随着新能源大规模并网和新型用能设备广泛接入，新型电力系统“双高”“双低”“双波动”特征日趋明显，大规模新能源发电将对持续可靠供电、电网安全稳定和用电成本控制等造成冲击。电氢融合能够有机结合电能与氢能优势特性，推动多能源互联互济与源网荷储深度协同，是“双碳”目标下新型电力系统构建的重要载体。

【资料图】

电氢融合发展价值判断

一是电氢融合可全面提升电力系统全时间尺度灵活调节能力，支撑新能源大规模安全稳定消纳。

短时间尺度看，电氢融合响应速度快，可快速平抑新能源出力波动。电制氢环节，以碱性电解水技术路线为例，其功率爬坡速度可达到每秒25%额定功率，调节范围为30%~120%，是较理想的可调柔性负荷。氢发电环节，氢燃料电池响应速度为毫秒至秒级，氢燃气轮机响应速度为分钟至小时级，调节性能优越，可全面参与调频、抑制短时功率波动、日内调峰等。

长时间尺度看，氢以气、液、固等物质形态长期存储，可满足新能源跨周、跨季等长周期调节需求。与传统储能技术相比，除了转换效率偏低，氢储能在功率容量和储能周期等方面均具有显著优势。由于储氢容量投资相对较小，在跨季节调峰、应急备用等充放电循环次数较少、储能时长较长的场景下，氢储能具有明显的成本优势。

二是电氢融合可推动电网与氢网灵活互济，促进更大范围能源优化配置，提升电力系统运行效率及本质安全水平。

时间维度上，通过储氢平抑电源、负荷波动，提高发输变电设备效率。随着新能源占比不断提高，源荷两侧的工况波动进一步增大，按传统平衡配置原则建设的发输变电设备利用效率将不断下降，推高电力系统运行成本。若电氢深度融合发展，可弥补电力供需即时平衡的缺陷，通过储气罐等存储、释放氢气的缓冲作用增加平衡柔性。近中期电制氢负荷可作为柔性负荷参与电力需求响应；远期随着氢发电技术的成熟还可发挥储能、虚拟电厂作用，同步平抑电源、负荷两侧波动，提高发输变电设备的利用效率，降低系统运行成本。

空间维度上，通过输氢输电综合优化，“宜电则电、宜氢则氢”，缓解大规模、远距离送电压力，提升电网安全稳定水平及运行效率。电氢融合通过“电—氢—电”跨区域大循环，将电网难以外送的新能源转为氢能或氢基燃料，经公路、铁路、航运、管道等广义的氢网直接送入长三角、珠三角、京津冀等负荷中心发电，变“电从远方来”为“电从身边来”，既打通了新能源大规模开发瓶颈，也缓解了远距离集中送电所造成的压力和风险，还对受端电网形成更强有力的本地电源支撑，实现电力系统本质安全。此外，随着电制氢、氢储运、氢发电等技术的进步，关键核心设备的高度集成化和整体撬装化，让其运输和装卸将更加灵活。不仅氢能本身可以通过管束车运输和转供，甚至连电氢融合成套设备也可以实现空间的转移和重新分配，从而极大地拓展电网和氢网灵活互济空间。当局部地区电力负荷大幅增长时，氢能供给路径可重新规划为发电腾出容量空间，从而取消或延迟新建变电站或扩建变压器、线路等，提高输电走廊、变电站址资源紧张地区电网资产的利用率和经济性。

三是电氢融合可助力终端能源消费脱碳，进一步强化新型电力系统在现代能源体系中的枢纽作用。

化石能源发电将逐步被氢能发电取代。高比例新能源发电的随机性、波动性导致电力系统在未来相当长一段时期内仍离不开煤电、气电等化石能源发电所发挥的兜底保障及灵活调节作用。而氢能或氢基燃料（氨、甲醇、甲烷）同样具备煤、气等燃料型能源发电的主要优势，终端消费过程则零碳或低碳。随着氢能生产、储运及发电技术不断突破，氢燃机容量增大、成本下降、氢网全面铺开、大规模氢能安全存储商业化，氢能发电将从氢储能、煤掺氨、气掺氢等，逐步过渡到氢燃机替代调峰气电、热电联产等，最终替代退役中小煤机乃至存量大型煤电。

