氢能在我国未来能源系统中的角色定位及“再电气化”路径初探

作为清洁能源，氢能被许多专家学者视为21世纪最具发展潜力的能源之一。主要原因在于，各国对于控制大气污染、降低温室气体排放的呼声日益高涨，为氢能发展提供了良好的舆论环境；而近年来可再生能源（风电、光伏发电等）的迅猛发展和电动汽车产业的兴起提高了市场对于氢能技术的预期。

（来源：微信公众号“循环流化床发电” ID：xhlhcfd 作者：蒋敏华）

2019年我国政府工作报告明确提出“推动充电、加氢等设施建设”。各地方政府密集出台氢能产业政策，已有四川、广东、北京、上海、天津等近20个省市动工氢能产业园，中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟已于2018年成立。“氢能社会”“未来能源”“基础能源”等概念层出不穷，氢能甚至被推到“未来能源终极形态”的高度。

另一方面，氢是一种常见的化工原料，无法从自然界直接获取，只能作为其他能源的载体，和电一样属于二次能源。氢能在生产、储运和应用等诸多环节存在产业链复杂、效率较低、技术门槛较高、经济性差等问题。急需从氢能技术的本源出发，结合我国能源资源、电力生产的特点及发展趋势，界定氢能在我国未来能源系统中的角色定位，理性引导氢能技术和产业发展。

本文将通过分析氢能产业链各环节技术特征，研究我国氢能未来大规模应用的可行性，初步探讨我国未来能源和电力发展的适宜模式，论证“再电气化”路径及相关问题。

1.氢产业链概述

1.1氢的基本性质

氢气燃烧只产生水，因此被认为是最清洁、真正实现零排放的能源。但由于其二次能源的基本属性，氢气的清洁和环保性不应仅体现在最终被利用时，还要着眼于生产氢气的一次能源的来源以及氢气的制备、运输、存储和最终使用等环节，从全生命周期的角度来考察。这些环节都需要消耗能源资源，也可能会带来相应的污染物与温室气体排放。氢气的物性参数见表1。

虽然氢气的质量能量密度远高于常见的液化天然气（liquefiednaturalgas，LNG）和汽油等液体燃料，但常压下氢气的体积能量密度很低，需要压缩或液化，才有可能体现其质量能量密度高及在储运和使用方面的优势。氢气的高密度运输和储存需要大壁厚的容器或管道，通常用储氢密度衡量氢气在储存和运输时的效率与便利性。美国能源部提出的车载氢源的目标要求是：质量储氢密度和体积储氢密度分别为6%和60kg/m3。由于氢气的沸点低，深度压缩与液化能耗高，且氢气易于扩散和泄露，爆炸范围宽，同时氢分子还会渗入金属内部发生氢脆，影响容器和管道的安全性，因此，储存和使用氢气需要遵守严格的安全和技术规范，这会增加其使用成本。

1.2制氢技术

1.2.1煤气化制氢

目前，主要以煤或天然气等为原料来制取氢气，来源于化石燃料的氢气约占氢气总产量的95%。几种相对成熟的制氢技术见表2。我国是世界上氢气产量最大的国家之一，年产氢气量约2000万t，占世界氢总产量的1/3，并以煤气化制氢为主。在煤炭价格为500元/t的情况下，煤制氢的成本约0.7元/m3。但是，此类技术需要结合CO2捕集和封存技术才能解决碳排放问题，因此不能作为氢能的长久来源。

1.2.2电解水制氢

电解水制氢被视为未来可应用于可再生能源消纳的主流技术，主要分为3类：碱性电解水制氢､质子交换膜（protonexchangemembrane，PEM）电解水制氢和固态氧化物电解质（solidoxideelectrolyte，SOE）电解水制氢。目前，前2种技术发展已经比较成熟，SOE电解水制氢技术还处于研发示范阶段。

制氢装置在国内外均有商业化运行。其中，PEM电解水制氢装置成本较高，一般是碱性电解水装置的3倍左右｡3种电解装置的主要技术特点对比见表3。

从经济性考虑，目前碱性电解水制氢装置比较适合规模化可再生能源制氢。

为提高电解水效率，需提升电极材料性能，如降低电极的析氢和析氧过电位。虽然铂族金属的综合性能较优，但由于其成本过高，在实际应用中，通常采用铁族金属特别是镍基材料作为电极材料，高效率、低成本的电极材料仍待进一步开发。

