根据国际能源署预测^[1]，2050 年全球的氢能应用总量预计将占到能源消费结构总量的20%，相当于每年替换热值为78 EJ的化石燃料，对应将每年减少6 Gt的CO₂排放量，相当于2019年全球排放量的18%。由此可见，氢能替代化石燃料对于实现全球经济脱碳转型作用显著。

电力行业尤其是发电行业，是重要的温室气体排放领域。我国作为全球最大的煤电国家，推动电力行业能源转型对于未来实现“双碳”目标和社会的绿色低碳发展非常关键。因此，积极推动电力行业的控煤和去煤，推动对氢能等新型可再生能源发电资源的替代应用试点研究，是我国电力行业发展新型电力系统的重点。目前，全球主要经济体均在电力领域开展氢能技术的应用研究。文献[2]介绍了欧洲氢能发展线路图，指出欧洲电力行业发展氢能应通过采取免除电解制氢上网费用的政策来鼓励氢能发展。文献[3-4]对欧洲和美国在氢能行业应用方面的经验进行了总结。欧洲颁布了《氢能法案》，以法律的形式引导和保障氢能发展^[5]。文献[6]对现有氢储能系统关键技术进行了总结。文献[7-8]对氢作为燃料在电力行业应用的主要类型进行了概括分析，相比于其他能源形式，氢因制取成本昂贵，目前经济上暂不具备比较优势；同时针对电解制氢与其他制氢技术的成本进行了对比分析，并基于热电联产(combined heat and power，CHP)技术，研究分析了燃气轮机和燃料电池氢能应用在发电和区域供热系统上的经济可行性。当前氢在电力行业暂处于小规模示范应用阶段，其发电量暂时仅占到全球发电总量的0.2%^[9-10]。未来随着风、光为主的可再生能源建设项目大规模开展，电解制绿氢将会成为氢能的主要来源。届时，氢能将会作为发电、储能和实现不同能源间大范围、多品种、大规模互联互补的重要新型绿色能源。

本文通过总结分析国内外氢能电力应用发展现状，从电力企业角度出发，展望氢能在电力行业应用前景，借鉴国外氢能发展经验，针对目前我国电力行业氢能发展存在的问题提出建议，以期推动电力行业的低碳转型发展。

我国作为全球第一产氢大国，具备良好的氢工业发展基础，拥有较为成熟的氢产品应用经验。目前，我国在制氢、燃料电池以及燃氢汽车等方面均有较好的应用研究成果^[11-15]，2020年氢产量和消费量均突破2 500万t。随着通信、能源管理技术的进步，以及“双碳”目标的持续推进，氢势必会成为未来理想的清洁能源或能源载体，实现跨季节和跨地区动态储能，以及电力系统的能源替代，全面推动电力系统的零碳转型。

氢是能储存百吉瓦时以上，可适用于极短或极长时间供电的储能介质，具有大规模储能能力的新型能源载体。与其他储能方式相比，氢储能具有以下优势：

1）氢可与电通过电解水和燃料电池技术实现高效可逆转换；

2）单位质量氢能的能量密度高；

3）具有成比例放大到电网进行大规模应用的潜力；

4）氢可以气态、液态或固态的形式进行长久储存和运输，非常适合与可再生能源发电系统进行储能配套。

从其优势可见，氢能非常适合应用在分布式发电储能配套系统上，如无法并网的分布式风电、光伏的储能配套，水电站的储能配套，以及偏远地区的可再生能源就地消纳配套等。通过氢电耦合实现跨季节、跨区域调节、转换、储能以及互联互补，解决区域间歇性能源供求不匹配的问题，降低可再生能源给电网带来的冲击^[16]。

2020年8月，国家发改委、能源局联合发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》，提出要提高输电通道利用效率、电力需求响应能力，挖掘新能源消纳能力，发挥我国电网基建优势，通过“西电东送”“北电南送”特高压通道，将三北地区的低负荷清洁能源输送到需求端，通过电解制氢进行长时储能，需要时通过燃料电池形式放电并网，解决可再生能源消纳和氢储运面临的技术、成本、安全等难题。当前相关电力企业正依托乌兰察布风电基地项目，实施“蒙电进京、谷电制氢、用氢示范”，为京津冀地区提供氢气保障，由此可预见，“十四五”氢能将会迎来重要的发展机遇。

