新型电力系统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。

　　我们以一个千万千瓦基地为例进行分析论述，其组成包括300万千瓦的风电、700万千瓦的光伏，以及配套适当规模的储能。同时考虑采用了电解水制氢作为柔性负荷来解决波动性电源的消纳问题。通过配置不同规模的储能和制氢负荷进行对比分析，主要计算成果如下。

　　上述计算表明采用制氢作为柔性负荷是一种可行的新能源基地消纳解决方案。得益于电解水制氢的柔性负荷对波动性电源的适应性，在三种不同的方案中，弃电率均低于6%，这与传统的新能源大基地10%~15%左右的弃电率相比，新能源的利用率有了明显的提高。

　　方案1与方案2的比较：采用储能方式为20%×4小时时(方案2)，新能源利用率较高，而网汇电量占比相对较低。这表明采用较大储能规模能可以提高制氢利用小时数和新能源的利用效率。

　　方案2与方案3的比较：采用制氢负荷为400万千瓦时(方案3)，制氢小时数较高，超过4800小时，而网汇电量占比更低，仅为0.7%。这说明在储能规模一定的情况下，制氢负荷偏小能得到更高的制氢小时数和更低的网汇电量占比。

　　以上方案满足了弱联网，甚至离网型新能源大基地的基本要求。通过采用制氢消纳方式，可有效消纳新能源，为新能源的进一步规模化开发利用提供了可行的解决方案选项。

　　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。

　　美国、日本、英国等发达国家均高度重视对氨能源进行了研究。日本政府在2021年公布了第六版能源发展规划，计划到2024年实现100万火电机组锅炉掺氨20%，到2030年实现全国利用氢(氨)能发电量占总发电量的1%。

　　中国在氨能源化利用方面起步较晚，但是研发进展迅速，当前已完成了40兆瓦中试平台掺氨35%(国能烟台龙源)和300兆瓦发电锅炉掺氨10%~35%的示范研究(皖能铜陵电厂)。国内外科研机构的试验结果均表明，燃煤锅炉混氨燃烧可使得煤粉和氨良好燃尽，燃烧后氮氧化物排放不随混氨比例增加而等比例升高，且可通过分级燃烧等方式显著降低氮氧化物排放。

　　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然探索中。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%。可再生能源制备绿氨后掺烧的全流程转换效率约为20%左右，即相当于“电-氢(氨)-电”综合效率为20%左右。

　　按当前技术进步水平，绿电制氢电解效率有望提升至80%(每标方绿氢制取耗电约4.5千瓦)，火电掺氨燃烧效率有望提升至45%，则“电-氢(氨)-电”效率有望提升至25%左右;若未来绿电制氢电解效率能提升至90%(每标方绿氢制取耗电约4.0千瓦)，火电掺氨燃烧效率能提升至50%，则“电-氢(氨)-电”效率最高能提升至31%左右。

　　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。

　　中国在气电掺氢方向积极探索，2021年12月国家电投荆门绿动电厂在运燃机成功实现15%掺氢燃烧改造和运行，设计最高掺氢比例为30%;同年12月，广东省能源集团旗下的惠州大亚湾石化区综合能源站建设2×600兆瓦9H型燃气-蒸汽联合循环热电冷联产机组，投产后两台燃机将采用10%(按体积计算)的氢气掺混比例与天然气混合燃烧;次年3月，浙江石化燃气-蒸汽联合循环电站项目三台西门子SGT5-2000E机组，先后点火成功，为世界首套天然气与氢气、一氧化碳混合介质燃气轮机。

　　气电掺氢的发展与燃气轮机的发展具备强耦合关系，目前GE在全球已有超过100台采用低热值含氢燃料机组在运行，累计运行小时数超过800万小时，其中部分机组的燃料含氢量超过50%，积累大量实践经验。GE公司将零碳排放的燃气技术分为五步，目标在2030年前GEHA燃气机具备100%的烧氢能力，最终实现零碳排放。因此，未来100%燃氢的燃气轮机，在技术上是可行的。

　　目前我国天然气发电装机约1.1亿千瓦，预计“十四五”末将达到1.5亿千瓦，装机规模快速提升。国内燃气轮机整体水平暂与国际先进水平差距较大，尚未形成严格意义上的燃气轮机产业。2003年至2013年，通过三次打捆招标以及后续招标，东方、哈尔滨、上海等动力设备制造企业分别引进三菱、GE、西门子公司的F/E级重型燃机部分制造技术，进行本地化制造，经过国产化四个阶段和合资热部件企业，具备了重型燃机的整机生产能力。

　　重型燃气轮机的燃料掺混氢气比例可达30%~50%，工业燃气轮机的燃料掺混氢气比例可达50%~70%。对于F级重型燃气轮机燃烧器，氢含量在20%以内时，燃机燃烧器运行稳定，NOx排放可以控制在30毫克/立方米内。燃机效率60%，绿电-绿氢-燃机发电效率约42%。

　　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。

　　电容器储能具有充电速度快、转换效率高、无机械运动部件等优点，但储能容量相对较小。飞轮储能具有循环寿命长、工作温度范围广、无机械损耗等优点，但储能容量相对较小且成本较高。电化学储能(如锂电池)具有能量密度高、自放电率低等优点，但存在循环寿命短、安全性问题等问题。压缩空气储能具有储能容量大、环保无污染等优点，但效率偏低、建设成本较高。抽水蓄能是当前最成熟、最经济的大规模储能技术，但受地理资源约束总量有限、开发周期较长。

　　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。

　　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。

　　以储能技术中最为成熟，应用规模最为广泛的抽水蓄能为例，假设全国抽蓄规模达到8亿千瓦，平均储能时长6小时，但其总储能量仅为48亿千瓦时，占2023年日平均社会用电量252.6亿千瓦时的19%，无法满足系统对长时储能要求。

　　抽水蓄能电站经济性评估：按140万千瓦项目，运行周期30年，残值10%，年发电小时数1500小时，储能效率75。