目前，电解水制氢的主要问题是能耗高、效率低，关键技术的突破应集中在降低设备成本、提高电解槽的能源转化效率以及搭建集中式大规模生产系统等方面。

1.3储氢技术

氢气的储运是制约氢能大规模发展的瓶颈之一。常用的氢气储存方式主要有高压气态储氢、液态储氢和固态氢化物储氢等。3种技术概述及优缺点对比见表4。因为氢气的体积能量密度和沸点（–253℃）低，其储存运输成本为等能量天然气的数倍。常用的氢气输运技术及特点对比见表5。

目前应用最广泛的高压气态储氢多采用25～35MPa的碳纤维复合钢瓶储运氢气。常见的压力等级为35MPa和70MPa。常温下，氢气在35MPa时密度约为23kg/m3，70MPa时约为38kg/m3。35MPa储氢瓶的质量储氢密度仅有5%。氢气压缩是耗能过程，根据压缩条件不同，能量损失10%左右。

液态氢的体积可减小到气态氢的1/800左右，液态储氢需要配合深冷技术（低于–253℃）。氢液化是高耗能过程，伴随30%~40%的能量损失，而且由于储存温度与室温温差大，液态氢的逸散损失也比较大，只适合大规模高密度的存储。

在一定温度压力条件下，金属可以大量吸收氢生成固态金属氢化物，如LaNi5H6、MgH2和NaAlH4，且该反应具有很好的可逆性。金属固态储氢花费的能量约是压缩方式（70MPa）的1/2，液化方式的1/5；体积能量密度比压缩和液化储存高约3倍，但质量能量密度较低。金属氢化物储存罐的重量是汽油罐的4倍左右，使其在运输方面受限。储氢材料目前价格较高，难以规模化应用，此外还存在使用寿命的问题。考虑到目前使用的储氢罐单体容量有限且其成本相对高昂（约85元/(kW·h)），储氢罐目前并不适用于大规模氢储能。

与压缩空气储能应用的情况类似，将高压气体压缩储存于地下盐洞中可以实现大规模储能。美国在得克萨斯州已验证了地下850m处盐洞中3000万m3氢气的储存。该方案避免了使用高压金属容器，可大大降低氢的储存成本，是未来大规模储氢的可选方案，但受地质条件制约，难以大范围推广。

1.4氢能发电

燃料电池能将氢的化学能直接转化为电能，具有较高的能量转换效率，因此燃料电池发电是未来氢能利用的主流技术。根据工作温度和电解质的不同，燃料电池分为中低温条件下工作的质子交换膜燃料电池（protonexchangemembranefuelcell，PEMFC）、碱性燃料电池（alkalinefuelcell，AFC）和磷酸燃料电池（phosphoricacidfuelcell，PAFC），此外还有在高温工况下工作的熔融碳酸盐燃料电池（moltencarbonatefuelcell，MCFC）和固体氧化物燃料电池（solidoxidefuelcell，SOFC）。据美国能源部发布的氢燃料电池技术比较，各种燃料电池的特性和应用场景见表6。

在氢能利用中，质子交换膜燃料电池（PEMFC）可作为电动车上的移动电源而备受关注。但是PEMFC电极主要采用铂族金属作为催化剂，因此造价一直居高不下。对于大规模固定式的发电系统，熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）和固体氧化物燃料电池（SOFC）在装机容量和单位成本上或更具优势，更适合在大规模集中储能系统中应用。

1.5氢能的其他利用

氢作为一种能源载体，除了采用氢燃料电池发电外，还可以用于氢内燃机或者富氢燃气轮机的联合循环发电和供热等，此外还可以作为工业原料，用于合成氨、与CO2合成燃料、油品加氢提质、金属除杂等。因此，氢被视为可以串联起民用、工业和电力系统的纽带，来构建未来多用途、高灵活性且低碳的能源系统。

