用氫發電項目進展、政府政策目標及未來需求潛力如何？

目前用氫發電主要來自鋼廠、煉油廠、石化廠中的含氫混合氣體發電，但未來內燃 機和氣輪機燃氫和含氫混合體發電具備商業化應用前景。

1.當前使用現狀

2030 年發電用氫電力裝機有望超 5.8GW，其中 70%為氣輪機摻氫混燃，區域主要 集中在亞太、歐洲和北美。根據 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，目前已宣 告的使用氫和氨發電的項目到 2030 年裝機量有望達 5.8GW，其中 70%的項目為在氣輪 機中摻氫混燃發電，10%為在燃料電池用氫發電，另外 3%為在煤電廠中摻氨混燃發電。 分地域來看，主要集中在亞太（39%）、歐洲（36%）和北美（25%）地區。

1.1 摻氫和摻氨混燃發電項目

目前全球可以摻氫燃燒的氣輪機機組裝機量已經達到至少 70GW，未來摻氫和摻氨 混燃可以降低碳排放量和提供電力系統靈活性。摻氫和摻氨混燃可以降低現有燃煤電廠 的碳排放量，并且長期來看可以配合大規模長時儲氫提供電力系統的靈活性。根據 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，目前煤電機組的摻氫比例可以達到 10%到 100%， 全球可以摻氫燃燒的氣輪機機組裝機量已經達到至少 70GW，亞太地區部分電廠已經實 現摻氨混燃示范。根據 IEA 2022 年《Global Hydrogen Review》，按照 500MW 氫燃 氣輪機摻氫 15%燃燒發電測算，年需用氫量約 3.5 萬噸，按照利用率 50%估計對應電解 槽裝機量 400MW。目前全球摻氫和摻氨混燃發電的示范項目包括： 韓國：2023 年 7 月，韓國的 Hanwha Impact 在 80MW 的氣輪機中實現混合 60% 燃氫，為目前中大型氣輪機混氫燃燒的最高比例。 日本：2023 年電力巨頭 JERA 在碧南（Hekinan）電廠進行 20%混氨燃燒的示范 項目（比計劃提前一年），項目結束期為 2024 年 3 月；2023 年 4 月，日本九州電 力在 Reihoku 煤電廠進行混氨燃燒的示范項目；三菱計劃在 2025 年開發能夠燃燒 100%純氨的氣輪機。

中國：2023 年 4 月，皖能電力所屬的皖能銅陵對 300MW 燃煤機組進行為期 3 個 月高比例摻氨混燃實驗，摻氨比例最高達 35%，未來將對 1GW 機組進行 50%摻氨 混燃的示范和推廣。 歐洲：2023 年 7 月，奧地利一家熱電廠的 395MW 氣輪機實現混氫燃燒首次試驗， 并希望在未來試驗中實現 15%混氫燃燒；荷蘭 1.4GW Magnum 聯合循環發電項目 有望采用摻氫混燃發電。美國：2023 年美國一個示范項目中 753MW 的聯合循環發電廠實現 38%混氫燃燒。 Wartsilä和 WEC 能源實現內燃機混氫 25%燃燒的示范。

1.2 固定燃料電池發電

固定燃料電池用氫發電電力效率可達 50%-60%，有利于提供電力系統靈活性。燃 料電池可以將氫氣轉化為電能和熱量，能夠達到 50%-60%的電力效率，且在部分負載 （part load）運行條件下效率也較高，因此在為電力系統提供靈活性方面具備優勢。 2007-2021 年全球固定燃料電池累計裝機 2.5GW，但僅約 90MW 用氫作為燃料。 根據 IEA 2022 年《Global Hydrogen Review》，2021 年全球固定燃料電池產能增加約 348MW，自 2007 年至 2021 年全球固定燃料電池累計裝機容量約 2.5 GW，但其中僅約 90MW 使用氫作為燃料，剩下多數使用天然氣。

2.政府政策及目標

越來越多的國家開始明確在電力部門使用氫或氫基燃料的目標，其中日韓的計劃目 標較為領先和明確。日本計劃在 2030 年實現大型燃氣輪機 30%摻氫混燃、燃煤電廠 50% 摻氨混燃，韓國計劃到 2030 年現有天然氣和燃煤發電廠氫氨混燃發電量達 13TWh，使 用天然氣或氫氣的固定燃料發電量達 16TWh。

