能均具有成本優勢，并可實現跨日、跨月、跨季節的長時儲能。因此，氫基能源儲存可以被認為是集中式、大規模、長周期、跨季節最佳儲能方式之一。通過深度融合電解水制氫(氨、醇)和可再生能源，充分發揮兩者的優勢和互補性，可再生能源為氫基能源的生產提供電力，同時將氫基能源作為可再生能源的儲能方式，可以提高電力系統靈活調節能力，解決大基地新能源電力消納問題，打造更加完善和可持續的綠色能源體系。

　　提供雙碳目標下電力系統的可選解決方案

　　構建以新能源為主體的新型電力系統，其主要目的是支撐“碳達峰、碳中和”目標的實現，是“雙碳”目標在電力系統中的具體體現。基于“雙碳”目標，未來火電年利用小時數將逐步降低，火電低碳轉型成為構建新型電力系統的潛在可選經濟性解決方案。以下選擇兩個有代表性的省份分析氫能助力火電低碳轉型對社會用電成本的影響。

　　(1)甘肅省實現全省火電轉型簡析

　　以典型西部省份(甘肅)為例，甘肅省火電(統一按煤電考慮)裝機約2312.6萬千瓦，水電裝機約971.8萬千瓦，風電裝機2073萬千瓦，光伏裝機1417.4萬千瓦。目前，甘肅省火電利用小時數約為4500小時。

　　基于“雙碳”目標，未來火電年利用小時數將逐步降低。預期到2050年，甘肅省火電裝機降至約2000萬千瓦，經測算全省在新能源占主導的情況下，火電年利用小時數將降至約2600小時。甘肅省2022年的全社會用電量約1500億千瓦時，考慮甘肅省發展的電力需求，按年用電量2%的增長率測算，至2050年全社會用電量將達到2600億千瓦時。

　　按風電年利用小時數2600小時、光伏年利用小時數1800小時計算(考慮風光配比為接近1:2);并考慮未來風光及制氫氨裝置投資下降，假設風電投資強度為2520元/千瓦、光伏投資強度為2000元/千瓦、制氫+合成氨裝置投資強度為2500元/千瓦。(考慮資本金內部收益率6.5%)

　　在實現摻氨比例30%的情況下，年需氨量約250萬噸，制氨用電量約225億千瓦時。對應制氨所需風電裝機約400萬千瓦、光伏裝機約700萬千瓦、制氫+合成氨裝置約560萬千瓦，總投資約380億元。經測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約0.013元/千瓦時。

　　在實現約摻氨比例50%情況下，年需氨量約400萬噸，制氨用電量約360億千瓦時。對應制氨所需風電裝機約600萬千瓦、光伏裝機約1150萬千瓦、制氫+合成氨裝置約900萬千瓦，總投資為610億元。經測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約0.021元/千瓦時。

　　在實現約摻氨比例70%情況下，年需氨量約570萬噸，制氨用電量約520億千瓦時。對應制氨所需風電裝機約850萬千瓦、光伏裝機約1700萬千瓦、制氫+合成氨裝置約1300萬千瓦，預計設備總投資為880億元。經測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約0.031元/千瓦時。

　　(2)浙江省實現全省火電轉型簡析

　　以典型東部省份(浙江)為例，浙江省火電(統一按煤電考慮)裝機約5773萬千瓦，水電裝機約959萬千瓦，風電裝機345萬千瓦，光伏裝機430萬千瓦，核電裝機916.6萬千瓦。目前，浙江省火電利用小時數約為5000小時。

　　基于“雙碳”目標，未來火電年利用小時數將逐步降低。假設到2050年，浙江省火電裝機降至約5000萬千瓦，經測算全省在新能源占主導的情況下，火電在僅保留調節功能的情況下年利用小時數最低年利用小時數降至約2600小時。目前，浙江省的全社會用電量約5800億千瓦時，假設以1%增長率增長，至2050年全社會用電量約為7700億千瓦時。

　　按風電年利用小時數2600小時、光伏年利用小時數1800小時計算(考慮風光配比為接近1:2);并考慮未來風光及制氫氨裝置投資下降，假設風電投資強度為2520元/千瓦、光伏投資強度為2000元/千瓦、制氫+合成氨裝置投資強度為2500元/千瓦。管道年輸氨量為230萬噸，管道運輸投資強度為1500萬/公里，運距1500公里。(考慮資本金內部收益率6.5%)

　　假設實現約30%的摻氨比例，經計算每年需氨量約610萬噸，制氨用電量約680億千瓦時。則制氨所需風電裝機約1100萬千瓦、光伏裝機約2200萬千瓦、制氫+合成氨裝置約1700萬千瓦，建設管道3條，預計設備總投資1820億元。經測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約0.021元/千瓦時。

　　假設實現約50%的摻氨比例，經計算每年需氨量約1000萬噸，制氨用電量約900億千瓦時。則制氨所需風電裝機約1500萬千瓦、光伏裝機約2900萬千瓦、制氫+合成氨裝置約2250萬千瓦，建設管道5條，預計設備總投資為2650億元。經測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約0.031元/千瓦時。

　　假設實現約70%的摻氨比例，經計算每年需氨量約1440萬噸，制氨用電量約1300億千瓦時。則制氨所需風電裝機約2100萬千瓦、光伏裝機約4200萬千瓦、制氫+合成氨裝置約3250萬千瓦，建設管道7條，預計設備總投資為3760億元。經測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約0.044元/千瓦時。

　　(3)新型電力系統經濟性解決路徑之一

　　在以上場景中，“低碳電廠”轉型帶來的全社會用電成本上升幅度較小，在可接受范圍內。隨著未來我國碳市場與國際碳市場的掛鉤，未來火電的碳排放成本將持續上升，需要推進火電機組節能提效、減排升級改造。低二氧化碳排放的火電摻燒技術相較于純化石燃料燃燒，在經濟性上將逐漸具有競爭力。基于綠色氫基能源帶來的傳統火電“低碳”轉型改造的方式，相比于未來大規模退役火電機組來說是新型電力系統構建的可選解決路徑之一。

　　作者：張益國 姜海 余官培，作者單位：水電水利規劃設計總院

作者：張益國 姜海 余官培