0 引言
在国外，鹿特丹港旨在打造面向区域能源转型的氢能港口，提出多元氢源供给与港区-内陆输氢联动的发展方案，氢气来源涵盖海上风电制氢、生物质制氢、天然气制氢以及外部进口等多种路径，以支撑港区脱碳和区域氢能网络构建；瓦伦西亚港旨在打造欧洲氢能港口示范，提出H2 Ports试点方案，通过以燃料电池驱动伸臂堆垛机和码头牵引车，并配套移动式加氢设施，验证氢能在港口作业装备中的应用可行性[10]；长滩港和洛杉矶港围绕港口运输脱碳与清洁替代目标，布局燃料电池拖车、物流车辆、氢燃料重卡及配套加氢站，推动港口氢能交通体系建设。
在国内，青岛港在港口氢能装备替代与场景拓展方面具有代表性，旨在打造覆盖车辆、装卸装备与基础设施的氢能港口示范，提出氢能集卡、氢动力自动化轨道吊与加氢站协同布局方案，以推动氢能由单一车辆替代向多作业环节联动应用发展[13]；天津港围绕清洁低碳新型能源体系建设目标，建成加氢母站并投用氢能集卡和氢能叉车，形成了供氢、加氢与用氢相衔接的应用路径[14]；除氢能装备替代外，江阴港将分布式风力发电引入港口绿色转型实践，采用“自发自用、余电上网”模式，以提升港区清洁电力利用水平和多能源互补能力[15]；嘉兴港乍浦港区则以氢能集卡规模化应用为抓手，2022年已累计投放氢能重卡116辆，并依托近港供氢与加氢条件，推动港区短驳运输环节低碳化[16]。
总体来看，国内外港口在岸电应用、作业设备电动化、分布式风光开发、储能配置以及氢能装备示范等方面已取得一定进展，但现有研究与工程实践仍主要集中于单项技术应用、局部场景替代和示范工程建设[17]，尚未普遍形成适应港区复杂负荷特征与多元作业需求的系统化能源解决方案。
当前港口清洁能源应用模式仍相对单一，绿能占比整体偏低，与港口绿色低碳转型的实际需求相比仍有差距。与此同时，高比例风光等新能源接入后，港区微网在源荷波动叠加条件下面临更为突出的运行调控问题，清洁能源高效消纳与系统安全稳定运行之间仍需进一步协调。对于氢能应用而言，现阶段相关实践多集中于终端装备替代和加氢基础设施建设，本地绿氢制取、储运、加注与终端利用之间尚未形成稳定衔接，对外部供氢的依赖仍较明显[18]。这一状况在一定程度上限制了氢能装备连续化、规模化和全工况应用能力，也制约了氢能在港口综合能源系统中的进一步拓展。
1 港区多能源融合技术体系
1.1 港区多能源融合的基本内涵
当前，国内外都在大力推动水路交通与能源的融合发展，并积极探索以港区清洁能源为基础的多能源融合技术。以风、光等可再生能源发电为源头，结合氢能等的综合利用，构建港区多能源融合系统，可为港区用能设备及靠港船舶提供动力，逐步形成多能源融合发展的能源自洽模式[19]。
港区多能源融合的关键在于实现港口基础设施资产能源化、作业设备绿色化和能源系统网络化[20]。基础设施资产能源化是指在港区空间资源、建筑设施和岸线条件基础上，挖掘屋顶、场地、水域及岸线等基础设施的能源开发潜力，使其由单一生产服务载体转变为兼具能源获取、转换与供给功能的综合性资产。作业设备绿色化是指围绕装卸、运输、堆存及船舶靠泊等主要作业环节，推动岸桥、场桥、港内运输车辆、流动机械及岸电设施等由传统化石能源驱动向电能、氢能等低碳能源驱动转变，并同步提升设备运行效率与清洁化水平。能源系统网络化是指对港区内风电、光伏、储能、制氢、供氢、配电网络以及各类电负荷和氢负荷进行统筹集成，形成多能源互联互济、源网荷储协同互动的网络化能源系统。
1.2 港区多能源融合的关键技术
