支撑新型电力系统平衡与减碳的新能源制氢及综合利用一、新型电力系统面临的平衡挑战二、新型电力系统的减碳路径三、新能源制氢及综合利用汇报内容1随着电源主体发生根本变化，新型电力系统将主要面临电力电量平衡、安全稳定分析控制、能源电力深度脱碳三个方面的巨大挑战。一、新型电力系统面临的平衡挑战源荷双侧随机波动影响电力电量平衡•电力系统中发电和用电瞬间完成，发电功率和用电负荷实时平衡。随机性的电源波动、负荷冲击形成的问题将对电力电量平衡产生极大影响。能源电力系统深度脱碳路径不明晰•能源电力系统转型中煤电、核电、天然气发电演进路径不明晰；CCUS、储能、电制氢等前瞻技术快速发展，但单一技术实现电力零碳排放的经济挑战巨大。充裕性、灵活性技术经济性适应新型电力系统的安全稳定支撑机理还需明确•新能源接入电压支撑较弱、短路比不足的交流系统，无法实现锁相同步；电力电子装置的快速响应特性，带来宽频振荡等与电力电子相关的新稳定形态。安全性23新型电力系统需要同时面对供需两端的巨大变化，风光出力的强随机性波动性和用电负荷的日益尖峰化都给电力电量平衡带来了巨大的挑战，传统的源、荷实时平衡模式难以为继。如何在更大的时间尺度和空间范围内，重新构建源、荷、储三者参与的非完全实时电力电量平衡模式，确保可靠的电力供应和灵活高效的高比例新能源消纳，是必须解决的核心问题之一。负荷尖峰双侧随机波动新能源出力随机波动新型负荷尖峰化供需的物理逻辑不匹配强对立矛盾性年份指标数值（亿千瓦）2025装机容量~10日最大波动3.62030装机容量>12日最大波动52060装机容量50日最大波动10~152020202520302060用电量（万亿千万时）7.49.210.316最大负荷（亿千瓦）12.415.717.7/平均负荷（亿千瓦）8.4510.5011.76/最大负荷/平均负荷1.471.491.51>1.5最大负荷与平均负荷之比持续提升，最大负荷持续时间极短新能源出力随机波动，且幅度持续增大发用电解耦一、新型电力系统面临的平衡挑战1.新能源最小出力处于较低水平，而且可能出现连续数日的小出力，对系统电力电量平衡和供电保障支撑能力不足2019年各省、各区域、公司经营区新能源最小日平均出力水平分别为3.6%、8.0%和10.7%，新能源最小瞬时出力水平分别为0.2%、1.1%和5.0%，区域间互补效果不明显。今年7月28日，东北全网风力发电创历史新低，不足风电装机容量的0.1%。而且即使从省级范围内来看，仍会出现连续数日的小出力时段。随着新能源装机占比的不断提升，新能源虽然对全年电量平衡有一定贡献，但对周（月）级电量平衡和电力平衡的支撑能力仍较弱，不足以保障高比例新能源电力系统的供电可靠性。公司不同范围内新能源最小瞬时出力3.6%8.0%10.7%5.9%9.1%11.6%0%2%4%6%8%10%12%14%各省平均区域平均国网新能源1天最小日平均出力新能源3天最小日平均出力1.8%2.9%4.1%0.2%1.0%5.0%0%1%2%3%4%5%6%各省平均区域平均国网30年新能源最小瞬时出力新能源最小瞬时出力公司不同范围内新能源最小日平均出力一、新型电力系统面临的平衡挑战4某省风电连续数日小出力曲线（某周，15分钟采样间隔）2.寒潮等极端气候下电力供应需求显著增加，电力供应保障难度进一步加大我国中东部非供暖区域过去35年共发生寒潮43次，单次最大影响面积为110万平方公里，气温最大下降14°，负荷最大增长可达2亿千瓦。2021年1月7日寒潮导致用电负荷创历史新高，国网经营区最大负荷达9.6亿千瓦，同比增长25%。2021年7月28日，东北地区天气连续多日高温，东北全网用电负荷最高达到7058万千瓦，同比增长8.2%；而风力发电却创历史新低。