燃料电池可将氢的化学能直接转化为电能，是氢能利用的主流技术之一。根据不同工作温度和不同电解质材料，氢燃料电池分为中低温条件下质子交换膜燃料电池(proton exchange membrane fuel cell，PEMFC)、碱性燃料电池(alkaline fuel cell，AFC)和磷酸燃料电池(phosphoric acid fuel cell，PAFC)。此外，还有在高温工况下工作的熔融碳酸盐燃料电池(molten carbonate fuel cell，MCFC)和固体氧化物燃料电池(solid oxide fuel cell，SOFC)。表1列出了主要的燃料电池特性和应用场景^[17]。

从表1可以看出，PEMFC具有低温运行、快速启动特性，是理想的分布式燃氢电源。通过配套氢储能应用，在风光资源丰富但无法并网发电时，系统就地制储氢，实现跨季节、跨地区动态储能，减少可再生能源发电间歇性、波动性带来的冲击，提高系统灵活性。MCFC和SOFC常规的装机容量相对较大，对燃料品质要求相对较低，发电效率则高达60%，且这2种燃料电池在常规情况下运行温度均超过600 ℃，适合使用热电联产技术。在同等装机规模下，固体燃料电池可接近于传统热电联产机组作用，作为备用或离网分布式电源系统，为偏远易停电地区的关键设施(如医院、通信基础设施等)提供灵活的供电保障。同时，氢燃料电池还能与电力、热力等能源品种实现互联互补，为建筑和居民社区提供供热与供电服务，达到系统综合能效最大化的目的。

氢能也是传统电厂实现碳中和、零碳排放的理想燃料之一。目前燃气轮机的主要燃料是天然气，1 kW CO₂排放当量相当于标煤的一半左右，温室气体排放显著。在发展新型电力系统、利用更多可再生能源的要求下，燃气轮机的氢能替代也将是实现“3060”发电企业脱碳发展的一个重要技术路径。采用混氢天然气可以改善燃气轮机燃烧室的燃烧稳定性及声学情况，同时降低废气排放量，减少化石燃料消耗和达到减排的目的。根据文献[18]中掺氢燃烧实验，向甲烷/空气混合物掺入氢气能够增加OH自由基的浓度，提高火焰的稳定性、降低CO含量，并通过反应控制可有效降低氮氧化合物的形成。

现阶段全球主要的燃气轮机厂家已相继开展燃气轮机的掺氢改造，改造后项目掺氢率可达到5%左右。同时，燃气轮机厂商也积极开展燃氢机组的研发工作，西门子和通用电气均在氢能燃气轮机方面投入研发并形成相关产品。例如，西门子SGT系列配有干式低排(dry low emission，DLE)燃烧器的重型燃气轮机(E级以上)，掺氢率可达30%左右，而部分配备湿式低排(wet low emission，WLE)燃烧器的工业燃气轮机和航改机则可达100%的掺氢率。

此外，绿氢制氨或合成甲醇也被视为实现净零排放的新一代燃料。通过绿氢制氨与煤粉共燃，替代部分燃煤，或使用氢合成甲醇替代分布式燃机柴油应用，可以有效降低传统化石燃料的碳排放强度。目前，日本已经开始掺氨发电，预计到2030年利用氨与煤混燃，以替代20%的燃煤，将相应减少4 000万t温室气体排放，占日本当前电力排放的10%以上。由此可预见，氢合成燃料对电厂脱碳发展意义重大，未来将有可能成为新型电力系统中重要的燃料组成。

目前我国电力行业的氢能脱碳应用暂处于初期发展阶段，行业发展面临问题较多，通过综合分析文献[19]中氢能发展的五大问题10个方面可知，电力行业氢能发展应用主要存在以下问题。

目前，我国在氢能发展方面缺乏顶层设计与规范。国家尚未建立氢能行业发展主管部门，未出台氢能总体规划和技术发展路线，产业发展方向不够明确。有关氢能的专项法规体系也尚未建立健全，虽然新版能源法提及要体现氢的能源属性，但目前氢气仍从属于化学品，未被明确列入能源范畴，以致于氢在行业发展应用方面存在诸多限制。再则，由于氢能发展缺少统一的规划，在生产、储运和应用等环节的产业不协调矛盾比较突出，例如，当前主要集中在制氢和燃料电池环节，而氢能储运技术储备不足，电力行业应用也相对缺失。同时，氢能产业缺少相应的行业政策引导和市场培育机制，产业链相关的专业知识储备有限，产业发展更多地集中在制氢和燃料电池产品研发方面，行业应用的深度和广度方面均不够成熟，作为二次清洁能源在电力行业应用方面推进缓慢。