面向港口绿色低碳转型需求，港区多能源融合仍需围绕基础理论、系统设计、关键技术、核心装备与集成示范等环节开展系统研究，实现港区自然资源开发利用、多能供需平衡调控以及多终端协同应用之间的全链条贯通。
1.2.1 交通资产能源化潜力分析与评估方法
港区可再生能源的出力特性受资产物理属性、自然资源禀赋与用能负荷需求的共同影响。不同港区在风光资源丰富程度、负荷规模及资产条件上存在显著差异。若缺乏系统的量化评估，将难以为风电、光伏设备的合理配置及多能融合系统的优化设计提供可靠依据。因此，针对多目标维度建立适应不同港区特征的能源化评估方法，是实现港区自然禀赋风光资源高效利用的必要前提。
1.2.2 港口多能源系统融合模式及匹配方法
不同类型港区在风光资源禀赋、电网接入能力及负荷规模等方面存在显著差异，单一的能源供给模式难以兼顾各类港区的安全性、经济性与低碳性需求。为此，有必要根据港区实际条件构建差异化的“风光储氢”多能源融合系统，形成风力发电、光伏发电、电池储能、氢燃料电池发电协同互补的多元供能格局，从单一电源供电转变为多电源互补模式，实现港区负荷、靠港船舶及制氢用电的统筹供给[21]。
1.2.3 港口多能源系统的能源捕获与稳定控制技术
港口空间布局紧凑、极端气候频发，风机尾流干扰与光伏遮挡问题突出，能源捕获效率直接影响多能融合系统的供能能力。可再生能源出力的间歇性与波动性叠加船舶岸电接入的冲击扰动，对系统稳定运行构成双重挑战。因此，能源捕获与稳定控制技术是保障港区多能融合系统高效、可靠运行的核心支撑。
1.2.4 港口大容量氢气“制注储供用”一体化运行控制与安保技术
港区氢气加注场景具有高压、大容量、受限于空间的典型特征，加注过程中温升控制不当或压力切换失准均易引发重大安全事故。而加氢机内部集成大量阀门、仪表与管路系统，工艺状态监测难度大、故障响应速度要求高。因此，建立集自动控制与安全保障于一体的运行控制技术体系，是实现港区氢能规模化安全应用的关键。
1.2.5 港口能源融合系统多能接入局域电网优化运行控制技术
2 宁波舟山港穿山港区案例
宁波舟山港穿山港区作为典型的集装箱港区，具有作业强度高、能源消费集中等特点，同时具备较好的风光资源开发条件。围绕穿山港区开展多能源融合技术及应用研究，具有工程参考价值。
2.1 穿山港区概况
穿山港区位于东南沿海地区，是典型的大型集装箱港区。相较于内河港区，沿海大型港区在多能源融合应用方面具有更突出的场景基础。一方面，沿海开阔岸线和海陆风条件有利于风能资源开发，屋顶、堆场及附属设施也为分布式光伏布置提供了空间条件。另一方面，集装箱码头作业强度高，岸桥、场桥、轨道吊、冷藏箱、水平运输设备及靠港船舶岸电等用能对象集中，具备较大的就地消纳能力。同时，沿海大型港区通常具有较完善的配电网络、岸电设施和生产调度体系，为风电、光伏、储能、制氢、加氢和燃料电池等多能源单元接入提供了工程基础。
从资源禀赋看，穿山港区具备较好的风光资源条件。根据港区邻近气象站统计的风光资源数据集分析，港区80 m高度处年平均风速为7.26 m/s，有效风速小时数为7 852 h，具备分散式风电开发基础；年总水平辐照量为1 272 kW·h/m2，太阳能资源稳定度等级为B级，直射比等级为A级，整体处于较适宜开发水平。上述条件为港区开展风光资源能源化利用和后续容量配置提供了资源侧数据支撑。