日本：2023 年 6 月，日本修訂 2017 年版本的《氫能基本戰略》，重申其在電力部 門使用氫和氨的目標，到 2030 年實現大型燃氣輪機 30%摻氫混燃、燃煤電廠 50% 摻氨混燃。2021 年，日本在《第六次戰略能源計劃》中提出到 2030 年氫氨發電占 總發電量 1%的目標。日本還在 2023 年 4 月宣布脫碳電力拍賣，首批招標計劃于 2023 年 10 月啟動，以對現有燃煤電廠進行改造，以及在新建和現有燃氣發電廠中 實現摻氫和摻氨混燃。

韓國：2023 年初提出《第十個電力供需基本能源計劃》，修訂后的目標包括到 2030 年現有天然氣和燃煤發電廠氫氨混燃發電量達 13TWh，使用天然氣或氫氣的固定 燃料發電量達 16TWh，預計到 2036 年氫和氨發電量將達 47TWh。韓國還宣布對 用氫發電進行招標，2023 年 6 月啟動 650GWh 氫能發電的首次招標，計劃于 2025 年交付，包括 5 家發電廠的 715GWh 電力中標。“清潔”氫招標計劃（發電量 3000-3500GWh）計劃于 2024 年開啟，并于 2027 年交付。在技術方面，韓國的 目標是到 2025 年在氣輪機中實現 50%的摻氫混燃、燃煤電廠 20%摻氨混燃。長期 目標包括開發氣輪機燃燒 100%純氫、燃煤電廠 50%摻氨混燃的技術。

越南：在《電力發展總體規劃 VIII》中制定了電力部門用氫的長期目標，目標到 2050 年將燃氣發電廠從家用天然氣或液化天然氣轉換為氫氣，實現燃氫的電力裝機量達 到約 23-28GW，占總裝機容量的 4.5-5%。另外氨也被提及作為到 2050 年逐步淘汰燃煤發電的一種選擇，但沒有提出具體目標。

美國：環境保護署(EPA)于 2023 年提出了氣輪機 CO2 排放的新標準，其中建議在 中高容量渦輪機中使用 30%的氫氣混合物作為 2032 年的合規選項。

墨西哥：能源部在其《2023-2037 年國家電力系統發展計劃》中設定目標，到 2036 年將聯合循環燃氣輪機(CCGT)工廠中的摻氫比例提高到 30%，并通過轉換 1024MW 裝機量實現 30%摻氫混燃。

德國：在修訂后的《熱電聯產(CHP)法案》中，德國激勵超過 10MW 的新建熱電聯 產電廠適用于用氫發電，且轉換成本不超過建設成本的 10%。德國政府正在制定電 力行業戰略，其中包括要求新燃氣發電廠必須做好適用于氫氣的準備。此外，政府 還計劃對氫電廠和可轉換用氫電廠進行三輪招標，前兩次招標容量各為 4.4GW，適 用于能夠直接用氫的發電廠，并將通過《德國可再生能源法案》提供支持，第三次 招標容量為 15GW，適用于新建或現有發電廠，最初可用天然氣，但必須在 2035 年之前轉換為用氫。4.4GW 招標的創新之一為針對將可再生能源發電與氫氣生產和 儲存以及再轉化為電力相結合。

3.電力行業未來需求潛力

我們認為氫和氫基燃料（氨、合成天然氣）發電需求潛力巨大。1）氨可以在燃煤 電廠中混燃，以減少煤的使用從而降低電廠的碳排放量。2）氫和氨也可以用作氣輪機、 聯合循環燃氣輪機及燃料電池的燃料，從而提供靈活的低碳發電方式。3）基于氫的燃 料也可以作為大規模和長時儲能方式，以平衡電力需求的季節性變化以及波動的可再生 能源。

3.1 煤電廠摻氨混燃

煤電廠進行摻氨混燃的規模取決于低成本氨的可得性，如果全球煤電廠實現 20%摻 氨混燃可減排約 20%，對應需要 6.7 億噸低碳氨和 1.2 億噸氫。根據 IEA《The Future of Hydrogen》，到 2030 年全球仍有在役煤電廠 1250GW，且平均壽命還將持續超過 20 年。這些煤電廠如果能夠實現 20%摻氨（低碳氨）混燃，將能夠將年排放的 6Gt 碳排放 量減少 1.2Gt（減幅 20%），對應氨需求量 6.7 億噸（超目前氨年產量 3 倍），所需氫 需求量 1.2 億噸。