亟待配置足够的保障电源，加强极端气中长期预测与需求侧响应，以保证常规电力平衡和应对极端气候下的新增电力供应需求。一次寒潮影响面积分布情况国网经营区1月7日用电负荷曲线一、新型电力系统面临的平衡挑战53.新能源发电与用电季节性不匹配，存在季节性电量平衡难题从负荷需求特性来看，我国负荷表现为夏、冬高峰，而电源侧风电为春、秋高峰，光伏发电为夏、秋高峰。虽然风电、光伏发电月度电量分布具有一定的互补性，按电量平衡分析，风光互补可在一定程度上减少新能源季节性的影响。但新能源月度电量分布与负荷需求不匹配，夏季负荷电量高，而新能源发电量低，存在季节性电量平衡难题。一、新型电力系统面临的平衡挑战66%7%8%9%10%11%12%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月占比月份负荷光伏6%7%8%9%10%11%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月占比月份负荷风电风电发电量月度分布与负荷需求电量月度分布之间的对比关系光伏发电量月度分布与负荷需求电量月度分布之间的对比关系74.高比例新能源的消纳问题发展早期：追求保障新能源的高利用率主要是由于当时新能源发电设备的成本较高，为了充分利用新能源发电设备，避免短期内投资过热和设备浪费，促进行业的健康可持续发展，才确立了高利用率保障目标。新能源电量占比与利用率变化趋势示意图发展中后期：新能源发电设备成本不断加速下降的趋势下，单纯追求新能源的高利用率已经没有必要，而应转向“由保到促”，即由保利用率向促消纳转变，主要致力于促进电力系统中新能源发电量占比的提升。010002000300040005000600070008000900000.10.20.30.40.50.60.70.80.91风电全年小时级出力从大到小排序时间（小时）出力（p.u.,相对于总的装机容量）风电场全年小时级出力排序曲线一、新型电力系统面临的平衡挑战电力电量平衡示意图8双碳目标下，我国能源系统低碳转型路径复杂，技术依赖度较高；且须主要依靠自身完成深度脱碳。以新能源为主体的新型电力系统高度依赖电网灵活性资源，但现有技术条件下可利用灵活性资源规模有限，还有保障系统供电的压力，因此未来亟需突破火电CCUS、储能、需求侧响应等关键技术，进一步提升新能源接入规模，促进能源电力系统深度脱碳。此外，高比例新能源接入下电网弃风、弃光率将会显著上升，有必要应用新能源电制氢技术开辟新的新能源非电消纳途径，进一步提高一次能源消费中的非化石能源消费占比，降低电网消纳途径的压力，提升能源系统整体效率。电氢综合利用示意图长管拖车管道运输液氢槽车热电联供CCUS发展前景预估一、新型电力系统面临的平衡挑战5.能源电力深度脱碳二、新型电力系统的减碳路径91.能源电力系统演化的关键要素及相互关系研究根据社会—技术系统转型理论，电力系统的演化关键要素分为三层：宏观层的政策环境，中观层的行业结构，微观层的技术创新。中观结构层的转型路径将取决于宏观环境、微观技术上下两层的节奏匹配与协调力度，在不同的政策导向与技术驱动下，中观结构层将会呈现出不同的转型演化路径。重点研究中观层路径演化及其与技术的关系，并探索微观具体技术发展路径。路径1低碳演进路径路径N零碳演进路径2060年推荐目标场景当前状态（电源结构、电量结构、电网形态等）2030年2060年2045年路径选择宏观环境层微观技术层路径2低碳演进路径宏观环境层中观结构层微观技术层环境变化对现有中观结构产生压力，为技术创新带来机会新的社会技术体制结构形成，并影响宏观环境包括多个维度的现有体制形成稳定关联结构技术开始与现有中观结构抗衡，稳定结构被打破，与技术融合或者坍塌，导致中观结构重构技术逐步发展，资源配置能力和制度影响力不断提升多个技术出现，通过学习过程成长，发展方向逐步明晰市场、用户偏好标准政策技术文化典型的社会—技术系统转型过程及技术推动作用电力系统转型演化过程二、新型电力系统的减碳路径102.