从负荷特征看，穿山港区负荷主体主要包括港区生产作业负荷、靠港船舶岸电负荷、辅助保障负荷和氢能替代负荷。其中，生产作业负荷以岸桥、场桥、轨道吊、冷藏箱及水平运输设备为主，具有受生产作业节奏驱动和功率波动明显等特点；岸电负荷与船舶靠泊数量、靠泊时长和岸电使用需求相关，是港-船能源耦合的重要组成；辅助保障负荷主要包括照明、办公、维修及生产配套设施用电，变化相对平缓；氢能替代负荷则来自氢能车辆、氢动力港机、加氢站及燃料电池等终端场景，体现出港区用能由单一电负荷向电-氢复合负荷拓展的趋势。
因此，穿山港区多能源融合系统不能仅依据年度发用电总量进行配置，而是需要综合考虑风光小时级出力、典型日负荷曲线、港机作业需求、岸电接入需求和氢能装备用氢需求。后续的案例分析将围绕“资源禀赋—负荷特征—容量配置—系统拓扑—运行控制—效益评估”的主线展开，依次说明港区多能源融合系统建设基础、配置依据、网络结构、协同运行策略及应用效果，从而突出穿山港区作为沿海大型集装箱港区的工程示范价值。
2.2 容量配置依据与建设规模
港区多能源融合系统的容量配置，通常可归纳为工程匹配法、软件优化法和数学优化法等3类[24]。工程匹配法主要依据负荷规模、场地条件和并网边界确定设备规模，实施便捷，但对源荷耦合关系刻画不足。软件优化法多借助HOMER等工具，以全寿命周期成本或净现值成本为目标进行方案筛选。数学优化法则在“源-网-储-荷”耦合模型基础上，将风电、光伏、储能、电解槽、储氢和燃料电池等容量作为决策变量，综合考虑经济性、供能可靠性和新能源消纳水平进行联合求解。多目标优化方法更适用于港区风光储氢系统这类具有电-氢耦合特征的复杂场景。已有研究基于穿山港区风光出力、典型负荷、电氢负荷需求及设备运行约束，开展了港口风光储氢多能源系统容量配置优化，为本文示范工程建设规模的确定提供了方法和数据支撑[25]。
容量配置并非对各类设备规模的独立确定，而是在统一的多能源耦合框架下开展综合求解。将电网、风电、光伏、电池储能、电解槽、储氢单元、燃料电池以及港区电负荷、氢负荷纳入统一模型，并结合“风光优先供负荷，富余电用于制氢与储能，供给不足时由储能、燃料电池和电网补偿”的调度逻辑，构建以系统年化成本、负荷缺失率和新能源未利用率为核心的多目标优化模型，同时施加功率平衡、荷电状态和储氢容量等约束条件进行求解[25]。研究结果表明，不同配置方案在经济性、安全性与新能源消纳之间有明显权衡，单纯追求成本最优易导致新能源未利用率升高，而综合优化得到的均衡方案能够为风电、光伏、储能、制氢及燃料电池等单元的容量确定提供依据。在上述约束下，穿山港区示范工程最终形成了风电机组12.5 MW、光伏电站3.66 MWp、储能系统3.8 MWh、制氢站500 Nm3/h、加氢站500 kg/d 以及燃料电池系统总功率1 799.8 kW 的容量配置方案[26]，并在港区能量管理系统统一监测与协调控制下，实现了风光发电、储能调节、绿氢制取、氢能加注和燃料电池发电的协同运行。
2.3 港区多能源融合系统拓扑结构
港-船多能源融合示范系统拓扑结构由能源层、控制层、电网层和负荷层构成，如图1所示。能源层包括风力发电、光伏发电、储能、绿氢制取和氢能发电等模块。港区风光发电产生的电能，一部分直接接入多能源融合系统，另一部分用于电解水制氢，并通过氢气储供系统为氢能发电模块及港区用氢设备提供氢源。电网层采用交直流混联配电网结构，以支撑高渗透率清洁能源接入条件下的能量协调与功率调节。负荷层包括电负荷和氢负荷，其中：电负荷主要包括桥吊、门式起重机、办公楼宇、照明设施以及靠港船舶岸电负荷；氢负荷主要包括氢动力集卡、集装箱空箱堆高机和氢动力叉车等。控制层由能源管理系统、安全监管装备、氢能源管理系统及各子系统控制单元组成，用于实现各能源单元与负荷侧之间的协同调度和安全运行。
