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相互连通的能源体系。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，能够解决可再次生产的能源电力消纳、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次生产的能源的能量载体，具备“过程性能源”与“含能体能源”双重属性，能应用在诸多领域。可再次生产的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，可以在一定程度上完成可再次生产的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，实现可再次生产的能源非电消纳。
在构建新型电力系统的新形势下，大规模、高比例、市场化、高质量成为可再次生产的能源发展的新特征新要求。氢基能源与可再次生产的能源进行耦合，通过规模化、一体化开发实现优势互补，可以有效解决可再次生产的能源的波动性和不稳定性问题，提高可再次生产的能源消纳能力，是新时期可再次生产的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，为咱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做多元化的分析论述，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作对比分析，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，而网汇电量占比相比来说较低。这表明采用较大储能规模能能大大的提升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础要求。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平均状态随时间的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、英国等发达国家均格外的重视对氨能源进行了研究。日本在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明显降低氮氧化物排放。
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%。可再次生产的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，随着可再次生产的能源发电装机容量的迅速增加，天然气掺氢产业的发展受到慢慢的变多的关注。未来通过天然气掺氢能更加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领先水平差距较大，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排放能控制在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核心问题是怎么来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，我们应该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正真适合的储能技术。
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，但储能容量比较小。飞轮储能具有循环寿命长、工作时候的温度范围广、无机械损耗等优点，但储能容量比较小且成本比较高。电化学储能（如锂电池）具有单位体积内的包含的能量高、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、建设成本比较高。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迅速增加的预判，我们大家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%，不足以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%，折现率6.5%考虑。
电化学储能经济性评估：按100万千瓦项目，运行周期10年，残值5%，年储能小时数1500小时，储能效率90%，折现率6.5%考虑。
压缩空气储能经济性评估：按70万千瓦、储能5小时项目，运行周期30年，残值10%，年储能小时数1500小时，储能效率70%，折现率6.5%考虑。
光热电站经济性评估：按20万千瓦，储热10小时，运行周期20年，残值5%，年利用小时数2000小时，折现率6.5%考虑。
煤电烧氨储能经济性评估：按一台100万煤电机组100%掺氨，煤电改造费用9000万元，增设储氨设施1000万元（年利用小时数5000小时）/600万元（年利用小时数3000小时），运行周期20年，残值10%，折现率6.5%考虑。
气电烧氢储能经济性评估：按一台50万燃气组100%掺氢，燃气电站单位千瓦投资2600元/千瓦，增加储气设施3000万元，年利用小时数3000小时，运行周期20年，残值10%，折现率6.5%考虑。
燃料电池分布式发电经济性评估：按1兆瓦项目，运行周期10年，残值10%，年利用小时数2000小时，转化效率60%，折现率6.5%考虑。
燃料电池分布式热电联供经济性评估：按1兆瓦项目，运行周期10年，残值10%，年利用小时数3000小时，转化效率90%，折现率6.5%考虑。
电化学储能若按储能时长12小时考虑，在1300元/千瓦时、1000元/千瓦时、800元/千瓦时、600元/千瓦时的储能单位投资测算条件下，度电成本分别为1.67元/千瓦时、1.28元/千瓦时、0.98元/千瓦时、0.74元/千瓦时。
