风、光、氢绿色低碳新能源体系

新能源目前主要指光伏发电、风光风力发电以及二次能源如氢能等。氢绿风和光都是色低自然资源，取之不竭，碳新体系用之不尽。风光

风力发电原理是氢绿利用自然风带动风车叶片旋转，通过风力发电机将风能转化为电能;光伏发电则是色低依靠太阳光照射，根据光生伏特效应原理，碳新体系利用太阳能电池将太阳光能直接转化为电能。风光风、氢绿光发电都不使用燃料，色低不产生环境污染，碳新体系属可再生的风光清洁能源。

我国的氢绿“三北”地区和沿海岛屿都是风能、太阳能资源丰富的色低地区。在实现“双碳”目标和能源转型的道路上，光伏发电、风电是最核心的技术，是重点发展的新兴产业。目前，我国已成为全球可再生能源生产和利用第一大国，其中，风电、光伏总装机容量分别连续13年、8年稳居全球首位。根据国家能源局数据，截至今年2月底，我国风电装机容量约4.5亿千瓦，太阳能发电装机容量约6.5亿千瓦。据专家预测，到2060年，我国风电、太阳能发电占比将超过50%，成为电量供应的主体。

随着风电和太阳能发电比例的快速上升，问题也随之而来。由于光伏发电完全依靠太阳光源，发电时间受到日出日落的影响，导致其发电的高峰期主要集中在白天，夜晚几乎处于停滞状态，不能满足傍晚及夜间对能源的需求高峰，此外，阴雨天气下，光伏发电效率也将显著下降。风力发电高峰则在一天中很不稳定。而无论是光伏还是风力发电，都会因季节的变化产生明显的差异。这些自然之力与生俱来的波动性、间歇性使得电力输出变得不可控、不稳定，最终导致供需失衡，给电网的安全运行带来严峻考验。随着大基地集中式风电、光伏装机大幅增加，风光发电量迅速增长，消纳压力也进一步增大。

我国能源资源分布不均衡，风、光等新能源大基地大多数集中于“三北”地区，能源消费地则主要集中于中东部地区。通过建设特高压、超高压等大型输电工程进行“西电东送”，成为最主流的方案。近两年，特高压交直流混电联网建设进度也在加快，对新能源消纳起到了一定的作用。除了外输通道建设，作为风电和光伏发电的重要配套设施，储能装机规模在近几年不断扩大。快速发展的储能设施以其优越的调节性能为电力系统提供了更多灵活性，实现风电和光伏平滑并网。但由于储能电站容量有限，利用风、光发电制氢是解决风光电大规模并网难、消纳难的有效途径。

氢能，国际能源领域新焦点

氢，元素周期表中的1号元素，广泛存在于空气、水、矿物燃料和各类碳水化合物中。氢气的燃烧值很高，燃烧同等质量的氢气所放出的热量是天然气的2.56倍，普通汽油的2.95倍，且不会产生对有害的污染物。氢能被认为是21世纪最具发展潜力的一种二次清洁能源。当今，氢的制取、储存、运输、应用技术成为全球关注的焦点。

根据氢气制取过程的碳排放强度，氢气被分为“灰氢”“蓝氢”和“绿氢”。“灰氢”是指通过化石燃料产生的氢气，在生产过程中有大量的二氧化碳排出，当前“灰氢”处于氢气市场的主流位置，约占全球氢气产量的95%左右;“蓝氢”是在“灰氢”的基础上利用碳捕集和封存技术，减少了碳排放，实现低碳制氢;“绿氢”是通过清洁能源发电进行电解水制氢，整个制氢过程零碳排放，被视为制氢的终极目标。目前，我国的氢气来源主要以化石燃料制氢和工业副产氢为主，占比超过80%。在绿色低碳和能源转型的背景下，“绿氢”成为未来的关键氢气来源。目前，制“绿氢”的成本偏高，降低绿电价格、加强技术创新是降低“绿氢”成本的有效手段。

安全高效的氢储运技术是氢能应用的关键。氢气储存方式主要有气态储氢、液态储氢和固态储氢。氢气的输运方式主要有高压气态长管拖车运输、液氢槽罐车运输以及管道运输。当前，我国以高压气态储氢、长管拖车运输为主，适用于少量氢气、短距离运输的需要。管道输氢是实现氢气的大规模、长距离、安全经济的理想运输方式。液态储氢是在标准大气压下，将氢气冷冻至-253℃以下变为液体，然后将其保存在特制的真空绝热容器中。液态氢主要用于航天及军事领域，能耗较高。固态储氢是用一种固态的介质与氢气发生化学反应，从而存储氢气，在需要时释放出来，具有体积储氢密度高、安全性好、可长时存储、解决“绿电”与“绿氢”灵活转换的优势，但是现在尚处于技术攻关阶段。

