用氢发电项目进展、政府政策目标及未来需求潜力如何？

目前用氢发电主要来自钢厂、炼油厂、石化厂中的含氢混合气体发电，但未来内燃 机和气轮机燃氢和含氢混合体发电具备商业化应用前景。

1.当前使用现状

2030 年发电用氢电力装机有望超 5.8GW，其中 70%为气轮机掺氢混燃，区域主要 集中在亚太、欧洲和北美。根据 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，目前已宣 告的使用氢和氨发电的项目到 2030 年装机量有望达 5.8GW，其中 70%的项目为在气轮 机中掺氢混燃发电，10%为在燃料电池用氢发电，另外 3%为在煤电厂中掺氨混燃发电。 分地域来看，主要集中在亚太（39%）、欧洲（36%）和北美（25%）地区。

1.1 掺氢和掺氨混燃发电项目

目前全球可以掺氢燃烧的气轮机机组装机量已经达到至少 70GW，未来掺氢和掺氨 混燃可以降低碳排放量和提供电力系统灵活性。掺氢和掺氨混燃可以降低现有燃煤电厂 的碳排放量，并且长期来看可以配合大规模长时储氢提供电力系统的灵活性。根据 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，目前煤电机组的掺氢比例可以达到 10%到 100%， 全球可以掺氢燃烧的气轮机机组装机量已经达到至少 70GW，亚太地区部分电厂已经实 现掺氨混燃示范。根据 IEA 2022 年《Global Hydrogen Review》，按照 500MW 氢燃 气轮机掺氢 15%燃烧发电测算，年需用氢量约 3.5 万吨，按照利用率 50%估计对应电解 槽装机量 400MW。目前全球掺氢和掺氨混燃发电的示范项目包括： 韩国：2023 年 7 月，韩国的 Hanwha Impact 在 80MW 的气轮机中实现混合 60% 燃氢，为目前中大型气轮机混氢燃烧的最高比例。 日本：2023 年电力巨头 JERA 在碧南（Hekinan）电厂进行 20%混氨燃烧的示范 项目（比计划提前一年），项目结束期为 2024 年 3 月；2023 年 4 月，日本九州电 力在 Reihoku 煤电厂进行混氨燃烧的示范项目；三菱计划在 2025 年开发能够燃烧 100%纯氨的气轮机。

中国：2023 年 4 月，皖能电力所属的皖能铜陵对 300MW 燃煤机组进行为期 3 个 月高比例掺氨混燃实验，掺氨比例最高达 35%，未来将对 1GW 机组进行 50%掺氨 混燃的示范和推广。 欧洲：2023 年 7 月，奥地利一家热电厂的 395MW 气轮机实现混氢燃烧首次试验， 并希望在未来试验中实现 15%混氢燃烧；荷兰 1.4GW Magnum 联合循环发电项目 有望采用掺氢混燃发电。美国：2023 年美国一个示范项目中 753MW 的联合循环发电厂实现 38%混氢燃烧。 Wartsilä和 WEC 能源实现内燃机混氢 25%燃烧的示范。

1.2 固定燃料电池发电

固定燃料电池用氢发电电力效率可达 50%-60%，有利于提供电力系统灵活性。燃 料电池可以将氢气转化为电能和热量，能够达到 50%-60%的电力效率，且在部分负载 （part load）运行条件下效率也较高，因此在为电力系统提供灵活性方面具备优势。 2007-2021 年全球固定燃料电池累计装机 2.5GW，但仅约 90MW 用氢作为燃料。 根据 IEA 2022 年《Global Hydrogen Review》，2021 年全球固定燃料电池产能增加约 348MW，自 2007 年至 2021 年全球固定燃料电池累计装机容量约 2.5 GW，但其中仅约 90MW 使用氢作为燃料，剩下多数使用天然气。

2.政府政策及目标

越来越多的国家开始明确在电力部门使用氢或氢基燃料的目标，其中日韩的计划目 标较为领先和明确。日本计划在 2030 年实现大型燃气轮机 30%掺氢混燃、燃煤电厂 50% 掺氨混燃，韩国计划到 2030 年现有天然气和燃煤发电厂氢氨混燃发电量达 13TWh，使 用天然气或氢气的固定燃料发电量达 16TWh。