面向穿山港区的工程化实施，系统构建不仅需要提高港区风光等可再生能源的就地消纳水平，还需要兼顾港区电能质量稳定以及港区电网与主网交换功率的平稳可控。基于港区实际用能边界、设备接入方式和运行需求，对多能源融合系统网络构型进行了优化，最终形成了如图2所示的穿山港区多能源融合系统网络拓扑。
相较于单一交流配电方式，交直流混联结构能够更好地适应港区内不同能源设备的电气特性。该拓扑结构能够较好支撑风光发电、储能调节、制氢用氢和港区负荷之间的协同运行。该拓扑结构的确定，使穿山港区多能源融合系统具备了由单一外部供电向多源互补、统一调控转变的物理基础。
2.4 港区多能源协同运行策略
协同运行策略以多目标综合优化为基本原则，主要目标包括提高风光发电就地消纳水平、降低港区购电成本、减少弃风弃光、平抑港区与主网之间的交换功率波动，并在满足电负荷和氢负荷需求的基础上保障系统安全稳定运行。优化调度的主要控制变量包括储能充放电功率、电解槽运行功率、燃料电池输出功率、柔性互联设备运行功率以及港区与主网之间的交换功率。
在运行约束方面，系统需满足电功率平衡、氢能供需平衡、主网交换功率限制、储能系统电荷状态（State of Charge, SOC）及充放电功率限制、电解槽运行功率及启停约束、储氢容量约束、燃料电池输出功率约束、柔性互联设备传输功率约束以及港区配电网络安全运行约束。其中，电功率平衡可表示为：
式（1）中：PWT, t为t（调度时段编号）时刻风电出力功率，单位 MW；PPV, t为t时刻光伏出力功率，单位 MW； ${\mathit{P}}_{\mathit{b}\mathit{a}\mathit{t},\mathit{ }\mathit{t}}^{\mathit{d}\mathit{i}\mathit{s}}$ 为t时刻储能放电功率，单位 MW；PFC, t为t时刻燃料电池输出功率，单位 MW；Pgrid, t为t时刻主网交换功率，单位 MW；Pload, t为t时刻港区电负荷，单位MW；PEL, t为t时刻电解槽功率，单位 MW； ${\mathit{P}}_{\mathit{b}\mathit{a}\mathit{t},\mathit{ }\mathit{t}}^{\mathit{c}\mathit{h}}$ 为t时刻储能充电功率，单位 MW；Ploss, t为t时刻系统损耗，单位 MW。
各调节设备在协同运行中承担不同作用。储能系统主要用于平抑风光出力与港区负荷之间的短时功率偏差，提高新能源消纳能力。电解槽主要在风光出力富余时参与制氢，将电能转化为氢能储存。燃料电池可在负荷高峰、局部供电支撑或氢-电反向转换场景下输出电能。柔性互联设备则用于不同母线或区域之间的功率转移，改善局部功率不平衡和潮流分布。各类设备在协同运行中的主要功能分工及约束条件见表1。
表1 多能源协同运行中的设备功能及约束条件 |
| 调节对象 | 主要功能 | 主要约束 |
|---|---|---|
| 储能系统 | 平抑短时功率波动， 削峰填谷，提高新能源消纳 | SOC范围、充放电功率、循环寿命 |
| 电解槽 | 消纳富余风光发电量， 制取绿氢 | 运行功率范围、 启停次数、最低负荷率 |
| 燃料电池 | 氢-电反向转换， 负荷高峰或局部供电支撑 | 输出功率、氢气供应量、运行效率 |
| 柔性互联设备 | 区域间功率转移， 改善潮流分布 | 传输功率、 电压与潮流约束 |
| 主网交互 | 补充电力缺口，吸收或 平衡系统偏差 | 关口功率、电价机制、 并网约束 |
2.5 效益评估