煤电掺氨和气电掺氢技术在实现长时储能的前提下，其度电成本相比于其它储能方式的成本已确定进入可竞争区间。煤电掺氨在氨价3000元/吨测算条件下，度电成本为1.47元/千瓦时（利用小时数5000小时）、1.49元/千瓦时（利用小时数3000小时）；气电掺氢在氢价30000元/吨测算条件下，度电成本为1.47元/千瓦时。未来预计煤电掺氨和气电掺氢的度电成本还将逐步降低，分别有望降至0.61元/千瓦时至0.63元/千瓦时和0.77元/千瓦时。同时氢燃料电池在氢价15000元/吨测算条件下，度电成本为0.94元/千瓦时，氢热电联供的度电成本为0.62元/千瓦时，也具备较好的经济性。
煤电掺氨、气电掺氢、燃料电池相较于电化学储能均具有成本优势，并可实现跨日、跨月、跨季节的长时储能。因此，氢基能源储存可以被认为是集中式、大规模、长周期、跨季节最佳储能方式之一。通过深层次地融合电解水制氢（氨、醇）和可再次生产的能源，充分的发挥两者的优势和互补性，可再次生产的能源为氢基能源的生产提供电力，同时将氢基能源作为可再次生产的能源的储能方式，能大大的提升电力系统灵活调节能力，解决大基地新能源电力消纳问题，打造更完善和可持续的绿色能源体系。
构建以新能源为主体的新型电力系统，其最大的目的是支撑“碳达峰、碳中和”目标的实现，是“双碳”目标在电力系统中的具体体现。基于“双碳”目标，未来火电年利用小时数将逐步降低，火电低碳转型成为构建新型电力系统的潜在可选经济性解决方案。以下选择两个有代表性的省份分析氢能助力火电低碳转型对社会用电成本的影响。
以典型西部省份（甘肃）为例，甘肃省火电（统一按煤电考虑）装机约2312.6万千瓦，水电装机约971.8万千瓦，风电装机2073万千瓦，光伏装机1417.4万千瓦。目前，甘肃省火电利用小时数约为4500小时。
基于“双碳”目标，未来火电年利用小时数将逐步降低。预期到2050年，甘肃省火电装机降至约2000万千瓦，经测算全省在新能源占主导的情况下，火电年利用小时数将降至约2600小时。甘肃省2022年的全社会用电量约1500亿千瓦时，考虑甘肃省发展的电力需求，按年用电量2%的增长率测算，至2050年全社会用电量将达到2600亿千瓦时。
按风电年利用小时数2600小时、光伏年利用小时数1800小时计算（考虑风光配比为接近1:2）；并考虑未来风光及制氢氨装置投资下降，假设风电投资强度为2520元/千瓦、光伏投资强度为2000元/千瓦、制氢+合成氨装置投资强度为2500元/千瓦。（考虑资本金内部收益率6.5%）
在实现掺氨比例30%的情况下，年需氨量约250万吨，制氨用电量约225亿千瓦时。对应制氨所需风电装机约400万千瓦、光伏装机约700万千瓦、制氢+合成氨装置约560万千瓦，总投资约380亿元。经测算火电掺烧氨带来的全社会用电成本上升约0.013元/千瓦时。
在实现约掺氨比例50%情况下，年需氨量约400万吨，制氨用电量约360亿千瓦时。对应制氨所需风电装机约600万千瓦、光伏装机约1150万千瓦、制氢+合成氨装置约900万千瓦，总投资为610亿元。经测算火电掺烧氨带来的全社会用电成本上升约0.021元/千瓦时。
在实现约掺氨比例70%情况下，年需氨量约570万吨，制氨用电量约520亿千瓦时。对应制氨所需风电装机约850万千瓦、光伏装机约1700万千瓦、制氢+合成氨装置约1300万千瓦，预计设备总投资为880亿元。经测算火电掺烧氨带来的全社会用电成本上升约0.031元/千瓦时。
以典型东部省份（浙江）为例，浙江省火电（统一按煤电考虑）装机约5773万千瓦，水电装机约959万千瓦，风电装机345万千瓦，光伏装机430万千瓦，核电装机916.6万千瓦。目前，浙江省火电利用小时数约为5000小时。
基于“双碳”目标，未来火电年利用小时数将逐步降低。假设到2050年，浙江省火电装机降至约5000万千瓦，经测算全省在新能源占主导的情况下，火电在仅保留调节功能的情况下年利用小时数最低年利用小时数降至约2600小时。目前，浙江省的全社会用电量约5800亿千瓦时，假设以1%增长率增长，至2050年全社会用电量约为7700亿千瓦时。
按风电年利用小时数2600小时、光伏年利用小时数1800小时计算（考虑风光配比为接近1:2）；并考虑未来风光及制氢氨装置投资下降，假设风电投资强度为2520元/千瓦、光伏投资强度为2000元/千瓦、制氢+合成氨装置投资强度为2500元/千瓦。管道年输氨量为230万吨，管道运输投资强度为1500万/公里，运距1500公里。（考虑资本金内部收益率6.5%）
假设实现约30%的掺氨比例，经计算每年需氨量约610万吨，制氨用电量约680亿千瓦时。则制氨所需风电装机约1100万千瓦、光伏装机约2200万千瓦、制氢+合成氨装置约1700万千瓦，建设管道3条，预计设备总投资1820亿元。经测算火电掺烧氨带来的全社会用电成本上升约0.021元/千瓦时。
假设实现约50%的掺氨比例，经计算每年需氨量约1000万吨，制氨用电量约900亿千瓦时。则制氨所需风电装机约1500万千瓦、光伏装机约2900万千瓦、制氢+合成氨装置约2250万千瓦，建设管道5条，预计设备总投资为2650亿元。经测算火电掺烧氨带来的全社会用电成本上升约0.031元/千瓦时。
假设实现约70%的掺氨比例，经计算每年需氨量约1440万吨，制氨用电量约1300亿千瓦时。则制氨所需风电装机约2100万千瓦、光伏装机约4200万千瓦、制氢+合成氨装置约3250万千瓦，建设管道7条，预计设备总投资为3760亿元。经测算火电掺烧氨带来的全社会用电成本上升约0.044元/千瓦时。
在以上场景中，“低碳电厂”转型带来的全社会用电成本上升幅度较小，在可接受范围内。随着未来我国碳市场与国际碳市场的挂钩，未来火电的碳排放成本将持续上升，需要推进火电机组节能提效、减排升级改造。低二氧化碳排放的火电掺烧技术相较于纯化石燃料燃烧，在经济性上将逐渐具有竞争力。基于绿色氢基能源带来的传统火电“低碳”转型改造的方式，相比于未来大规模退役火电机组来说是新型电力系统构建的可选解决路径之一。
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