随着“双碳”目标的提出，新一轮电力体制改革的有序推进，新能源电网动态调节能力不足以及规模化可再生能源并网消纳问题日益突出。电解水制氢作为可调节的灵活性资源，具有响应速度快、零碳排放和与社会其他能源灵活耦合的特点，相比于电池储能，还具有大容量、长周期储能的优势，可再生能源耦合电解水制氢系统并网运行，有助于促进高比例可再生能源发电安全可靠、经济、高效地接入电网，并成为大规模可再生能源与电网友好协调及最大化并网消纳的重要解决方案。

然而，较高的电解水制氢用能成本和投资成本对其容量配置的经济合理性提出了更高的要求。因此，如何优化配置电解水制氢容量，使其在最大化消纳可再生能源、提高电网灵活性的同时实现氢储能的规模化经济利用成为亟待解决的问题。

合理配置电解水制氢系统容量对于推进电力系统向安全可靠、经济高效、清洁低碳转型具有重要意义。随着市场机制的不断完善，储能系统参与调峰辅助服务的潜力逐渐被挖掘，电解水制氢作为一种新型储能方式，可考虑参与辅助服务市场以进一步提高其经济性。

电解水制氢参与电力辅助服务市场对于系统经济性的提高以及电网动态调节能力的提升具有双向促进作用。目前国内外相关研究仍处于起步阶段。有关研究文献针对海上/陆地制氢等不同应用场景，从降低弃风率、提升电网灵活性、提高系统经济性等角度对电解水制氢系统经济容量配置问题进行研究，然而，针对不同规模电解水制氢系统经济容量配置问题，相关文献难以准确计算不同容量电解水制氢系统的初始投资成本，适用范围较小，缺乏普适性。

针对“双碳”目标下风电深度消纳及电网灵活性提升的规模化风电制氢经济容量配置问题，现代电力系统仿真控制与绿色电能新技术教育部重点实验室（东北电力大学）、北京国氢中联氢能科技研究院有限公司等单位的孔令国、陈钥含、万燕鸣、王晓晨 等，提出计及调峰辅助服务的风电场/群经济制氢容量计算方法，实现单个风电场及省级风电最佳制氢容量计算。

图1 风电场/群制氢系统结构

在计及电解水制氢系统规模化成本效应的情况下，以净现值最大为目标，考虑电网调峰需求，构建制氢容量经济优化目标函数，对电解水制氢系统的初始投资成本、制氢电价、氢气售卖价格、电解槽转化率和设备退化率等参数进行敏感性分析，并在其基础上预测未来风电场/群制氢经济性。

图2 风电场/群制氢系统运行盈利模式

通过吉林省49个风电场进行算例分析，结果表明，风电制氢参与调峰辅助服务市场能够在最大化消纳风电、提升电网动态调节能力的同时，计算出49个风电场及吉林省省级最佳经济制氢容量。

图3 模型求解流程

图4 吉林省风电场分布及分期聚类图

研究人员通过敏感性分析得到各因素重要性排序如下：氢气售卖价格、电解槽转化率、制氢电价、电解水制氢系统的初始投资成本、设备退化率。当制氢电价以每年3% 等比下降，电解槽转化率以每年2%等比提高，此外，电解水制氢系统初始投资成本按照其经验公式逐年变化时，针对不同调峰补贴价格，预计2050年氢气盈亏平衡价格将比目前降低53.64%～58.68%，最低可达21.3元/kg。

研究者表示，目前风电场/群-电解水制氢系统参与辅助服务市场已具备一定的盈利空间，但要实现制氢的规模化经济利用，未来需要从以下方面入手：

1）提高电解槽转化率：合理设计电解槽几何结构，研发具有高催化性能且稳定的阴阳极材料；2）降低制氢电价：探索可再生能源发电制氢支持性电价政策，完善氢储能直接参与电力市场交易的价格机制。

本工作成果发表在2024年第16期《电工技术学报》，论文标题为“计及调峰辅助服务的风电场/群经济制氢容量计算”。本课题得到国家重点研发计划、国家自然科学基金和吉林省发改委资助项目的支持。