虽然我国燃料电池国产化进程正在加快，在氢能全产业链有所布局，甚至在某些方面已达到国际领先水平，但由于缺乏核心技术，氢能大规模推广应用暂不具经济可行性，技术降本路径依然不可控。具体来说，在制氢核心组件和制备工艺方面与国际水平存在较大差距，如质子交换膜(proton exchange membrane，PEM)电解槽、膜电极、双极板、空压机、氢循环泵等设备和部件与国际主流技术存在一定差距。同时一些关键材料(如催化剂、PEM和碳纸等)暂时也要依赖进口，由于国际垄断价格较高，目前平均绿电制氢成本高，不利于通过大规模普及绿电制绿氢的方式来推动能源的绿色转型，极大地影响电力行业的氢能发展应用。另外，由于国内没有统一规划，氢能发展同质化问题严重，差异性和互补性不够，所设计研发产品主要依靠政府和国企通过科技项目的方式进行消化，缺少可持续的商业化模式，严重影响氢能应用在电力行业大规模地推广布局。

在电力行业发展可再生资源发电制氢方面存在下游产业配套问题。首先，具备可再生发电资源的地区往往缺少下游用氢产业，导致绿电所制氢气需要通过储运设备进行储存和外运，绿电制氢的整体经济性不高。

其次，对比油气行业，电力行业氢能应用在储运设备和技术的储备方面明显不足，缺少成熟的储运经验和基础设施资源。例如，目前氢能在储运环节上产业配套不足，国产氢储运产品设备在技术上相对落后，国内对于高压气态储氢技术仅掌握35 MPa储气，而70 MPa储气主要依赖于技术引进，国产技术有待突破。

最后，相对于油气而言，氢能缺少油气储运的输送管道、场站和网络等基础设施，单位储运能力与天然气差距巨大，储运费用较高。目前氢能的储运费用占氢能总体成本的一半左右，这严重制约了可再生资源发电制氢实现跨区域、跨季节储能的发展。

氢能作为非常有前景的清洁燃料，在国内的燃料替代应用目前仍处于实验阶段，其主要原因如下：一是在燃料电池方面，产品技术成熟度还不够，目前还达不到替代煤电或燃气机组并网发电的能力，综合经济性差；二是在燃气轮机燃料替代应用方面，国内在役的主力燃气轮机及配件均由国际厂家生产制造，但由于我国并不掌握核心关键技术，更多地要依靠主机原厂家提供技术和设备材料，在寿命期内进行掺氢改造的整体经济性差。同时，我国也尚未掌握大型燃气轮机的核心技术，在燃氢型燃气轮机研发方面远远落后于国际厂家，市场主要的燃氢型燃气轮机均为国际厂家设计研发，并且大部分在役机组还有很长的寿命。以北京现役燃气电厂为例，14座现役燃气电厂所配置的燃气轮机均由国际厂家生产，按常规设计寿命30年计算(不考虑延寿情况)，最早在2000年左右服役的燃气轮机剩余寿命仍超过10年，因此现阶段通过新型燃氢轮机替代现有燃气轮机的方案，其经济性和性价比不高。同样，目前对现役煤电进行掺氨等氢化物的燃料替代改造，在缺少相应补贴机制的前提下，方案也将缺乏整体经济性，不适合在短期内进行推广应用。

除了以上这些因素影响氢电技术在国内发电端的推广应用以外，目前储能方面也因核心技术问题制约着氢能在电力行业的大规模应用。具体来说，虽然氢电耦合储能技术在应对电网大规模储能和长周期调节需求下，相对于电池储能更具经济性，但由于我国目前尚未掌握核心技术，且在相关的制氢储氢关键性设备上尚不能实现自主研发，客观上严重制约了氢电耦合技术的降本发展。同时，高昂的技术引进成本也提高了氢电耦合项目的综合投资成本，制约了当前氢能在电力系统的推广应用。