氢能的用途广泛，是重要的工业原料和能源介质，被广泛应用于工业、交通和能源等领域。作为一种重要的工业原料，“绿氢”可用于替代化石燃料作为冶金、水泥和化工等工业领域的还原剂，消耗规模巨大。在建筑领域作为高品质热源，减少煤炭、天然气等化石能源的消耗;交通被视为氢能应用的先导领域，以氢燃料电池为动力，应用于汽车、船舶、铁路、航空等交通应用场景，实现使用端的零碳排放。在能源领域，氢能具备能源和储能的特点，助力可再生能源消纳和大规模、长周期的储能，用于发电调峰，解决了风光电不稳定的问题，提高了电网系统的灵活性和可靠性，从而保障能源安全和稳定。

氢储能，新能源+储能的重要发展方向

储能是指通过介质或设备把能量存储起来，在需要时释放的过程。广义的储能包括所有能源的储存。我们所说的“储能”主要是狭义的对电能的储存，是针对可再生能源的不稳定而言的，通过将储能设施与风、光集成，当发电量太多时为储能设备充电平抑波峰，发电量不足时再由储能设备把电能释放出来。通过这种方式将风光发电的“靠天吃饭”变成“灵活可控”。

储能有多种类型，目前主流储能方式是抽水蓄能和电池储能。抽水蓄能必须在靠近水源的地方，对地理位置和水资源条件要求较高;电池储能适用于小功率、短周期、分布式储能。这两种方式都有较大的局限性，难以与可再生能源的规模化和永续发展的产业生态相匹配。从氢储能与其他储能的比较来看，电化学储能的容量是兆瓦级(MW)，储能时间1天以内;抽水蓄能容量是吉瓦级(GW)，储能时间1周~1个月;氢储能的容量是太瓦级(TW)，时间可达到1年以上。氢储能可跨区域、长距离储能。在能量转换方面，氢能可转换为电能、热能、化学能等多种形式的能源，兼具安全性、灵活性和规模性特质，在能量维度、时间维度、空间维度上均具有突出优势。

氢储能是以氢气为介质，利用电力和氢的互变性实现可再生能源高效储存及利用的技术。该技术用于调峰调频、电网削峰填谷、用户冷热电气联供、微电网等诸多场景。氢储能既能储电，又可以储氢及其衍生物(如氨、甲醇等)。利用电解水制氢气，用氢气作为中间载体，能上网的电接入电网，不能上网的电用于生产氢气。当电力输出不足时，用储存的氢气发电向电网供电，富余的氢气存储起来或转化为甲醇、氨气等化学衍生物，为交通、建筑和工业等终端部门提供动力燃料和化工原料。

在“十四五”规划纲要中，氢能与储能被列为前瞻谋划的六大未来产业之一。我国自2019年开始尝试氢储能，目前已经开展多个氢储能项目。随着氢燃料电池和电解槽技术逐渐成熟，氢储能凭借规模大、周期长、可跨区域储能等优势，成为“可再生能源+储能”的重要发展方向，氢储能项目正在全国“悄然开花”。但是，目前我国氢储能发展仍处于商业化初期阶段，氢储能的造价还处于高位，氢储能的应用整体上缺乏经济性。创新发展氢储能技术，进一步拓展氢储能应用场景，构建电氢融合能源体系，是氢储能突破成本掣肘的关键。

推动多能源互联互济与源网荷储协同，是未来新能源体系的一个发展方向。笔者认为，电氢融合能够有机结合电能与氢能优势特性，是解决“双碳”问题的重要路径，而氢能作为连接多种不同能源形式的桥梁，未来将与电力系统产生更多的耦合关系，进一步推动新型电力系统建设。

而面对氢能在新型电力系统中的应用仍面临诸多挑战的情况，研究者们也在积极出谋划策。例如，针对我国能源资源与能源需求空间分布不均衡、产能与用能错位的情况，我们建议针对新能源大基地建设，鼓励就近消纳，优先发展制氢产业;利用西电东送，在靠近负荷中心的地方制氢，就地储存，就地利用;就地利用与大规模、长距离储运相结合，集中式与分布式并举，保障整体资源的优化配置。针对“绿氢”的生产和储运成本较高的问题，降低绿电价格是降低“绿氢”成本最有效的手段，应鼓励发展风光微网或离网直接制氢，减少过网费、直交流和高低压变换环节，低成本高效率制取“绿氢”;新能源配送应尽可能利用现有的传输系统，以降低新型电力系统的投资与运行成本。