1.6氢能利用的能量转化效率

根据国际能源署（IEA）在2015年发布的《氢能与燃料电池技术路线图》，采用电解水制氢，再利用制取的氢气发电的模式包括：

1）制氢、压缩，直接用于燃料电池发电；

2）制氢、压缩、混入天然气运输，共同进行燃气发电；

3）制氢、甲烷化、压缩、运输，再以甲烷的形式进行燃气发电；

4）制氢、压缩、运输、零售，用于燃料电池发电。据统计，基于现有技术，各种模式由于电解（损失27百分点）、压缩（损失3~6百分点）、运输（损失2~3百分点）、零售（损失10百分点）、转化利用（燃料电池损失50%效率，燃气轮机损失60%效率）等各环节的能量损失，整个流程电到电的转化效率只有不到30%。

1.7氢储能

目前，常用的储能方式为抽水蓄能及各种化学电池储能。根据相关统计：截至2018年12月底，全球已投运储能项目累计装机180.9GW，其中，抽水蓄能规模最大，为170.7GW，其次为电化学储能和熔融盐储热，累计装机规模分别为6.5GW和2.8GW；我国储能装机31.2GW，96%为抽水蓄能，约30.0GW，电化学储能和熔融盐储热装机分别为1.01GW和0.22GW；氢储能份额微乎其微，在技术上还处于研发示范阶段。

氢储能作为一种化学储能方式，是少有的能够储存百GW·h以上，且可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备方式，被认为是极具潜力的新型大规模储能技术。

氢储能相较于其他储能方式的劣势在于能源转化效率低、成本高。美国Sandia国家实验室在2015年发布了关于储能技术经济性分析的报告，总结了各种已商业化的储能技术的价格、效率及使用寿命，见表7。目前常用电化学电池的效率为70%~80%，而氢储能系统即便在考虑热电联供的条件下效率也仅有40%左右。

除此之外，电解水制氢和燃料电池发电需要维持一定的温度，系统冷启动的速度显著慢于电化学电池，部分系统需要与电化学电池耦合组成发电系统来缩短响应时间。

1.8小结

氢产业链涉及制氢、储氢、输氢、氢燃料电池等技术环节，各环节均已有较为成熟的技术。目前，电解水制氢的能量转化效率约为70%。储氢多采用储罐高压储气体氢，压缩过程会损失10%左右的能量，面向产业化应用还需进一步提高储氢的体积能量密度，并降低成本。氢燃料电池的发电效率为50%~60%，其中PEMFC的响应较好，可应用于燃料电池车和氢储能领域，而对于固定发电系统，宜采用成本更低和效率更高的MCFC或SOFC。与其他储能技术相比，氢储能能够提供较长的储能周期，但是目前氢储能的整体电-氢-电的能量效率仅为30%左右，能量损失高于其他常用的储能技术。

础。

2.氢能在我国未来能源系统中的角色定位分析

2.1小储能是我国能源发展急需解决的问题

为保障能源供应同时控制CO2排放，我国能源转型步伐不断加快，风电和光伏发电装机规模持续保持两位数的高速增长率，日益成熟并快步迈向平价化。我国燃煤发电的增长速率已明显放缓，未来燃煤发电量将呈现缓慢增长的总体特征，保守估计将在2030年达到峰值。

较之传统化石能源以及水能、核能等能源形式，风能和太阳能最大的特点是会受到自然条件的影响而在短时间内发生大范围的波动。因此，大规模风电、光伏发电机组的接入，首先需要解决其发出电能的间歇性问题，使系统总的电能输出能够满足用电负荷的需要。

解决新能源接入带来的间歇性问题，最直接有效的手段是采用储能技术。氢能作为一种二次能源，具有发电过程本身零排放、可跨能源网络互联和可大容量储能等特点，因此近年来被部分专家学者认为有望成为应对新能源大规模接入的终极解决方案。在其所构建的未来场景里，氢能将代替相当部分电能，成为核心的终端能源消费承载主体之一，在交通、工业、建筑等领域发挥不可替代的重要作用，构成未来能源的“氢能社会”。显然，如果能够依托我国能源资源特点，解决我国新能源大规模接入带来的间歇性问题，无疑将极大推动新能源在我国的快速发展，促进能源转型，满足我国国民经济和社会发展的需要。

2.2氢能作为二次能源的应用场景分析

电能和氢能都是清洁的二次能源，均具备成为未来终端能源消费承载主体的潜力，但两者的能量表现形态和应用场景有显著差异，以其为核心构成的能源供应体系也截然不同。选择电能还是氢能作为我国未来能源体系的核心，将极大影响我国的能源生产结构和消费结构，影响经济发展的效率、成本乃至人民的日常生产、生活方式。