2021年7月，国家发改委正式发布《国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出要推动新型储能发展。《意见》旨在推动能源绿色转型的同时增强电力系统的可靠性和灵活性，而探索储氢则是开展研究的重点内容。未来通过出台补贴扶植政策，鼓励和引导社会资本参与相关技术和设备的研发投入，将会加速推进氢能在电力行业的推广应用。

根据相关资料^[20]，2020年占世界GDP总量70%的18个国家均已制定国家级氢能发展战略，世界主要经济体国家和地区在氢能的电力行业应用发展方面已处于世界领先水平。

德国是欧盟成员国氢能发展最快的国家之一，2020年6月，德国政府成立国家氢能委员会，成员由内阁任命，力主国家氢能发展，并推出具有里程碑意义的全球首个国家氢能战略，即《德国国家氢能战略》，明确可再生能源是唯一可持续的制氢发展方向，通过制定国家级顶层氢能战略推动国家全面脱碳。在国家氢能战略的指引下，德国围绕深度脱碳，制定相关的法律法规体系，出台财政支持鼓励政策，促进能源转型，并创新性地提出电力多元化转换(Power-to-X)理念，积极探索氢能在电力行业的综合应用。同时，德国又与荷兰等国开展深度合作，重点开展氢能产业下游应用配套建设，其中包括：积极推动天然气管道掺氢技术发展；建设氢与天然气混合燃气(hydrogen and compressed natural gas，HCNG)供应管道网络进行氢能储运；依托本国西门子等在燃气轮机方面具有技术优势的公司，开展天然气掺氢热电联产示范项目，利用管输网络和氢电技术解决氢能消纳问题。截至2019年，德国已有在建和运行的“P-to-G”(可再生能源制氢+天然气管道掺氢)示范项目达到50多项，装机总规模超过55 MW。2020年，德国汉堡成功改造全球首个100%氢气运行的兆瓦级大型燃气轮机热电联产系统，以氢作为燃料为本地区居民和建筑提供供暖与电力服务。

德国这种通过制定国家级氢能发展战略，鼓励推动发展“Power-to-X”制氢技术，并与其他国家开展国际合作，研发管道混氢技术进行氢能储运，同时又充分利用在燃气轮机方面的技术优势，大力发展基于氢燃气轮机的热电联产应用的国家氢能方式，值得我国学习和借鉴。

日本是最早开发氢能应用的国家之一，自2014年先后制定《第四次能源基本计划》《氢能基本战略》《第五次能源基本计划》《氢能与燃料电池路线图》等多项国家战略规划，把“氢能社会”纳入国家发展战略。

经过政府长年的资金扶持和企业的技术积累，日本在氢能的技术、材料、设备等方面均处于世界领先水平。根据2019年数据显示，日本企业拥有全球83%的氢能专利，并有多项氢能关键技术处于世界绝对领先地位。日本目前在高压储氢、液体储氢、金属氢化物储氢、有机氢化物储氢以及管道运输氢等方面拥有世界领先技术，并且液氢储运技术是日本重点发展方向。同时，日本积极研发投入纯氢燃料发电，重点是要解决稳定燃烧技术，该技术是日本未来火力发电战略布局最重要的一项技术。2017年，日本的大林组和川崎重工基于川崎重工的1 MW级燃气轮机搭建热电联产机组，成功开发全球首个氢能发电项目，通过燃烧2∶8的氢和天然气混合气体进行热电联产，为居民和商业用户供热发电，通过该项目可有效减少20%以上的二氧化碳排放。2020年5月，川崎重工和大林组又与日本新能源产业技术综合开发机构(New Energy and Industrial Technology Development Organization，NEDO)在“氢社会构筑技术开发事业”下，验证川崎重工基于“微混合燃烧”技术开发的干式低NO _x 氢燃气轮机，获得全球首次实验成功^[21]。该项目不仅实现了低碳排放的目标，而且有效降低了NO _x 的排放。

日本的氢能应用经验同样说明国家顶层设计和政策支持的重要性，同时研发自主知识产权氢电技术，发展和完善氢能电力应用的配套产业(如氢能的储输技术)，以及通过研发纯氢燃料发电技术开展电力系统大规模氢能应用，也是值得我国借鉴的电力系统氢能发展路径之一。