氢能替代也是其他行业终端能源脱碳的重要途径。除电力外，工业、交通、建筑等也是我国碳排放的重要来源，分别占能源活动碳排放量的37.5%、10%、10%左右。氢既是重要的化工原料，又是优质的燃料，可通过燃料替代和原料替代等形式，减少工业、交通、建筑等领域的化石能源消费，助力其低碳转型。

绿氢替代将加快推动电氢融合，打造以电为核心的绿色能源枢纽。在“双碳”目标推动下，氢能供需两端均有强烈的碳减排需求，绿氢替代灰氢是大势所趋。以当前全国年消费3300万吨氢气为例，若全部采用可再生能源发电制氢替代，按每标方5千瓦时电测算，年需电量达1.85万亿千瓦时。绿氢有望成为未来电力需求增长的重要驱动力。

电氢融合应用场景设想

从电源侧分析。近期场景是风光制氢耦合化工、钢铁，改善电源特性、促进风光消纳。可再生能源富集地区电力边际成本较低，风光制氢供给周边化工、钢铁等用氢大户具有一定的成本优势，且可降低用户对外来原材料的依赖、助力其深度脱碳，并从改善新能源出力特性中获得收益，有望最早实现经济可行性，是近期电源侧电氢融合的主要应用场景。远期场景是可再生能源就地转换为氢基燃料，输氢输电并举，支撑新能源全面替代化石能源。随着电制氢、氢发电等技术进步和成本下降，西部丰富的新能源可就地转换为氢基燃料，供给氢燃气轮机发电需要，彻底解决新能源随机性、间歇性的问题。此外，还可通过公路、铁路、航运、管道等将氢基燃料直送负荷中心，与输电并举，满足西部清洁能源向中东部、南部负荷中心大范围优化配置的需要。

从电网侧分析。近期场景是采用开环流动的“电—氢”模式，搭配储氢罐以大型可调负荷形态服务电网与氢网。当前技术条件和市场环境下，电网侧氢储能的经济性仍较差，建议以电制氢形态通过储氢罐作为大型可调负荷支撑电网，利用氢能大规模、长周期的储能特性，耦合氢能用户为电网提供辅助服务、应急备用等，提升综合收益。远期场景是采用闭环流动的“电—氢—电”模式，搭配储氢罐以源、荷双重形态服务电网与氢网。一方面，通过电制氢平衡功率，将满足就地发电需求以外的富余氢气支撑不同领域的下游应用，提升各行业减碳强度；另一方面，通过氢发电为电网提供调峰、调频、备用等辅助服务支持，且电氢融合系统具有时空平移特性，电制氢和氢发电2个环节能够异地分时运行，更好满足系统在时空上对灵活调节资源的需求。

从用户侧分析。近期场景是分布式就地制氢参与需求响应，提升系统调节能力和加氢站竞争力。电制氢响应速度快、调节范围宽，且对电价极其敏感，参与电力需求响应意愿强烈。因此，在现有的技术条件下，负荷侧试点分布式就地制氢参与需求响应是较合适的，通过合适的价格信号引导其参与需求响应，可显著平抑电网的负荷波动。远期场景是“分布式电制氢+氢燃料电池”在用户侧广泛应用，产消一体负荷大量涌现，源荷、网荷互动能力大幅提升。随着以光伏为代表的分布式电源快速发展，在用户侧大量建设电制氢装置和氢燃料电池，形成产消一体负荷，快速响应不匹配电量，提升负荷灵活互动能力，推动多能源品种互联互补。

  （作者单位：南方电网能源发展研究院电力规划中心）