本文以交通产业为例，结合我国能源资源特点，分别以采用煤炭、可再生能源作为一次能源为例，对比分析采用电能、氢能2种不同二次能源时的能源转化效率及技术经济性，从而对“氢能社会”的前景作出总体判断。

2.2.1采用煤炭作为一次能源的应用场景

该场景下，一次能源均采用最重要的传统化石能源——煤炭。路线1是采用基于煤炭的氢能燃料电池汽车技术路线，具体为“煤→煤气化制氢→储氢→氢燃料电池发电→氢燃料电池汽车”。我国目前所生产的氢气中，采用煤气化重整制氢是最主要的来源，也是最经济的制氢方式，研究分析此路线下的氢能实现路径具有现实意义。事实上，国内目前积极推进氢能产业的部分企业，正是将这一制氢方式作为基础技术路线。路线2是以电能为核心的煤基电动汽车技术路线，具体为“煤→燃煤发电→电池储能→电动汽车”。其中的电池储能技术以目前较为先进且普遍应用的锂电池为首选。

参考前文有关数据，对2种技术路线的典型能源转化效率进行对比。可知：路线1总效率为51%×90%×50%×90%=20.7%，路线2总效率为44%×90%×90%=35.6%。可见，路线2（煤基电动汽车路线）的能源利用效率是路线1（煤基氢燃料电池路线）的1.72倍，具有显著的能源转化效率优势。

对2种技术路线进行经济性对比。参考前文数据，在煤炭价格为500元/t的情况下，我国煤制氢的成本约为0.7元/m3。按氢储能及燃料电池发电的效率为45%计算，每m3氢气可发出1.339kW·h的电能，相当于制氢部分的度电成本为0.52元。相比较而言，目前我国燃煤发电到用户的用电成本（包含相关企业合理利润）与煤制氢部分成本（纯生产成本）相当。参照美国Sandia国家实验室在2015年发布的关于储能技术经济性分析的报告可知：氢储能部分投资成本150美元/kW，发电部分投资成本1000美元/kW；而锂离子电池储能投资成本300美元/kW，发电投资成本400美元/kW。可见，氢储能发电成本是锂离子电池储能发电成本的1.64倍。

因此，综合考虑，路线1（煤基氢燃料电池路线）的经济性明显低于路线2（煤基电动汽车路线）。

对2种技术路线进行碳排放强度对比。由于路线2（煤基电动汽车路线）的能源利用效率比路线1（煤基氢燃料电池路线）高出约1倍，即获得单位电能所需的煤炭消耗量，路线1比路线2高出约1倍，意味着路线1的碳排放量同样会高出约1倍。这是不考虑转化过程中投入各种生产资料而产生碳排放的情况。如果考虑转化过程的碳排放，可以用转化过程中的经济性成本来简单衡量（成本越高，投入的社会资源越多，碳排放量越大）。由于路线1经济性更差，可认为其转化过程的碳排放量更大。两者叠加考虑，路线1的全生命周期碳排放量比路线2高出1倍以上。

可以简单认为煤炭利用过程中的常规污染物（如二氧化硫、氮氧化物、粉尘等）排放与CO2排放同比例增减，因此路线1的普通污染物排放量将比路线2高出约1倍。并且，对比直接燃煤发电过程与煤制氢过程，制氢过程污染物排放的压力更大，特别是水耗及对水体的污染都要高得多、严重得多。因此，采用煤制氢的氢能路线，其整体环保性要较直接燃煤发电差得多。

当然，这2条路线都是采用化石燃料（煤炭）作为一次能源，都属于利用高碳能源的路径，正因如此，采用煤气化制氢的氢能，在国际上被认为是“脏氢”，和氢能经济所提倡的低碳环保目标背道而驰，并不被国际上提倡氢能经济的主流专家所认同。

总之，以煤炭为一次能源，采用氢能的燃料电池技术路线，无论从能源利用效率，还是技术经济性及温室气体和污染物排放等方面比较，都明显较煤基电动汽车路线差。

2.2.2采用可再生能源作为一次能源的应用场景

该场景下，一次能源采用可再生能源（风能或光能）。路线1为“新能源发电→电解水制氢→氢燃料电池发电→氢燃料电池汽车”，路线2为“新能源发电→电池储能→电动汽车”。其中，路线1即为目前国际上提倡发展氢能社会的主流技术路线。