与世界主要氢能发展国家相比，中国在氢制备方面具有良好的工业基础，工业副产氢和可再生能源制氢均已开展相关的示范工程^[22-24]。未来随着技术进步和可再生能源比重的提升，用氢成本将逐渐降低，氢能将会得到进一步发展。结合当前“双碳”形势及发展新型电力系统需要，建议“十四五”期间我国电力行业应从以下4方面来推进氢能发展工作。

针对现阶段国内氢能发展情况，首先，应尽快确定氢能在我国能源体系中的定位，加快氢能在生态绿色生产和消费体系的立法，结束现阶段主要以国家产业规划政策和地方试行规定为法律参考依据的尴尬局面。其次，建议相关部门加快明确国家氢能发展的主管部门，更好地引导和服务能源相关企业，推动氢能市场的有序发展。最后，针对我国现阶段缺少氢能发展顶层设计的现状，应根据不同区域资源、市场、产业等特点，科学制定并适时出台适合我国氢能产业发展的总体战略、行业规划，以及相应的产业发展财政支持政策，自上而下推动氢能产业良性有序发展。

根据“双碳”发展目标、电力中长期发展规划、城市低碳电力基础设施发展要求，以及新型电力系统发展需要，“十四五”期间应加快探索适合现阶段中国发展低碳经济以及能源转型需求的电力行业氢能发展路线图；积极推动在分布式可再生能源系统、远距离海上风电系统、能源数字转型项目，以及综合能源互联互通等多个领域氢电应用；掌握并制定氢能电力行业应用的技术标准，形成技术上可行、经济上可接受的电力行业氢能应用技术路径，引导氢作为能源在电力及其相关应用领域进行技术布局，为未来大规模部署氢能的电力应用做好充分的技术储备。

在“双碳”发展形势下，以新型电力系统发展为导向，依托国家发展燃料电池绿色交通示范城市为契机，鼓励电力及相关企业投资构建氢能的绿色供应体系。同时，应积极引导电力企业布局氢能电力应用的各相关环节，积极探索适合中国氢能发展的场景应用方式，如电力系统大规模储能应用、绿电水制氢应用、氢能储运应用，以及推广燃料替代的示范应用。建议相关电力企业将风、光、水等可再生能源项目的储能配套作为开展氢能电力应用的突破口，积极开展技术可行、经济可接受的风、光、水、氢等储能配套方案研究，打通绿电—绿氢—氢储—氢能发电产业链条。同时大力推动氢气的管道输送研究，构建以新能源为主体的新型电力系统的先锋实践，积极探索可复制、可推广的氢能发展盈利模式，带动电解水制氢、氢能储运以及燃料替代等氢能相关行业的发展。

在中国碳市场由地区试点形成全国统一碳市场的宏观背景下，首先，应充分研究利用碳价机制，推动电力市场发展，形成有利于氢能电力应用的市场价格和补贴机制，推进现役燃气、燃煤电厂氢能的燃料替代，以及储能辅助服务应用。其次，深入研究绿色金融发展机制，构建政策激励约束体系，增加低碳发展优惠贷款投放力度，研究相适应的融资模式，为氢能的电力应用以及相关氢燃料替代项目改造提供资金贷款。再次，应不断开发完善绿色金融产品创新，通过开发绿电绿氢证，发放绿色信贷、绿色债券或绿色基金等金融创新产品，鼓励电力行业的氢能应用。最后，应加快制定并出台促进氢能产业发展的金融推广政策，引导并支持社会资本和相关企业在绿氢的制取、储运、应用等上下游环节的研发投入及产业链布局，推动氢作为能源属性在电力及相关领域的可持续发展。

推动氢能在电力行业的应用发展，是未来中国实现“碳中和”的重要路径之一。通过分析国内外氢能应用发展情况，从电力企业的角度提出了电力行业氢能应用发展的建议，即积极开展国际合作，借鉴国际经验，加快顶层设计，做好政策研究，适时出台国家氢能整体发展战略，推动氢能系统性发展。同时应抓住国家发展燃料电池绿色示范城市契机，在“十四五”期间依托电力行业的资本和资源优势，积极推动制氢、储氢、运氢和氢能发电等氢能上下游产业链的投资布局，为未来氢能推动电力行业能源转型升级做好充分的技术储备。