新型电力系统演进路径及关键影响技术新型电力系统的双轮驱动演进模式——传统的规模驱动发展模式从世界范围来看，电力系统从无到有，单机容量从低到高，系统装机规模从小到大，系统电压等级从低到高，系统互联范围从小到大的发展历程，都体现了传统工业化思维指导下的发展特点，即遵循规模经济的发展范式：主要通过规模驱动发展，以规模效益与相应的技术改进来实现系统能效（经济性）与安全稳定性（安全性）的提升。电力系统主要技术指标的发展演变电源的集约化电网规模扩大电压升级安全经济环境矛盾三角形二、新型电力系统的减碳路径112.新型电力系统演进路径及关键影响技术新型电力系统的双轮驱动演进模式——新能源系统规模效益逐渐陷入瓶颈风电、光伏等能量密度低、能源供应不可靠的新能源发电大量并网后，系统规模效益将逐渐陷入瓶颈。规模效益瓶颈源端技术特性土地资源占用原材料供应发输电设备利用率备用容量和调节资源供电保障能力电源的技术特性从“硬、集、大、稳”向“软、散、小、晃”变化，不具备自主支撑能力，无法通过规模增大而自然实现互助增强，系统安全性下降；一次能源供应不可靠，出力大幅波动，系统可靠性下降；设备利用率低，系统附加投资和备用调节资源多，系统经济性下降；能量密度低，占地多，原材料供应充裕度问题，系统发展规模远期受限二、新型电力系统的减碳路径122.新型电力系统演进路径及关键影响技术新型电力系统的双轮驱动演进模式——技术驱动与技术创新体系在“技术驱动”方面，技术创新将在新型电力系统的发展和路径选择中发挥越来越关键的作用。总体上看技术创新可分为三层：（系统内）基础支撑技术：对电力系统内部各要素具有重要支撑作用（跨行业）关键影响技术：对能源电力系统减碳路径具有重大影响力（跨领域）颠覆性技术：对电力系统结构形态具有重大颠覆性影响小型核电站可控核聚变直接CO2捕集存储高性能材料及器件典型颠覆性技术（跨领域）关键影响技术（跨行业）基础支撑技术（系统内）新能源主动支撑极端天气预报预警先进输电技术需求侧响应大规模长时储能CCUS大规模长时储能电氢综合利用二、新型电力系统的减碳路径132.新型电力系统演进路径及关键影响技术新型电力系统演进路径总体来看，新型电力系统存在两条大的演进路径，即低碳演进路径和零碳演进路径。低碳演进路径无法靠系统自身完成碳中和，所以项目重点针对零碳演进路径展开分析研究。根据前述直接降碳（CCUS）、替代降碳（新能源+大容量长时储能）、结构降碳（电氢综合利用）三种降碳模式及其关键影响技术的发展，零碳演进路径主要存在三种可能演进方向。二、新型电力系统的减碳路径142.新型电力系统演进路径及关键影响技术零碳路径下演进方向1——大规模新能源+煤电+CCUS现有发展模式下延续性最好的演进方向，在新能源大规模发展的同时，煤电仍得以较多保留，但需要依靠CCUS技术实现煤电碳排放的移除。煤电减碳不减容，预计到2030年，煤电总装机仍需保持约13.5~14亿千瓦，2060年煤电总装机需保留约8.2~10.7亿千瓦，但煤电总体利用小时数将低于1000，到中和目标年需要CCUS移除的碳排放量将达10亿吨/年。2030年高峰负荷日电力平衡2060年高峰负荷日电力平衡零碳路径下演进方向2——超大规模新能源+储能+需求侧响应在方向1的基础上，如考虑到CCUS技术的成熟度和经济性没能及时突破，以及高调节性能、低利用小时数煤电的技术经济性和生存机制等问题，导致煤电无法有效保留，新能源装机发展规模需进一步增加，同时需要配置更多的抽蓄和储能以部分解决日内调峰和电力平衡问题，但在日电量不足时则无法应对，需要依靠需求侧响应技术以有限解决电力平衡缺额问题。