对2种技术路线进行能源转化效率对比。参考前文资料，路线1（新能源氢燃料电池路线）的典型能源转换总效率（未计路线中相同的新能源发电及输电环节，下同）为：65%×90%×50%×90%=26.3%。路线2（新能源电动汽车路线）总效率为90%×90%=81%。

可见，路线2（新能源电动汽车路线）的能源利用效率为路线1（新能源氢燃料电池路线）的约3倍。显然，采用氢能路线将对新能源发出的电能造成极大的浪费。

对2种技术路线进行经济性对比。首先，效率差即代表获得单位能量输出所需的新能源发电输入电能差，也即同样单位能量输出，路线1（新能源氢燃料电池路线）所需原料（新能源发出的电能）成本将是路线2（新能源电动汽车路线）的3倍以上。其次，同样参照美国Sandia国家实验室在2015年发布的关于储能技术经济性分析的报告，氢储能发电的成本是锂离子电池储能发电的1.64倍。而路线1还多出了电解制氢环节，也会带来相应的成本增加。因此，如果一次能源采用可再生能源，路线1（新能源氢燃料电池路线）的经济性明显劣于路线2（新能源电动汽车路线）。

对2种技术路线进行碳排放强度对比。虽然本场景下一次能源来自可再生能源，不会产生碳排放，但转化过程的碳排放仍然存在。如2.2.1所述，简单以转化过程中的经济性成本来衡量（成本越高，投入的社会资源越多，碳排放量越大），由于路线1（新能源氢燃料电池路线）经济性更差，可认为其转化过程的碳排放量也明显更大，其整体环保性也要较路线2（新能源电动汽车路线）差很多。

如果采用弃风弃光来制氢，则原料成本的问题将不复存在。但是：首先，弃风弃光同样可以用来为电池充电；其次，弃风弃光的量很少，根据相关统计，我国弃电率呈逐年下降趋势，2018年我国总体弃风率7%、弃光率3%，随着可再生能源供需预测和匹配技术的提升，以及电网调度能力的提升，弃电率可进一步降低。风电、光伏等发电设备的年平均利用小时数2000左右，若弃风弃光占10%，则制氢设备的年利用小时数仅200，即不足2.5%的利用率，利用率太低，难以获得好的经济效益。况且，采用路线1（新能源氢燃料电池路线）的能量转化效率仅26.3%，再考虑氢气的运输等环节的能耗，总体效率可能不到20%。所谓利用弃风弃光制氢，实质上80%以上的电能都浪费了，以如此低下的效率来利用弃风弃光并不科学。

其实，随着可再生能源发电成本的持续下降，预计未来建设一定富余容量的可再生能源发电装置作为正常的备用装机，将会成为常态，也应该是科学合理的。

2.2.3氢能及电能路径应用场景辨析

既然从能源转化效率、经济性、环保性与碳排放等方面看，氢能较之电能作为二次能源明显处于劣势，但仍然支持者甚众，有无其他选择氢能的理由呢？

可以实现大规模及长周期储能，以实现新能源与可再生能源的消纳，是貌似可以成立的一个重要理由。但仔细分析，其实也是明显站不住脚的。无疑氢气是可以大规模长期存储的，但正如前文提到的，氢气的储存成本很高（远高于天然气），而整个过程的效率又很低（70%以上的能量浪费了），这就决定了氢本质上作为长期储能的介质，在技术与经济性上均不具有可行性（与天然气未能作为长期储能介质一个道理）。将氢气用作短期储能事实上也有同样的问题，既然采用诸如电池储能等方式就能够以较高能源转化效率实现同样的目的，且整个过程经济性更高、排放量更低，为什么还要选择氢能呢？

另一理由是氢能汽车充气时间短，而电动汽车需要较长充电时间。这是事实，但这是可以逐步解决的技术问题。还有电动汽车在特别寒冷的冬天存在电池衰减及不能启动的问题，这类问题只要设置一个电池的温控系统就能解决，并非不可逾越的技术障碍。诸如此类的问题相较于效率问题，都是技术层面的问题，是工程师能够解决的问题。

