自从党中央提出构建“以新能源为主体的新型电力系统”国家能源战略后，能源行业内，百花齐放，百家争鸣，行业专家都从自己熟悉的专业角度解析什么是新型电力系统。争论的焦点是：应对新能源的爆发性增长，应如何重构电力系统的物理形态与体制机制。尽管目前存在大量问题有待解决，但其中最紧迫、最关键的难题是：如何解决更大范围和更长周期的电力电量平衡问题。目前电化学只能是小时级别的储能，不能解决多天、月度、季度的长时间储能难题。
本文将从能源经济学的角度，思考如何高质量推动新型电力系统建设。第一，新能源的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。第二，应尽可能利用现有火力发电基地的空间，实现电网与土地资源再利用。第三，应发挥电与氢能不同优势。电能运输成本低、安全、可靠，但不宜大量存储；氢能能量密度高，电制氢技术相对成熟，氢作为电能储存的载体是可行的；并且在很多炼钢、化工、交通运输行业，氢能有广阔的应用前景；但其运输成本高、技术不成熟，易发生安全事故，挥发性强。第四，应优先利用新能源发电，提升终端能源的再电气化；新能源发电的波动性则通过“以电制氢、氢再发电”的储能方式解决；国际上已将氢能作为电能季节性存储的载体。第五，考虑我国新能源资源与水资源的逆向分布，应充分利用我国独创的高压输电技术实现西电东送，在原火电厂基地制氢、再发电，并循环利用水资源。第六，电与氢能应融合发展，实现互联互通、互补互利。基于上述思路，本文提出新能源为主、电网配送、电氢融合的新型电力系统战略选择，主要构想如下。
以成熟的输配电网作为新能源输送的载体，实现新能源的聚集、传输和配送。当新能源过剩时，在原火电厂的位置开展“绿电制氢”；当新能源发电不足时，“氢再发电”；解决长时间尺度上的电力电量平衡的难题。同时所获得的绿氢也可满足钢铁、化工等行业对氢的需求。该构想不仅以氢能方式开展大规模储能，还支撑了氢能的广泛应用，实现电与氢融合发展。构想的可行性分析如下。
1. “以电为主、电氢融合”将是新型电力系统的物理形态。电能与氢能都是最清洁的能源，电能来源于新能源，氢也是来源于新能源的转化，两者不是融合竞争、互相支撑的关系。电能的发输配用技术已非常成熟，形成了低成本、高可靠性的配送系统。但由于发电与用电是瞬时平衡，一旦不匹配，则需要储能。氢能能量密度高，是电能大规模储存的高效载体。对需要氢能的行业，可通过电网配送新能源到相应的地点，就地制氢，就近使用。到底选择电能还是氢能取决于用户的偏好！用户的选择决定了未来终端能源的结构。
2. 通过“以电制氢、氢再发电”，确保新型电力系统长时间尺度的供需平衡。将大量的新能源发电通过电网汇聚到水资源丰富的火电基地，在新能源发电供大于求时，电价价格极低，开展电制氢，以氢能的方式存储电能；新能源发电供不应求时，电价价格极高，氢能发电，将氢能转化为电能；不同时间电价之差足以补偿“以电制氢、氢再发电”的成本，这就解决了新能源为主的电力系统中电力电量长周期平衡的难题，同时也解决了未来电力系统在持续多天、少风无光情况下电力供应安全问题。
3. 该构想解决了我国能源资源与能源需求逆向分布的难题。我国西北部有丰富的光与风资源，有大量可供新能源开发的土地，但水资源极度稀缺；而能源需求主要集中在中东部，同时中东部有丰富的水资源。选择之一是直接在西部利用新能源制氢，但是，要制1公斤氢，就需要9公斤水，我国大西北哪里有这么多水资源？如果用西部的水制氢，将氢运输到中东部，并还原成水，这相当于西水东送，将恶化西部的生态，是不可持续的。本构想解决了西部水资源匮乏的难题，同时可在火电退役后原基地实现水资源循环利用。
4. 以电网作为新能源配送载体，其成本远低于氢的运输成本。当利用新能源制氢后，如何输送又是一大难题。运输氢首先需要加压或液化，然而液化过程耗能较多，需要消耗运输的氢所蕴含能量的30%，相当于每运输1公斤氢气消耗7到10千瓦时能量。由于冷氢与环境温度之间存在较大的温差，因此对所用材料和绝热有很高的要求。通常，液态氢运输适用距离应该超过400至1000公里，并且运输温度应该保持在零下253°C左右。这样的运输条件必然使成本居高不下。有一种观点认为：氢能的另一个运输构想是让氢与二氧化碳反应生成甲烷，再通过管道输送。事实上，甲烷化反应将释放大量的热，增加这一步转化将降低整体终端能源效率，与此同时该技术还需要大量的二氧化碳作为原料，这一想法的经济性与适用性还需进一步论证。
