大规模高比例可再生能源电力的接入，对构建新型电力系统提出了巨大挑战。首先，风电和光伏在时间维度上具有周期特征的间歇波动性、在空间维度上具有资源禀赋的差异性，新型电力系统承担着复杂繁重的消纳任务，需要在不同时间尺度、以不同能源载体形式提高系统灵活响应能力。其次，当前我国电力系统的新型储能技术形式以储电尤其是电化学储能为主，难以满足大规模、长周期、跨季节的电力调节需求。第三，提高煤电机组灵活调节能力、降低煤电机组最小技术出力同样是现阶段让渡可再生能源电力、提高可再生能源利用水平的重要手段之一。但是，随着我国碳中和进程的不断推进，提高非化石能源消费占比是降低碳排放最直接有效的方式。因此，新型电力系统亟需挖掘多元稳定的清洁低碳能源载体，为构建安全可靠的电力系统运行体系提供坚强支撑和有力保障。

（来源：微信公众号“ 能源研究俱乐部”ID: nyqbyj 作者：杜忠明）

氢能作为一种来源广泛、清洁灵活、应用场景丰富的二次能源，在化工、交通、能源电力、建筑等领域均涉及应用。在构建新型电力系统的背景下，氢能是电能的重要能量转换载体，基于各类可再生能源制氢技术为基础的电氢应用体系可以灵活地实现电能-氢能的双向互动转化，因地制宜形成满足电、热、冷多元化能源需求的多能互补系统，是可再生能源电力的有力补充。

储氢是电氢应用体系中的重要环节，可以克服新能源电力存储难以大规模、长周期、跨季节的局限性，助力提高新型电力系统的低碳电源支撑能力。下面主要从构建新型电力系统的角度对储氢规模和储氢形式两个关键问题进行讨论，并提出储氢技术应用在电力领域应用的发展建议。

图1 氢电应用体系

一

储氢规模宜合理优化、按需配置

随着构建新型电力系统进程的不断推进，发展长时间尺度、大规模储能技术的紧迫性逐渐凸显。已经商业化的大规模储能技术主要有抽水蓄能、压缩空气储能、热水/熔盐等储热技术。但抽水蓄能的建设受厂址条件严格限制，熔盐储热技术主要应用于光热发电领域，压缩空气储能技术正在商业化示范的初期。鉴于氢能具有灵活应用的优势并且可以进行大规模、长周期储存，储氢技术受到了广泛关注。

图2 几种主要储能形式的储能容量和储能时长

虽然储氢从时间尺度角度讲具有长周期、跨季节的优势，但是电-氢-电的转化效率实际仅有40%左右，远远低于锂离子储能的效率。因此，如果一味增加储氢规模，会显著降低系统整体发电效率，减少可再生能源电量，直接影响经济性；但如果储氢规模过小，则会难以满足长时间储氢的需求，不利于提高可再生能源消纳水平。因此，按需合理配置储氢规模是充分发挥储氢技术在新型电力系统中优势的重要方面。

以内蒙古风光资源较好的地区为例，以电源基地风电/光伏/火电装机规模为4000MW/8000MW/4000MW、配置1000MW/2000MWh锂离子储能为基础条件，当固定配置500MW电解水制氢系统、储氢时长从2小时增加到16小时，考虑以可再生能源电解水制氢—气体储氢—氢燃料电池发电体系的氢电系统的发电量随储氢时长的变化如表1所示。

第一，从表中可以看出，当储氢时长从2小时增加至6小时的时候，储氢发电量增加明显，之后随着储氢时长的增加，发电量增加并不明显，这说明大规模储氢的时长存在一个最优值，并非时间越长越好；第二，在给定的资源条件下，氢能量存储可以跨天，从而实现长周期储能，而锂电是日内、日间充放电，这说明相比于锂电储能，储氢具有长时间尺度储能的优势；第三，电氢系统的充放电效率远远小于锂电，这也导致了电氢系统的能量利用率低，因此，电氢循环系统适用于峰谷价差较大或需要长周期、大规模消纳弃风弃光的场景。

仍以内蒙古风光资源较好的地区为例，以电源基地风电/光伏/火电装机规模为4000MW/8000MW/4000MW、配置1000MW/2000MWh锂离子储能为基础条件，储氢时长6小时，储氢容量从200MW增加至1000MW，以可再生能源电解水制氢—气体储氢—氢燃料电池发电体系的氢电系统发电量随储氢容量变化如表2所示。