日本：2023 年 6 月，日本修订 2017 年版本的《氢能基本战略》，重申其在电力部 门使用氢和氨的目标，到 2030 年实现大型燃气轮机 30%掺氢混燃、燃煤电厂 50% 掺氨混燃。2021 年，日本在《第六次战略能源计划》中提出到 2030 年氢氨发电占 总发电量 1%的目标。日本还在 2023 年 4 月宣布脱碳电力拍卖，首批招标计划于 2023 年 10 月启动，以对现有燃煤电厂进行改造，以及在新建和现有燃气发电厂中 实现掺氢和掺氨混燃。

韩国：2023 年初提出《第十个电力供需基本能源计划》，修订后的目标包括到 2030 年现有天然气和燃煤发电厂氢氨混燃发电量达 13TWh，使用天然气或氢气的固定 燃料发电量达 16TWh，预计到 2036 年氢和氨发电量将达 47TWh。韩国还宣布对 用氢发电进行招标，2023 年 6 月启动 650GWh 氢能发电的首次招标，计划于 2025 年交付，包括 5 家发电厂的 715GWh 电力中标。“清洁”氢招标计划（发电量 3000-3500GWh）计划于 2024 年开启，并于 2027 年交付。在技术方面，韩国的 目标是到 2025 年在气轮机中实现 50%的掺氢混燃、燃煤电厂 20%掺氨混燃。长期 目标包括开发气轮机燃烧 100%纯氢、燃煤电厂 50%掺氨混燃的技术。

越南：在《电力发展总体规划 VIII》中制定了电力部门用氢的长期目标，目标到 2050 年将燃气发电厂从家用天然气或液化天然气转换为氢气，实现燃氢的电力装机量达 到约 23-28GW，占总装机容量的 4.5-5%。另外氨也被提及作为到 2050 年逐步淘汰燃煤发电的一种选择，但没有提出具体目标。

美国：环境保护署(EPA)于 2023 年提出了气轮机 CO2 排放的新标准，其中建议在 中高容量涡轮机中使用 30%的氢气混合物作为 2032 年的合规选项。

墨西哥：能源部在其《2023-2037 年国家电力系统发展计划》中设定目标，到 2036 年将联合循环燃气轮机(CCGT)工厂中的掺氢比例提高到 30%，并通过转换 1024MW 装机量实现 30%掺氢混燃。

德国：在修订后的《热电联产(CHP)法案》中，德国激励超过 10MW 的新建热电联 产电厂适用于用氢发电，且转换成本不超过建设成本的 10%。德国政府正在制定电 力行业战略，其中包括要求新燃气发电厂必须做好适用于氢气的准备。此外，政府 还计划对氢电厂和可转换用氢电厂进行三轮招标，前两次招标容量各为 4.4GW，适 用于能够直接用氢的发电厂，并将通过《德国可再生能源法案》提供支持，第三次 招标容量为 15GW，适用于新建或现有发电厂，最初可用天然气，但必须在 2035 年之前转换为用氢。4.4GW 招标的创新之一为针对将可再生能源发电与氢气生产和 储存以及再转化为电力相结合。

3.电力行业未来需求潜力

我们认为氢和氢基燃料（氨、合成天然气）发电需求潜力巨大。1）氨可以在燃煤 电厂中混燃，以减少煤的使用从而降低电厂的碳排放量。2）氢和氨也可以用作气轮机、 联合循环燃气轮机及燃料电池的燃料，从而提供灵活的低碳发电方式。3）基于氢的燃 料也可以作为大规模和长时储能方式，以平衡电力需求的季节性变化以及波动的可再生 能源。

3.1 煤电厂掺氨混燃

煤电厂进行掺氨混燃的规模取决于低成本氨的可得性，如果全球煤电厂实现 20%掺 氨混燃可减排约 20%，对应需要 6.7 亿吨低碳氨和 1.2 亿吨氢。根据 IEA《The Future of Hydrogen》，到 2030 年全球仍有在役煤电厂 1250GW，且平均寿命还将持续超过 20 年。这些煤电厂如果能够实现 20%掺氨（低碳氨）混燃，将能够将年排放的 6Gt 碳排放 量减少 1.2Gt（减幅 20%），对应氨需求量 6.7 亿吨（超目前氨年产量 3 倍），所需氢 需求量 1.2 亿吨。