为评价穿山港区风光储氢多能源融合系统示范工程的运行效果，本文从能源利用、电能质量、环境效益和经济性等4个方面构建评价指标。评价数据主要来源于港区能源管理系统运行记录、风电与光伏发电计量数据、制氢与加氢系统运行记录、电能质量监测数据以及示范工程经济性测算资料。各指标的定义、计算口径、统计边界和数据来源见表2。其中，新能源渗透率和用电自洽率用于表征港区清洁能源接入与就地利用水平；总谐波畸变率（Total Harmonic Distortion, THD）用于表征多能源接入条件下的电能质量；碳减排量用于表征清洁能源替代效益；内部收益率和总投资收益率用于表征系统寿命周期内的经济性。
表2 穿山港区多能源融合系统评价指标及计算口径 |
| 指标 | 计算口径 | 统计边界与周期 | 数据来源 | 评价含义 | 示范工程 运行结果 |
|---|---|---|---|---|---|
| 新能源 渗透率 | 示范区域内风电、光伏装机容量与用电最大 功率的比值： | 穿山港区示范区域；按工程运行统计周期计算 | 风电、光伏装机容量 及港区最大用电负荷 统计数据 | 表征可再生能源在港区电力系统中的接入水平 | 49.67% |
| 用电 自洽率 | 示范区域内风电、光伏在港区内就地消纳的 电量占港区总用电量的比例： β=ERE,use/Eload | 穿山港区示范区域；按工程运行统计周期计算 | 风光发电计量数据、 港区用电计量数据 | 表征港区用电由本地清洁能源满足的程度 | 30.23% |
| 总谐波 畸变率 | 各次谐波电压均方根值与基波电压有效值 之比： | 多能源系统并网点或关键电能质量监测点；稳态运行工况 | 电能质量监测装置 | 表征多能源接入后港区电能质量水平 | 1.49% |
| 碳减 排量 | 按清洁能源替代基准能源的方式核算，主要包括风光发电替代外购电、岸电替代船舶燃油等减排量 | 穿山港区示范工程运行边界；统计周期为2024年9月30日至2025年4月11日 | 示范工程运行统计资料、风光发电计量数据、岸电用电量、燃油替代量、示范工程碳减排测算资料及 行业通用排放折算参数 | 表征多能源融合系统的环境效益 | 1.58万t |
| 内部 收益率 | 内部收益率是使示范工程净现值等于零的折现率： | 按20年寿命周期 测算 | 示范工程投资、运行成本、收益及现金流测算资料 | 表征示范工程长期投资收益水平 | 11.58% |
| 总投资 收益率 | 示范工程寿命周期内总收益与总投资之间的比例关系：γ=B/I×100\% | 按20年寿命周期 测算 | 示范工程总投资、 寿命周期累计收益及 经济性测算资料 | 表征示范工程整体投资回报能力 | 118.47% |
注：α为新能源渗透率（%）； |
穿山港区风光储氢多能源融合示范工程的主要设备构成如图4所示，包括风电机组、光伏组件、储能系统、综合能源站、氢能堆高机和氢能集卡。
基于表2所示评价口径，穿山港区示范工程运行期间（2024年9月30日至2025年4月11日），港区新能源渗透率达到49.67%，平均用电自洽率达到30.23%，稳态下电能质量总谐波畸变率为1.49%，示范工程累计减少CO2排放量1.58万t[24]。该减排量按照清洁能源替代基准能源的口径核算，其中：风电、光伏减排量主要按本地清洁发电替代外购电计算；岸电减排量主要按岸电替代船舶燃油消耗计算。相关发电量、岸电用电量和替代能源消耗数据来源于示范工程运行统计资料，电网排放因子和燃油替代折算因子来源于示范工程碳减排测算资料及行业通用排放折算参数。按已统计的光伏、风力和岸电减排贡献比例折算，风力发电替代外购电减排约1.32万t，光伏发电替代外购电减排约0.25万t，岸电替代船舶燃油减排约0.01万t。上述结果用于表征穿山港区示范工程运行边界内的累计替代减排效果，不与系统全生命周期碳排放评价结果重复计算。