二、新型电力系统的减碳路径152.新型电力系统演进路径及关键影响技术二、新型电力系统的减碳路径162.新型电力系统演进路径及关键影响技术零碳路径下演进方向3——更大规模新能源+储能+电氢与方向2相比，该方向的主要特色是依靠电氢综合利用技术来应对日电量不足的情况，可从电能需求、保供手段和制氢来源三方面进行分析：降低电力保供压力：在终端，电能与氢能存在一定竞争关系，未来如果氢能和用氢/氢基负荷得以较好发展，将会减少电能消费的需求。新增保供电源：氢燃料电站和氢燃机发电技术发展成熟后，具有快速启动调节特性，新增电力支撑手段。增加新能源非电消纳途径：该方向下新能源装机规模将进一步增加，新增部分主要用于在源端以非并网形式（至少为非功率交互形式）进行独立绿电制氢。2022年9月全球最大煤制氢变压吸附装置项目在陕西榆林正式投运综合能源生产单元典型结构示意图二、新型电力系统的减碳路径172.新型电力系统演进路径及关键影响技术新型电力系统演进方向以上两条路径以及零碳路径的三个演进方向的特征对比如下表所示。路径/方向路径/方向选择关键影响技术化石能源发电保留规模新能源开发规模新能源并网规模保供能力系统总电量低碳传统技术最大较大较大强大零碳/方向一CCUS大大大强大零碳/方向二大规模长时储能小超大超大弱大零碳/方向三电氢小,但中间过程中可较大最大大或超大强相对较小二、新型电力系统的减碳路径182.新型电力系统演进路径及关键影响技术新型电力系统演进方向前述零碳路径三个演进方向的描述是三种降碳模式各自单一驱动下的极限发展场景，可以看作是电力系统降碳演化路径集合曲线簇的边缘包络线。目前影响零碳路径演进方向选择的三类关键影响技术都在加快研发和示范，从以往历史发展经验来看，各种技术都是边实践边进步，既竞争又合作。因此，可按照包含多种关键影响技术的综合方案来推荐未来最可能的目标场景和具体演进路径。火电当前20302060新能源电-氢CCUS大规模长时储能抽蓄负荷侧响应二、新型电力系统的减碳路径193.能源电力协同演进场景及减碳成本敏感性分析推荐演进路径下的场景通过重点对CCUS、大容量长时储能、电氢综合利用三大关键影响技术的远期发展规模进行分析研判，并综合考虑“1+N”政策体系要求、能源消费总量上限、非化石能源消费占比、自然碳汇能力、电力碳预算等重大边界条件，经统筹优化分析，提出我国能源电力推荐演进路径，包括一次能源消费、终端能源消费、用电需求、电源装机规模、电源发电量及结构等变量的路径轨迹。经济发展目标2060年国民生产总值较2020年翻两番，2020-2030年期间GDP年均增速约5.1%，2030~2060年期间GDP年均增速约2.9%。能源消费总量一次能源消费2030年前后达峰，峰值控制在60亿吨标煤以内。能源结构非化石能源消费占一次能源消费比重2030年达到25%以上，2060年达到80%以上。碳汇预计2020-2060年间碳汇能力稳步提升，本课题取2060年碳汇能力为15亿吨作为研究基础。碳减排目标2030年前碳排放达峰，2060年碳中和，2030年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降65%以上。非化石能源开发潜力及目标常规水电、核电技术可开发量约6亿和4亿~5亿千瓦；2030年新能源装机规模12亿千瓦以上。电力碳预算2020~2060年我国电力碳排放预算约780亿~1300亿吨。二、新型电力系统的减碳路径推荐演进路径下的场景——能源消费总量及结构20一次能源：以风电、光伏发电为代表的清洁能源逐步成为一次能源供应的主体，非化石能源占一次能源消费比重2030年超过25%，2060年超过80%。