并且，还应当看到，从当前状况看，电能路径已较氢能具有明显优势。电池储能技术正在快速进步，价格处于下行通道，并酝酿重大颠覆性技术突破。而制氢模式，受（电解制氢）基本原理所限，且氢能利用的流程过长，效率损失叠加，导致其在电池能够胜任的应用场景下没有竞争优势，并很难形成技术与经济性方面的颠覆性进展。因此，从发展的眼光来看，直接采用电能作为二次能源的能源体系也更有科学基础，应该成为未来我国能源和电力发展的主要路径。

虽然氢能作为一种自身清洁的二次能源载体，貌似可以衔接能源转型中的“缺失环节”，即可凭借电解水制氢，将大量可再生能源从电力部门转移到其他工业。但是，无论一次能源采用煤炭还是可再生能源，无论从能源利用效率还是从技术经济性、碳减排及污染物排放上看，“电到氢再到电”都明显劣于直接储电方式。未来氢能在我国能源系统中的角色定位，将更多是在一些特殊场景和条件下（如氢作为工业生产副产品已经存在，或当地可再生能源发电特别富裕而可用于制氢替代煤制氢），作为我国多种能源并存情况下的一种补充能源形式而存在，并不会占据主导地位。

从世界范围看氢能发展的态势，还可以简单分析一下一些积极发展氢能国家的情况，例如日本。作为发展氢能经济最为活跃的国家，日本由于自身缺乏能源资源，能源自给率仅为6%，无论是煤炭、石油还是天然气，都需要进口。例如将从澳大利亚进口的煤炭改为从澳大利亚进口氢，虽然经济性较低，但避免了后续转化利用的污染物和温室气体排放，减轻了国际原油市场波动对国内交通和能源体系的冲击，树立了清洁低碳环保的国际形象，还可以将在氢能技术方面多年的巨额投入适当回收。

欧洲国家（例如德国）发展可再生能源制氢，则是因为在这些国家，天然气是最重要的一次能源，可再生能源的消纳主要通过天然气发电调峰来解决，同时将可再生能源发电高峰时出现的富余通过电解制氢，并入高度发达的天然气管网，具有一定的现实可行性。但是，允许并入天然气网的氢气量是有限的，一般燃气轮机只能接受5%的氢气，家用燃气灶具最多可以接受20%的氢气。此种方式的安全性和经济性尚待进一步验证。如果是用于燃气轮机发电，则仍然是从电到氢再到电，能源转化效率仍然很低。如果是民用灶具或供热，则是从电到氢再到热，能源转化效率也低于从电直接到热。且无论安全性和经济性，我国并没有高度发达的现成天然气管网，发展可再生能源电解制氢并入天然气管网的基础条件不如欧洲，只有在极少数条件下可以尝试，并无大规模推行的可行性。

因此，基于我国富煤、贫油、少气的一次化石能源资源禀赋特点，应对二氧化碳减排的国际压力，面对未来大规模风电、光伏等可再生能源大规模接入的现实状况，有必要寻找更好的解决方案

础。

3."再电气化"路径—未来我国能源和电力的解决之道

大力发展可再生能源发电，提升一次能源转化为电能的比例，将电能作为主要的二次能源载体，在此基础上，构建以电动汽车为标志的高度电气化用能体系，以及其他电能替代，实现能源的安全、高效、清洁、低碳和经济利用，是我国未来能源和电力发展的根本出路。相对于将氢能作为主要二次能源载体的“氢能社会”需要面临的更多的技术挑战和大规模的重复基础设施建设，我国电力技术已较为发达，电力基础设施齐全，已分布到绝大部分用能地区，无需再建设一套新的输能系统。可以将这一选择称为“再电气化”路径。

将一次能源尽可能高比例地转化为电能，并将电能作为最重要的二次能源，自身并不存在大的技术障碍。我国多年来煤炭转化为电能的比例稳步提升，也体现了这种技术发展趋势。我国能源存在的瓶颈问题是CO2的排放和石油的保障供应。解决问题的途径是大力发展可再生能源发电，并实施“再电气化”路径。随着新能源发电大规模接入电网，我国必须要解决的关键技术问题是如何应对由此带来的电能供应的间歇性问题。对此，作者认为未来可从以下方面应对。