3.2 柔性發電

氫和氨可以作為氣輪機和聯合循環燃氣輪機的燃料，從而實現柔性發電。根據 IEA 《The Future of Hydrogen》，目前多數氣輪機已經可以實現 3-5%摻氫混燃，有些還可 以實現 30%或更高比例的氫氣混燃。到 2030 年，將能提供燃燒 100%純氫的標準氣輪 機。目前氨可以在功率為 300 kW 的微型氣輪機中使用。另一種方式是首先將氨氣分解 為氫氣和氮氣，然后在氣輪機的燃燒室中燃燒氫氣，但分解反應需要在 600-1000℃高溫 下實現，總體發電效率可能相對較低。 燃料電池也可以作為一種柔性發電技術，我們認為未來發展潛力主要取決于安裝規 模和成本下降情況。根據 IEA《The Future of Hydrogen》，目前氫燃料電池的電力效率 范圍約 50-60%，與聯合循環燃氣輪機（CCGT）相似，但未來效率有望進一步提升。然 而，目前燃料電池相比氣輪機壽命較短，固定燃料電池輸出功率相對較小（目前最高 50MW），比較適合分布式發電；相比之下，CCGT 機組容量可達 400MW。未來氫燃 料電池發電潛力主要取決于安裝規模以及學習率和規模效應產生的成本降低。在樂觀條 件下，估計到 2030 年氫燃料電池的 CAPEX 可以降至 425 美元/kW，目前 1MW PEMFC 燃料電池機組的 CAPEX 為 1600 美元/kW，CCGT 為 1000 美元/kW。

氫與天然氣發電在負載平衡和調峰發電方面的競爭力取決于天然氣價格和碳價水 平。根據 IEA《The Future of Hydrogen》，如在負載系數為 15%、天然氣價格為 7 美 元/MBtu 的情況下，氫氣價格為$1.5/kg 時，CO2價格需要達到$100/t，氫發電較天然氣 才具備競爭力；氫氣價格為$2/kg 時，CO2價格需要達到$175/t，氫發電較天然氣才具備 競爭力。

假設 2030 年全球氣輪機 1%實現用氫或氨燃燒（裝機量 25GW），將產生 450 萬 噸氫需求量，相當于約 2300 萬輛燃料電池汽車的年需求量，將有利于擴大氫的需求和 加快基礎設施建設發展。根據 IEA《The Future of Hydrogen》，假設到 2030 年全球氣 輪機的 1%用氫或氨燃燒（對應裝機量 25GW），則在 40%負載系數下年發電量將達到 約 90TWh，對應氫氣需求量為 450 萬噸（或氨需求量 3000 萬噸），我們認為有利于擴 大氫的需求和供應基礎設施的發展，有望為交通或建筑等其他潛在氫用戶創建氫樞紐。 因為 25GW 氫發電廠的用氫年需求量相當于約 2300 萬輛燃料電池汽車的年需求量；單 個 500MW 發電廠的用氫需求相當于 45.5 萬輛燃料電池汽車或英國 22.1 萬戶家庭供熱 的用氫需求。

3.3 大規模和長時存儲

氫可以作為可再生能源份額提高后的靈活性電力系統實現長時大規模儲能的潛在 選擇。可再生能源的份額提升對電力系統靈活性提出更高要求，因為可再生能源產生長 時季節性儲能需求，可以在風力或太陽能較小時提供電力，氫就可以作為長時大規模儲 能的潛在選擇。 放電持續時間在 20-45 小時壓縮氫成為儲能的最經濟選擇。根據 IEA《The Future of Hydrogen》，就不同儲能方式對比來看，對于低于幾個小時的較短放電時間，氫和氨儲 能比抽水蓄能或電池儲能昂貴得多。隨著放電持續時間的延長，氫和氨儲能變得更具吸 引力，這主要得益于其相對較低的儲能資本成本（主要通過開發地下鹽穴或儲罐儲存）。 在不同存儲技術中，對于放電持續時間在 20-45 小時壓縮氫成為儲能的最經濟選擇。

此外，氫作為電力儲能方式可以和氫的其他用途相結合以提高整體使用效率。如 CF Industries 和 NextEra Energy Resources 在美國俄克拉荷馬州簽署諒解備忘錄 （MoU），計劃通過綠氫結合可再生能源實現綠氨的生產。該項目計劃在 the Verdigris Complex 部署 450MW 的可再生能源裝機以及配套 100MW 的制氫電解槽，最終能夠達 到年產 10 萬噸綠氨產能。