终端能源：电力作为清洁能源配置的主要载体，在终端能源消费中的角色愈发重要，终端电气化水平2030年超过39%，2060年超过70%，氢能远期应用加速，在工业和交通领域替代逐步加强，2060年有望达到7200亿立方米，占终端能源消费的比重有望达到15%左右。零碳情景下2020-2060年一次能源结构演进路径零碳情景下2020-2060年终端能源结构演进路径3.能源电力协同演进场景及减碳成本敏感性分析二、新型电力系统的减碳路径（1）推荐演进路径下的场景——电力需求及电源结构212020-2060年全社会用电量增长趋势2020-2060年电源装机规模及结构演进路径电力需求：预计2030年全社会用电量为11.8万亿千瓦时，2060年达15.7万亿千瓦时。电源装机：2030、2060年电力系统总装机达40亿、68亿千瓦，风光新能源装机占比，2030年达到38%，2060年达到62%；发电量结构：风光新能源发电量占比，2030年达到21%，2060年达到54%。3.能源电力协同演进场景及减碳成本敏感性分析2020-2060年发电量及结构演进路径二、新型电力系统的减碳路径推荐演进路径下的场景——电力需求及电源结构222020-2060年全社会用电量增长趋势2020-2060年电源装机规模及结构演进路径电力需求：预计2030年全社会用电量为11.8万亿千瓦时，2060年达15.7万亿千瓦时。电源装机：2030、2060年电力系统总装机达40亿、68亿千瓦，风光新能源装机占比，2030年达到38%，2060年达到62%；发电量结构：风光新能源发电量占比，2030年达到21%，2060年达到54%。3.能源电力协同演进场景及减碳成本敏感性分析2020-2060年发电量及结构演进路径氢能未来可在新能源电制氢、调峰调频等场景灵活应用，是能源电力深度脱碳的关键技术。IEA认为电制氢是未来全球最大的电力需求增长因素，预计到2050年全球商业化电制氢将达到12万亿千瓦时，占全球电力需求的20%。未来重点突破规模化可再生能源直接电制氢、储氢、电网融合互动核心技术，以氢电融合发展为核心，因地制宜布局电氢融合基础设施，扩展绿氢在终端用能领域的应用场景，助力能源系统整体实现深度脱碳。氢能技术发展趋势来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》氢能应用场景H2发电≤需求发电＞需求电解水制氢储氢加氢站燃料电池发电充电站工商业负荷热综合利用可再生能源电池储能H2能量管理系统DC-DCDC-DCH2天燃气管道成本：不高于20元/公斤成本：不高于20元/公斤技术指标技术热点制氢燃料电池寿命：>5000h成本：>8000元/KW当前2025年2035年成本：不高于15元/公斤寿命：20000h（固定式发电）成本：4000元/KW寿命：100000h（固定式发电）成本：800元/KW制氢碱性：提高电流密度质子交换膜：低贵金属担载催化剂、大面积膜电极、差压式电解槽质子交换膜：低Pt或非Pt催化剂、高温质子交换膜、金属双极板固体氧化物燃料电池：可逆固体氧化物电池储运35MPa气态；20MPa长拖车70MPa气态，45MPa长拖车，储氢密度4.0wt%低温液态，固态储氢，管道运输储氢密度5.5wt%储运气态储氢：提高储氢密度，70MPa的Ⅳ型储氢瓶液化储氢：减少气化损失、降低保温能耗燃料电池2323三、新能源制氢及综合利用三、新能源制氢及综合利用241.全球氢能战略截至2023年初，全球约有40个国家制定了国家氢能战略，其中大部分以绿氢为主要发展方向。国际氢能委员会预测2050年全球氢能将占全球能源消耗总量的18%，5.2亿吨的氢能需求将达到2019年的7倍、2020年的6倍。全球范围内氢能产业链已经初步实现商业化，预计未来5年内将迎来产业爆发期。