3.1新能源发电适度参与调峰和区域互补

随着新能源发电技术的快速发展，其经济性将大幅提升。以光伏发电为例，业内专家认为，2021年左右，光伏组件价格将降低到2元/Wp以下，系统造价将降低到4元/W，度电成本将降低到0.4元。如此，未来在配置新能源发电装机时，可有更大的经济性空间，有条件配置更多新能源发电备用容量，利用容量富余，使其具有一定的调峰能力。少量的弃风弃光或者是最为经济合理的方式，也会是今后新能源发电的常态。同时，我国国土面积辽阔，不同区域之间的光伏发电可实现阴晴互补，风、光、水等资源间也具有一定互补性，在一定程度满足电网调峰的需要。

3.2化石能源发电机组作为最主要的调峰机组

依据我国能源资源禀赋特点，化石能源发电机组，尤其是煤电机组，既要承担发电的基本任务，又要扮演最主要的调峰机组角色。应充分认识到，煤炭具有天然的可长周期经济和安全存储等优点，我国较为丰富的煤炭资源储量也利于保障国家能源和电力的安全。煤电机组是很好的调峰机组，尤其是季节性的调峰。我国煤电机组的装备水平可以确保年利用7000h，并且机组可以在30%左右的低负荷稳定运行。当然，对于参与调峰的煤电机组应给予适当的调峰电价，使其具备生存发展能力。

3.3物发挥水电机组调峰能力

水电既有天然便于调峰的特点，又是可再生清洁能源，因此，应给与政策引导，大力开发有调节能力特别是有季节调节能力的水电资源。

3.4核电机组适度参与调峰

一定比例的核电可以作为基荷机组，提供电网电源供应的稳定基础。同时，今后发展核电也要考虑一定的调峰能力。

3.5建设蓄能调峰机组

抽水蓄能电站调峰效率较高，并有长期调峰能力，在有资源条件的地方可建设尽可能多的抽水蓄能电站。有条件的地域也可以适度发展压缩空气储能发电调峰。配合新能源电站的开发建设，配置一定比率的固定式电化学储能装置能提升新能源电站的上网电能品质。发展电池储电调峰，还有助于电站黑启动。

3.6智能电网及泛在电力物联网推进用能和储能的智能化

智能电网及泛在电力物联网在发、输、供、用、储电各环节的协调统筹优化中，将起到越来越重要的作用。随着电池储能技术的发展，预期在未来电能生产和消费诸环节中，电池储能技术将起到非常重要的作用，特别是随着电动汽车的日益普及，其调峰作用将越来越大。通过智能电网及泛在电力物联网，构建发、输、供电与用电和储电的智能化系统，将会大大提升可再生能源发电的消纳能力。

总之，“再电气化”路径是我国能源和电力发展的必由之路。应对这一能源生产和消费方式的重大变革，还会遇到许多挑战，需要解决许多问题，如合理确定新能源装机的容量（富余裕度）和构成（风、光、水、火、核电等比例），火电机组的合理配置与容量裕度，分散式与固定式电化学储能装置的容量与构成，以及用电侧管理及储电、调峰的激励政策等等，都需要进一步深入研究，这也是“再电气化”路径未来研究的重点。

4.结语

随着风电、光伏发电为代表的新能源发电技术的快速发展，能源领域正在经历深刻的技术和消费革命。在实现高效、清洁、低碳的同时，需要解决新能源间歇性所带来的电力消纳问题。

氢能作为二次能源，将其作为一种储能方式是解决该问题的潜在方案，但通过分析其基本原理、技术经济性及未来发展潜力，可明显看出，氢能模式对于解决未来能源和电力发展问题难以起到关键作用。

通过新能源、水电（包括抽水蓄能）、核电、火电及分散式和固定式电化学储能的适当配置与协调发展，以及智能电网和泛在电力物联网技术的发展和应用，提升一次能源转化为电能的比例，将电能作为主要的二次能源载体，实现“再电气化”，能够充分发挥我国电力技术和电力基础设施的优势，是解决这一问题的最现实可行的路径，将有力推动实现我国能源和电力的生产和消费革命，是我国能源和电力发展的必由之路。

文献信息

蒋敏华,肖平,刘入维,黄斌.氢能在我国未来能源系统中的角色定位及“再电气化”路径初探[J/OL].热力发电,2020(01):1-9[2019-12-27].