作为全球最大的碳排放国家,我国在“十四五”规划中提出了“3060”双碳目标,力争CO2排放量在2030年前达到峰值,在2060年前实现碳中和。为实现这一愿景,我国政府制定了更为积极的新能源发展路线。作为一种优质二次能源载体,氢在发电、制热、工业和交通等多方面具备应用价值,尤其是在难以电气化和低碳化的领域。以上因素决定了未来能源系统中,氢成为一种能源载体的必然选择,并为电氢能源系统（electricity and hydrogen energy systems,EHS）发展提供了良好契机。然而发展EHS面临以下两个关键问题,1)氢能在现有能源体系和技术水平下,是否已具备规模化普及的应用价值;2)如何从技术层面实现电力系统与氢系统的高效协同优化运行。因此,本文以EHS为研究对象,面向高比例可再生能源消纳和国家双碳目标实现,从理论框架、技术经济分析、系统建模、规划运行等多方面开展了以下研究:1)中国省级电制氢成本与碳排竞争力分析:制氢成本决定电制氢普及的难易程度,需从供给侧进行电制氢成本与碳排竞争力分析,为地域差异化发展氢能提供指导。建立基于电网+光伏制氢系统（photovoltaic and grid-based hydrogen systems,PGHS）的优化模型,根据31个省级电价、电网中可再生能源发电占比和139个城市级光伏发电能力,从不同价格机制下对中国省级平准化制氢成本（levelized cost of hydrogen,LCOH2）和年减碳量进行对比分析;对比电价补贴、光伏投资成本补贴和电制氢投资成本补贴三种补贴方式对制氢成本与碳排的影响;最后,基于不同碳排约束和补贴方式给出从2020至2050年间中国基于PGHS制氢的多种演化路径。2)计及氢需求与氢存储的电制氢应用潜力评估:氢需求决定电制氢技术路线的市场规模,进一步从需求侧衡量电制氢的应用潜力,自下而上地评估氢能供应链对促进电力系统中可再生能源的消纳程度。建立了计及发电、制热、工业和交通四大用能领域的15种细分行业的氢需求预测模型;结合供能侧电制氢成本与碳排分析,以江苏和云南两个代表性省份（在电网电价与可再生能源发电占比、光伏发电能力、氢需求潜力等各方面呈现差异性）,进一步研究了计及氢需求的电制氢应用潜力评估及减碳效益评估;对比分析了大规模电存储和氢存储在支撑省级电网高比例风光消纳的技术优势,评估了大规模长期氢存储在省级电网的应用前景。3)计及电、气、氢交易的电氢能源系统多主体规划方法:考虑当前氢能输配网络不成熟问题,通过电制氢/甲烷技术将富余电能转化为天然气,注入已有天然气系统进行输运,成为发展氢能的重要过渡手段。结合燃气轮机、电解槽和甲烷化反应器等关键耦合设备,提出了计及电、气、氢交易的电氢能源系统多主体规划方法。首先,分别对电力系统、天然气系统和氢系统进行建模,构造了基于电、气和氢交易的规划框架;然后,提出基于合同价格和边际价格交易的两种投资规划机制;针对基于边际价格交易规划模型的耦合求解难题,采用基于Karush-Kuhn-Tucker（KKT）条件和强对偶理论的直接法进行求解。所提规划方法基于有限交互信息,实现了电力系统、氢系统和天然气系统的规划方案整体最优。4)多能市场环境下电氢能源系统运行优化:考虑现有能源体系中电力市场、天然气市场等独自优化出清问题,提出了一种计及电力市场、天然气市场、氢能市场和碳排放权交易市场的电制氢/甲烷系统双层优化调度方法。结合多能市场出清机制及关键设备运行特性,建立了线性化的多运行状态甲烷化反应器模型和多运行模式储氢罐模型,实现电制氢过程与甲烷化过程的解耦;采用KKT条件和强对偶理论将双层优化模型转化为具有均衡约束的数学规划（mathematical program with equilibrium constraints,MPEC）问题进行求解。所提方法实现了电制氢/甲烷系统在多能市场中的能源套利空间最大化。上述研究深入分析了电氢能源系统中制氢、用氢关键环节的技术经济可行性,探索了现有能源体系下基于电氢能源系统实现可再生能源消纳和低碳减排的技术路径,形成了构建电氢能源系统的理论框架与实施方法,为氢能产业的科学有序发展提供技术支持。