三、新能源制氢及综合利用252.氢能现状4%18%30%48%全球范围工业用氢来源电解水煤炭石油天然气目前从全球范围来看，天然气制氢、石油制氢是氢能的最主要的来源，占比接近80%，化石能源制氢（灰氢）占比接近96%。我国氢气生产消费现状三、新能源制氢及综合利用氢气可以采用多种工艺和能源制取，为表述方便，经常以颜色进行区分，诸如绿氢、蓝氢、灰氢等。但是上述分类方法难以对所有制氢工艺进行明确量化区分，即使针对同一制氢工艺（如电解水制氢）也很难体现为一种颜色。因此，基于生命周期温室气体排放方法客观量化定义不同制氢方式逐步被业界认可。可再生氢、清洁氢与绿氢大体相当，低碳氢与蓝氢大体相当3.绿氢、蓝氢、灰氢与低碳氢、清洁氢、可再生氢之间的关系项目名称指标低碳氢清洁氢可再生氢单位氢气碳排放量（kgCO2eq/kgH2）≤14.514.94.9制氢所消耗的能源必须为可再生能源否否是中国低碳氢、清洁氢与可再生氢标准26三、新能源制氢及综合利用2.电解水制氢技术技术路线根据电解质种类不同电解水制氢技术可以分为碱性、质子交换膜、固体氧化物和阴离子交换膜电解水制氢技术，质子交换膜电解制氢技术是未来的大中型可再生能源制氢技术的主要发展方向，固体氧化物电解水制氢技术适用于具有高温启动热源的稳定制氢应用场景。我国电解水制氢宜采用碱性电解水（AWE）和质子交换膜电解水（PEM）技术并举路线。27氢的物理参数：在标况（0℃，1个大气压,）下，氢气的密度约为0.0899g/l,折合89.9g/nm^3，只有空气密度的1/14。氢气的质量能量密度很大，约为142351kJ/kg，约为汽油的2.8倍；但氢气的体积能量密度较低。制取一标方氢(89.9g)需要4.2度电，能量转换效率约为85%；如按转换效率70%算，则制取一标方氢需要约5度电。28三、新能源制氢及综合利用3.电氢综合利用氢燃料电池发电技术路线氢燃料电池发电技术是将氢气和氧气通过电化学反应直接将化学能转化为电能的发电技术，其过程不涉及燃烧，不受卡诺循环的限制，能量转化率高，产物为电、热和水，是氢能应用的重要形式。目前，质子交换膜和固体氧化物燃料电池技术较为成熟。4.氢能发电技术PEMFC工作原理图氢燃料电池29三、新能源制氢及综合利用氢燃料电池发电现状质子交换膜燃料电池技术成熟，已经广泛应用于交通、电源等领域，是应用最为广泛的燃料电池类型。美国、加拿大在技术上全球领先，已经有兆瓦级燃料电池发电厂项目投入使用。国内技术水平与世界先进水平尚存在差距。4.氢能发电技术技术路线关键技术指标国内国外质子交换膜燃料电池（PEMFC）系统效率55%~60%60%额定功率80~100kW90kW寿命10000h20000h比功率600W/kg600W/kg（2015年水平）装备国产化水平（发电领域应用）国产化率接近70%。电堆方面性能与国外相比仍有差距；膜电极和关键材料（质子交换膜、催化剂、碳纸）仍以进口居多。石墨双极板国内技术水平已与国外相当，金属双极板方面在精细加工方面差距较大30三、新能源制氢及综合利用氢燃料电池发电现状固体氧化物燃料电池已初步突破关键技术，小型产品已经实现了商品化，但成本仍然较高。国内技术水平与世界先进水平也存在一定差距，但近年来得到研究者及企业的广泛关注，开发力度不断加大，已经有产品投入试运行。4.氢能发电技术技术路线技术指标国内国外固体氧化物燃料电池（SOFC）最大功率20kW最新数据635kW250kW发电效率51%~52%，最新数据64%50%~62%运行寿命>4000h装备国产化水平（发电领域应用）国产化率95%以上，但是单电池、电堆等部件性能与国外差距较大，从而导致SOFC在系统层面的系统功率、效率、寿命等关键技术指标全面落后潮州三环百千瓦级SOFC发电项目31三、新能源制氢及综合利用4.