5. 电制氢的技术有望取得重大突破。据报道， 我国正在研究千瓦级高温电解制氢系统，在每平方厘米0.25安培的电解电流密度下，水蒸气转化率达到70%，电效率为91.9%，产氢量达到每小时1.37立方米(标准状况下)，衰减速率仅为每1000小时2.25%。5千瓦级电解池堆制氢性能为电解池堆峰值功率7.2千瓦，电解电流密度为每平方厘米0.5安培、峰值产氢速率约为2.3标立方，氢气纯度超过99.995%、电解池能耗约为每标立方3.13千瓦时。另有报道，新型制氢技术改变产业格局，新型电解水制氢技术，有效降低了现有电解水制氢的成本，实现规模化生产，从而达到氢能源工业化制备的快速转型。这种新型电解水制氢技术具有如下优势：成本低，相比传统电解技术成本可压缩1/4以上；产能高，具有规模化、工业化连续生产效应；无污染，生产过程中不存在污染和温室气体排放，环评无压力；工序少，相比现有生产工艺，工序减少1/3左右。从技术的角度，现有火电厂能够提供高电压的制氢环境，在强电场的作用下，氢元素更容易挣脱原子力，从而大幅提升制氢的效率。特别是固体氧化物（SOEC）电解水技术，其理论效率可以达到100%，实际效率也高于95%；而且可以配合热电联产技术，进一步提高电能的利用率。利用氢能发电产生的热力、采用高电压制氢，有望提升“以电制氢、氢再发电”的效率，超过抽水蓄能的效率，低于抽水蓄能的成本，实现大规模储能的技术革命！
6. 本构想采用“西电东送、东部制氢、适时发电”是经济可行的。“以电制氢、氢再发电”是将西部地区富余的新能源发电，通过输电线路转移到中东部地区，并在东部靠近负荷中心的地方制氢，后续再以液氢的形式就地储存、就地利用。按照现在的技术，若不考虑液氢的长时间储存，根据现在的技术水平，这部分富余电能的度电输送到中东部，成本约为0.46元；若考虑液氢的长时间储存，则储存一周、一个月时的度电成本分别约为1.05元与1.16元。随着西电东送输电线路利用率由于储电而大幅度提升，“以电制氢、氢再发电”技术的不断进步和大规模应用，成本将大幅度下降。相比直接利用西部富余的新能源发电就地制氢，以陆路交通运输方式输送到东部再进行发电，本构想安全、便捷，具备显著的经济优势！
7. 相对于电化学储能，“以电制氢、氢再发电”储能方式的经济与环境成本更具有竞争性。电池都需要一定量的镍、钴、锂，材料成本占较大比重。但从2016年底到2018年第一季度，全世界钴和锂的价格分别翻了四倍和一倍，这迫切需要电池回收技术的突破，否则对环境而言是一种灾难！另一方面，目前特斯拉的电池、比亚迪的刀片电池，其能量密度大概是每立方米260千瓦时，由于新能源发电与用户用电在空间与时间上的极度不平衡，需要存储的电量远远大于电动汽车，这就决定了无法依靠电池解决这种电能大规模时空转移的存储问题，否则其经济与环境成本是人类难以承担的！当前随着新能源发电成本的不断降低，绿氢的成本已可以接受。由于是就地存储氢能，而非远距离运输氢能，可大大降低相应成本。另一方面，制氢电极材料优选钛，钛在地球上的储量远大于锂、钴，成本也有很大的优势。
8. 氢能发电的技术已非常成熟。在美国俄亥俄州的汉尼拔小镇，通用电气的涡轮被设计成能够使用80%的天然气和20%的氢气，将在未来实现只燃烧100%氢气。氢是宇宙中含量最丰富的元素，它与氧气结合燃烧，就可以用来驱动现代燃气轮机，以接近零碳排放发电。2020年，韩国有一座50兆瓦的氢能发电站已并网运行，阳光电源公司也将有一座500千瓦的氢能发电站并网运行。当火电逐渐退出运行后，原厂址能够为制氢、储氢和氢能发电提供足够的空间。
9. 该构想采用了在原来的火电厂“以电制氢、氢再发电”的大规模储能方式。这是一种经济利用氢能、风险集中管理的最佳选择，不但为新型电力系统提供了整体的安全性，而且避免了氢能分散转化、存储与利用带来的安全隐患。试想一下，如果大量氢能大范围分散运输，可能给整个社会带来极大的安全隐患。
10. 该构想将大幅度提升整个大电网线路的利用率。电网线路利用率偏低是由用户用电曲线决定的，电网按照满足用户最大负荷的原则规划建设，必然在负荷非高峰时段利用率降低。如果能够大量地以氢能形式储存电能，必然可实现电力削峰填谷，从而提升电网设备的利用率，可大幅度提升西电东送的特高压线路利用率，西部晚上富余的风电可全部用于各基地的制氢，白天负荷高峰时再利用氢气发电。
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