在经济性方面，本研究经济性结果基于示范工程经济性测算资料整理得到，测算边界包括风电、光伏、储能、制氢、加氢及相关配套系统的工程投资、安装成本、运行维护成本和运行收益；设备寿命按20年寿命周期取值，电价、氢价、碳价及折现率等关键参数采用示范工程测算资料中的取值或其所依据的公开参数。基于上述边界，穿山港区多能源融合系统总投资约为2.12亿元，总利润约为2 767.97万元，内部收益率为11.58%，总投资收益率为118.47%。分系统看，光伏发电系统总成本为1 456万元、总利润为218.61万元，风力发电系统总成本为5 138.5万元、总利润为2 059.2万元，制氢系统总成本为3 917.83万元、总利润为411.05万元。总体上，系统经济收益主要来源于风电、光伏发电形成的电力收益以及氢动力系统替代传统燃油形成的节能收益。其中，风力发电系统盈利能力相对较强。
需要说明的是，以上经济性结果受港区资源条件、工程投资边界、能源价格、碳价水平、设备利用小时数和运维成本假设影响，主要用于反映穿山港区示范工程在既定测算边界下的投资收益特征，不宜直接外推为所有港口多能源融合系统的普遍经济性结论。
总体而言，示范工程在多能源协同调控、高比例可再生能源消纳和港区用电自洽等方面取得了较好的应用效果，实现了绿色能源在港区内的协同集成应用，并为港区多能源融合系统的工程建设与运行评估提供了参考。
3 结束语
面向港口绿色低碳转型需求，结合港区高负荷、多设备、多能源并存的运行特征，本文系统梳理了港区多能源融合的研究背景与发展现状，提出了港区多能源融合技术体系。港区多能源融合技术涉及风光资源能源化潜力评估、多能源融合模式与匹配、能源捕获与稳定控制、氢气“制注储供用”一体化运行以及多能接入局域电网优化运行控制等多个方面，具有显著的系统性与耦合性。
在此基础上，本文对宁波舟山港穿山港区示范工程进行了案例分析。港区多能源融合并非风电、光伏、储能与氢能等单项技术的简单叠加，而是涵盖资源评估、系统构型、运行协同与综合效益提升的系统工程。风光储氢优化配置与协同运行能够满足港区多源接入、多荷并存和电氢耦合的运行需求，对于提升港区新能源消纳能力、增强能源供应灵活性和推动绿色低碳转型具有积极意义。
宁波舟山港穿山港区示范工程表明，风光储氢多能源融合系统在大型海港具备一定的工程可行性，可为港口绿色低碳转型提供可借鉴的技术路径。后续应结合不同港口的资源禀赋、负荷结构、配电条件和用氢场景，分层推进多能源融合系统建设。对于沿海大型港区、岸电负荷较大港区、港内运输需求集中且具备一定氢能装备应用基础的港区，可优先纳入绿色港口或近零碳港区试点，统筹新能源开发、岸电接入、储能配置、制氢加氢和氢能装备应用；对于内河港、小型港区或风光资源一般的港区，可采用光储充、岸电优先或外部绿氢协同供给等简化模式。在推广过程中，还需完善绿电直供、绿氢认证、碳减排量核算和绿色金融支持机制，建立覆盖制氢、储氢、加氢、用氢及多能接入配电系统的安全标准和运维规范，并推动能源管理平台与电网调度、岸电系统、港机设备和生产调度系统的数据互联，为源网荷储氢协同优化、碳排放核算和运行绩效评估提供支撑。该路径可为不同类型港口绿色低碳转型提供可复制的工程参考。