随着储氢容量的增加，氢电系统的发电量明显增加，这主要是因为储氢容量增加后，平抑瞬时风电、光伏波动性的能力增强了，但是氢电循环装置的利用小时数并不是随之增加的，而呈现先增加后降低的趋势。这是因为储氢容量存在一个结合经济性确定的最佳储氢容量，当设计储氢容量小于最佳储氢容量时，不能满足消纳风光的需求；而当设计容量大于最佳储氢容量时，虽然氢电循环发电量增加、可再生能源利用水平提高，但是氢电循环装置利用小时数下降，实际运行过程中部分装置可能仅在少数风电峰值时刻运行，其他时间备用或停机从而导致全年闲置时间较长，由此增加的建设运行费用有可能难以满足项目经济性要求。因此，合理优化储氢容量是兼顾可再生能源消纳利用和技术经济性的必然要求。

二

储氢形式应因地制宜、经济可行

储氢形式的划分有多种说法，一种是以物理形态区分，即气态储氢、液态储氢和固态储氢；一种是以化合状态区分，氢单质状态、氢化合物状态。最早期国内均是以物理形态区分储氢形式，当时氨和甲醇尚未被纳入到储氢体系中。近年来，随着对储氢技术认识的不断加深，鉴于氨和甲醇等氢化合物作为储氢方式具有运输便捷经济的优势，逐渐也被纳入了储氢体系中。

在新型电力系统中，氢电循环中储氢的上游制取环节为可再生能源电解水制氢，下游利用环节一般为燃料电池和氢燃机，因此，储氢被视为是一种提高电力系统灵活性和增加可再生能源电量的方式，且不同类型的燃料电池和氢燃机对氢气入口的纯度要求也有所差异。

图3 以物理形态区分的储氢形式 图4 以化合状态区分的储氢形式

在送端来说，储氢可以和电化学储能配合应用于大型多能互补综合能源基地中，电化学储能用于短时调峰、调频，储氢则在新能源发生季节性波动和非常规天气状况时发挥长周期、大规模储能的优势。在这种情况下，采用储罐储氢显然是不经济的，在众多储氢技术路线中，利用盐穴、废弃矿井、含水层等特殊地质条件进行氢气存储是长期规模化储氢的最佳途径之一。国际上已经开展了利用盐穴进行规模化储氢的尝试，充分说明了该技术路线的可行性，四个已经建成的盐穴储氢项目分别位于美国和英国。

在受端来说，储氢主要作为削峰填谷、需求侧响应的一种储能形式，可选择的储氢形式比较灵活。可以根据具体的应用场景选择气罐压缩氢气储氢、金属氢化物的固态储氢形式或低温液态、有机液态等液态储氢形式，若氨燃机进一步技术成熟后，也可以选择储氨的形式。但具体储氢形式的确定应重点考虑储氢下游氢-电系统的技术路线，结合对氢气纯度要求而统筹考虑确定。

三

发展建议

新型电力系统具有适应大比例可再生能源且全面低碳化的特征，因此，在未来的新型电力系统中，能够大容量、长时间尺度充分消纳利用可再生能源的储氢技术是其他储能形式的有益补充，是推动多能互补和源网荷储一体化发展的重要手段。

（一）推动各种储氢技术装备的技术进步和发展，鼓励开展能源电力领域范围内的不同场景、不同规模的储氢技术示范，为高比例可再生能源接入电力系统进行技术储备。结合可再生能源电力制氢为制取环节、燃料电池发电或氢燃机发电为利用环节的不同应用模式，探索在电源侧、电网侧、用户侧因地制宜开展不同储氢技术形式的示范，形成不同储氢技术的适用应用场景及规模配置建议。

（二）尽快完善能源电力领域电氢循环体系的技术标准规范，明确氢的能源属性，建立能源电力领域氢能利用的安全监管和风险评价体系。一方面，氢能现阶段仍然按危化品进行管控，由氢合成的甲醇和氨同属危化品，这使得氢的能源化利用存在诸多障碍；另一方面，氢能尚未建立完整完善的制、储、运、用各环节的技术标准体系，尤其是在氢电应用方面，如电解水制氢系统的电力系统接入、电氢系统集成优化设计规范、电氢循环项目的安全管理规范等，未来仍然需要进一步研究制定相关标准规范体系，以支撑氢能的健康、稳步发展。

（三）建立健全电力市场、碳市场的市场机制，客观反映以可再生能源电解水制氢为基础的绿氢及储氢在新型电力系统中的实际价值。现阶段，可再生能源电解水制氢价格仍然较高，规模化储氢技术尚未具备技术经济性，然而在“双碳”目标下，具有绿色低碳属性的大规模、长周期的储氢及其转化为的电力必将是维持新型电力系统供需平衡和保障系统安全的重要方式，相应地，必须尽快建立健全能源、电力系统辅助服务和价格形成机制，加快完善碳市场相关机制，客观反映储氢的实际价值。