零碳能源系统旨在面向未来多元化的能源需求，实现电能、氢能、冷能、热能等多能互补的零碳融合，并深度整合能源与交通领域。这包括V2G充电、加氢、换电、换氢等多层次补能措施。在鄂尔多斯这样风光资源卓越的地区，通过风光互补与电氢储能的结合，可以实现脱离大电网的零碳能源微网场景。

该系统的核心在于储能，以应对风光资源的波动性和下游负荷的不确定性。特别强调氢电融合作为核心，并辅以余热利用，不仅能实现供热，还能在交通领域提供充电、加氢、换氢等服务。在系统架构中，电池储能作为构网型电源提供灵活调节，氢储能则负责周天级气候波动调节，而新型电化学制取的绿氨、共电解制取的绿甲醇则作为应对季节性极端天气的备用电源，共同构建起多能联动的零碳能源体系。

零碳能源微网的构建具有多方面的重要意义：

首先，它清晰界定了碳核算边界，对于“双碳”目标的实现至关重要，因为其能量完全来源于可再生能源，与大电网隔离，碳足迹追踪明确。其次，在能源安全方面，我国作为富煤少油的国家，分布式零碳微网有助于实现能源自给自足，将能源的饭碗牢牢端在自己手中。当前，大型可再生能源基地外送存在瓶颈，电网高比例可再生能源接入也面临安全挑战。分布式微网能够有效促进当地新能源的就地消纳。

此外，零碳分布式微网在特定场景下可实现显著的经济性优势，例如在偏远地区的换电站，通过就地利用新能源进行电能和氢能的转换，可大幅降低电力线缆成本，并减少电网容量费和过网费，实现就地制、就地用，显著降低综合成本。同时，低成本电力直接催生低成本的绿氢，因为电解槽制氢成本中电力占比高达70%，从而实现氢电协同与交能融合的双赢局面。微网的建设还能促进当地产业升级，带动电池储能、绿色储能、智慧能源等相关产业链的就地布局与产能提升。最后，在应对极端天气方面，分布式微网虽可独立运行，也能与大电网协调互动，在自身风光资源良好时为面临极端天气的其他区域提供调节能力，增强电网韧性。

实现零碳能源微网需要多项核心技术支撑，涵盖新能源预测、构网储能、电氢融合、氨醇与新能源耦合、能量高效调度、负荷调控，以及如何通过氢-电-热多能融合实现零碳化。其中，能量预测和负荷管理是关键，用以匹配上游和下游的波动。微网系统方面最重要的是微网的设计、高中低频的协同控制，以及上层能源经济性调度等。针对此类问题，鄂尔多斯新能源研究院已成立零碳设计中心，专注于能源系统优化设计，通过对源网荷储氢不同场景的分析，提出基于电制万物的零碳能源系统架构，并在投资收益、碳排放、系统稳定和设备选型约束等多目标下进行优化。

以鄂尔多斯北部的零碳产业园项目为例，该项目由圣圆能源集团投资建设，规划为先进制造和氢能产业基地。园区将集零碳工厂、构网型电池储能、氢氨醇长时储能于一体，实现能源完全自给自足、脱离电网运行。针对北方地区，还特别注重余热回收利用，实现零碳供热。该园区在保障自身能源需求的同时，还能对外提供加氢、换氢服务，将低成本电力转化为高附加值氢能，从而在经济上实现盈利，深度践行了交能融合理念。

基于风光资源、电热负荷及线损等因素，通过优化的设计模型测算，纯能源系统投资的度电成本可接近0.2元/度（在100%零碳前提下，考虑售氢售热可抵消部分弃光）。模型显示，甲醇储能能有效实现能量的季节性转移，将夏季制取的能量用于冬季供热等。为应对极端工况，系统在设备选型上采取了高冗余设计，例如为应对突然无风无光的情况，构网型储能采用了行业通用的3倍冗余，以提供强大的功率支撑。

即便在设备取整、增大冗余后，度电成本略有上升至约0.27元/度，但弃光率下降，确保了实施的可行性。这一成本仍低于从大电网取电的成本，展现出明确的经济优势。

关于零碳能源微网的实践，胡院长提出以下未来应用场景：

一是基于绿氢储能的零碳氢能产业园，可实现生产过程与园区运行装备的零碳化，并可构建零碳算力中心。

二是与传统能源的深度融合。零碳能源系统产生的弃风弃光可通过制氢后掺烧进火电厂，不仅能帮助火电厂实现深度调峰（从30%降至约10%），还可赚取辅助服务市场收益（约0.3-0.4元/度），带来显著的减碳与经济双重收益。

三是高速公路零碳化服务区。在偏远地区，拉设电网成本高昂，而就地铺设光伏、建设储能、换电站，即可满足服务区重卡等车辆的换电需求，实现多元补能。换下来的电池本身也作为站内储能，与光伏、加氢站共同形成一体化储能体系。

四是零碳矿山。针对露天煤矿高耗油、高污染的特点，通过自建光伏、电氢储能、换电换氢站等模式，可将传统燃油矿卡的每年燃料费从约70万元降至10～20万元左右（度电成本约0.3元/度），大幅降低运营成本，并满足矿山的零碳化需求。

五是面向沙戈荒基地的零碳化应用。通过新能源动力机器人进行治沙养护、植树、铺设光伏，并基于光伏-电氢储能构建零碳能源微网体系，作为拓展沙漠治理的中心，开发沙漠新能源资源。