氢能发电技术氢燃料电池热电联供氢燃料电池热电联供技术一种以氢能应用的新型分布式能源技术，氢燃料电池多选用质子交换膜燃料电池(PEMFC)和固体氧化物燃料电池(SOFC)。质子交换膜氢燃料电池热电联供技术具有能量转化效率高、工艺相对简单、低温下快速启动等特点，其综合能效利用率可达80%~95%，适用于居民、公共建筑热电联供，目前处于应用示范推广阶段。固体氧化物氢燃料电池热电联供技术具有发电效率好、余热品质高、噪音低等特点，可发展为大规模设备，应用于工业、园区级热电联供。固体氧化物氢燃料电池是未来重点发展方向，支撑大中型氢能发电装备研发，目前国内处于实验室测试阶段，国外已完成成套设计、有产品上市。32三、新能源制氢及综合利用4.氢能发电技术氢燃烧发电技术路线按照燃氢机组燃料成分的差别，将燃氢机组分为掺氢机组、纯氢机组和氢氧机组。现已投入使用的掺氢机组燃料为天然气和氢气，相比燃气机组，掺氢机组氮氧化物排放量更高，并且受掺氢比例影响；纯氢机组处于示范阶段；氢氧机组处于理论研究阶段，燃料为纯氢、纯氧，理论上不产生氮氧化物，是燃氢机组发展的重要方向。掺氢机组纯氢机组氢氧机组燃料天然气、氢气氢气纯氢、纯氧氮氧化物（NOx）排放量受掺氢比例影响，随掺氢比例提高而增高约为天然气的1.5~2倍理论上不产生开发进度投入使用示范阶段理论设计燃氢机组按燃料成分分类燃氢机组预混燃烧器33三、新能源制氢及综合利用4.氢能发电技术氢燃烧发电技术现状在掺氢燃机实际应用项目方面，包括韩国、意大利、美国、日本、中国等多个国家开展了项目工作，掺氢燃气轮机发电技术在国外已具备0%-30%掺氢运行条件下自由切换的灵活性，国内2022年9月29日实现了掺氢30%的技术突破，仍处于技术攻关和试点示范阶段，国内首台兆瓦级纯氢燃机组预计2023年底投运。国家电投荆门绿动能源有限公司西门子能源SGT-800燃机掺氢比例30%34三、新能源制氢及综合利用5.电-氢-电互动国内电-氢-电示范工程安徽六安兆瓦级制氢综合利用关键技术研究与示范工程针对氢综合能源系统构建及经济性、高适应性规模化电解制氢技术、大容量储氢系统关键技术、燃料电池并网变流器关键技术、氢综合能源系统安全防护技术等方向开展了系统性研究，并将前期研究成果与系统集成、整站设计、环境、安全评价等相结合，在示范工程设计、建设中进行实践验证。35三、新能源制氢及综合利用5.电-氢互动六安氢能综合利用示范工程配备国内首台兆瓦级质子交换膜制氢系统、首台兆瓦级质子交换膜燃料电池发电系统、热电联供系统以及风光可再生能源发电系统，是国内对全自主知识产权制-储-发一体化氢能技术链条的首次验证。工程2021年12月28日正式投运。优势•整站采用氢气作为储能介质，储能周期长，能量密度大，储能发电过程中温室气体零排放•先进的质子交换膜水电解制氢技术，能效超过国家一级能效要求•接入风光氢电耦合系统，实现新能源制氢•配备整站热电联供系统，回收废热用于电站供暖，提升整站的运行效率待提升方面•质子交换膜电解水系统的电效率约为63~73%，已经非常接近理论值•燃料电池发电技术仍有很大的进步空间。质子交换膜燃料电池发电系统的效率较低，约为50%效率•目前国内尚无完整成熟的氢储能电站并网运行策略，氢储能电站对电网的主动支撑能力尚未得到实际验证。•在负荷侧，尽管PEM电解槽可以响应宽功率波动条件下的新能源输入，其响应能力未经过验证氢电耦合•在国际上，碱性电解槽的制氢系统的建设成本约7000到10500元/千瓦，而质子交换膜电解槽的建设成本是碱性电解槽的两倍，即14000-21000元/千瓦经济性36三、新能源制氢及综合利用37四、结语新型电力系统面临巨大的长周期平衡挑战氢能结构降碳是新型电力系统重要的减碳路径之一新能源制氢及综合利用前景广阔，关系复杂汇报完毕！