3.2 柔性发电

氢和氨可以作为气轮机和联合循环燃气轮机的燃料，从而实现柔性发电。根据 IEA 《The Future of Hydrogen》，目前多数气轮机已经可以实现 3-5%掺氢混燃，有些还可 以实现 30%或更高比例的氢气混燃。到 2030 年，将能提供燃烧 100%纯氢的标准气轮 机。目前氨可以在功率为 300 kW 的微型气轮机中使用。另一种方式是首先将氨气分解 为氢气和氮气，然后在气轮机的燃烧室中燃烧氢气，但分解反应需要在 600-1000℃高温 下实现，总体发电效率可能相对较低。 燃料电池也可以作为一种柔性发电技术，我们认为未来发展潜力主要取决于安装规 模和成本下降情况。根据 IEA《The Future of Hydrogen》，目前氢燃料电池的电力效率 范围约 50-60%，与联合循环燃气轮机（CCGT）相似，但未来效率有望进一步提升。然 而，目前燃料电池相比气轮机寿命较短，固定燃料电池输出功率相对较小（目前最高 50MW），比较适合分布式发电；相比之下，CCGT 机组容量可达 400MW。未来氢燃 料电池发电潜力主要取决于安装规模以及学习率和规模效应产生的成本降低。在乐观条 件下，估计到 2030 年氢燃料电池的 CAPEX 可以降至 425 美元/kW，目前 1MW PEMFC 燃料电池机组的 CAPEX 为 1600 美元/kW，CCGT 为 1000 美元/kW。

氢与天然气发电在负载平衡和调峰发电方面的竞争力取决于天然气价格和碳价水 平。根据 IEA《The Future of Hydrogen》，如在负载系数为 15%、天然气价格为 7 美 元/MBtu 的情况下，氢气价格为$1.5/kg 时，CO2价格需要达到$100/t，氢发电较天然气 才具备竞争力；氢气价格为$2/kg 时，CO2价格需要达到$175/t，氢发电较天然气才具备 竞争力。

假设 2030 年全球气轮机 1%实现用氢或氨燃烧（装机量 25GW），将产生 450 万 吨氢需求量，相当于约 2300 万辆燃料电池汽车的年需求量，将有利于扩大氢的需求和 加快基础设施建设发展。根据 IEA《The Future of Hydrogen》，假设到 2030 年全球气 轮机的 1%用氢或氨燃烧（对应装机量 25GW），则在 40%负载系数下年发电量将达到 约 90TWh，对应氢气需求量为 450 万吨（或氨需求量 3000 万吨），我们认为有利于扩 大氢的需求和供应基础设施的发展，有望为交通或建筑等其他潜在氢用户创建氢枢纽。 因为 25GW 氢发电厂的用氢年需求量相当于约 2300 万辆燃料电池汽车的年需求量；单 个 500MW 发电厂的用氢需求相当于 45.5 万辆燃料电池汽车或英国 22.1 万户家庭供热 的用氢需求。

3.3 大规模和长时存储

氢可以作为可再生能源份额提高后的灵活性电力系统实现长时大规模储能的潜在 选择。可再生能源的份额提升对电力系统灵活性提出更高要求，因为可再生能源产生长 时季节性储能需求，可以在风力或太阳能较小时提供电力，氢就可以作为长时大规模储 能的潜在选择。 放电持续时间在 20-45 小时压缩氢成为储能的最经济选择。根据 IEA《The Future of Hydrogen》，就不同储能方式对比来看，对于低于几个小时的较短放电时间，氢和氨储 能比抽水蓄能或电池储能昂贵得多。随着放电持续时间的延长，氢和氨储能变得更具吸 引力，这主要得益于其相对较低的储能资本成本（主要通过开发地下盐穴或储罐储存）。 在不同存储技术中，对于放电持续时间在 20-45 小时压缩氢成为储能的最经济选择。

此外，氢作为电力储能方式可以和氢的其他用途相结合以提高整体使用效率。如 CF Industries 和 NextEra Energy Resources 在美国俄克拉荷马州签署谅解备忘录 （MoU），计划通过绿氢结合可再生能源实现绿氨的生产。该项目计划在 the Verdigris Complex 部署 450MW 的可再生能源装机以及配套 100MW 的制氢电解槽，最终能够达 到年产 10 万吨绿氨产能。