2026年1月，国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划中期调整方案》，首次将氢能发电纳入电力发展规划，明确提出“推进氢能发电示范项目建设，探索氢能发电商业化路径”。与此同时，河北张家口、广东佛山两个国家级氢能发电示范项目正式落地开工，标志着我国氢能发电产业进入规模化示范阶段，商业化路径逐渐清晰。氢能发电的纳入与示范项目的落地，将为我国能源转型提供新的路径，助力新型电力系统建设。
氢能作为一种清洁、高效的二次能源，具有能量密度高、燃烧产物无污染等优势，氢能发电可分为燃料电池发电与氢能燃气轮机发电两种技术路线，可广泛应用于分布式能源、电网调峰、备用电源等领域。此次将氢能发电纳入电力规划，是我国能源转型战略的重要延伸，填补了氢能在电力系统规模化应用的政策空白，为氢能产业与电力行业的深度融合奠定了基础。
此次落地的两个国家级氢能发电示范项目，分别代表了不同技术路线的探索方向，具有极强的行业示范意义。河北张家口氢能发电示范项目采用“绿氢+燃料电池”技术路线，项目总投资25亿元，规划建设10万千瓦燃料电池发电系统，配套建设2万吨/年绿氢生产基地。该项目依托张家口丰富的风电资源，通过风电制氢实现绿氢生产，再通过燃料电池将氢能转化为电能，所发电量优先接入张北—雄安特高压输电通道，为雄安新区提供清洁电力。项目投运后，年发电量将突破15亿千瓦时，每年可减少二氧化碳排放120万吨。
广东佛山氢能发电示范项目则采用“绿氢+氢能燃气轮机”技术路线，总投资32亿元，建设20万千瓦氢能燃气轮机发电系统，配套1.5万吨/年绿氢生产设施。该项目聚焦工业负荷集中区域的能源供应，利用氢能燃气轮机发电效率高、调峰能力强的优势，为佛山工业园区提供稳定的清洁电力，同时参与电网调峰辅助服务。项目预计2027年建成投运，投运后年发电量可达30亿千瓦时，能有效替代当地传统火电，提升区域能源清洁化水平。
从技术成熟度来看，我国氢能发电技术已具备规模化示范的基础。在燃料电池领域，我国自主研发的质子交换膜燃料电池功率密度已突破4.5kW/L，达到国际先进水平，成本较2020年下降60%以上；在氢能燃气轮机领域，国内企业已完成30万千瓦级氢能燃气轮机样机研发，氢燃料掺烧比例可达到100%，具备商业化应用的技术潜力。此次示范项目的落地，将进一步验证不同技术路线的可行性与经济性，推动氢能发电技术的迭代升级与成本下降。
氢能发电商业化路径的清晰化，离不开产业链上下游的协同支撑。目前，我国已形成从绿氢制备、储运到氢能发电设备制造的初步产业链体系。绿氢制备方面，随着光伏、风电成本的持续下降，绿氢制造成本已降至25-35元/公斤，较2022年下降30%；储运方面，高压气态储氢、低温液态储氢等技术已实现工程化应用，管道输氢试点项目正在推进；设备制造方面，燃料电池电堆、氢能燃气轮机等核心设备已实现国产化替代，产业链自主可控能力不断提升。
在政策保障与市场机制方面，国家能源局已明确将氢能发电纳入电力辅助服务市场，氢能发电项目可参与调峰、备用等辅助服务，获得相应的补偿收益。同时，多地也出台了针对性的支持政策，张家口对氢能发电项目给予0.3元/千瓦时的电价补贴（补贴期限3年），佛山则对绿氢生产企业给予每吨2000元的补贴，有效降低了项目投资成本。此外，行业内正积极探索“绿氢发电+碳交易”的协同模式，通过绿氢发电项目的碳减排收益提升项目盈利能力。
尽管氢能发电发展前景广阔，但当前仍面临三大核心挑战。一是绿氢成本偏高，尽管近年来成本大幅下降，但相较于传统火电仍不具备价格优势，需进一步提升绿电制氢效率、降低储运成本；二是核心材料依赖进口，燃料电池核心催化剂、质子交换膜等关键材料仍有部分依赖进口，制约了成本下降与技术迭代；三是标准体系不完善，氢能发电项目的并网标准、安全规范、计量检测标准等仍需进一步健全。
为推动氢能发电商业化发展，行业专家建议从三方面发力：一是加大技术创新投入，重点突破绿氢制备高效电解槽、燃料电池核心材料、氢能燃气轮机等关键技术，提升产业链自主可控水平；二是完善政策支持体系，扩大氢能发电补贴范围，建立绿氢发电价格形成机制，推动氢能发电与电力市场、碳市场深度衔接；三是加快标准体系建设，制定完善氢能发电并网、安全运维等相关标准，规范行业发展秩序。
国家能源局相关负责人表示，下一步将以两个示范项目为依托，总结推广可复制的技术经验与商业模式，逐步扩大氢能发电试点范围。预计到2030年，我国氢能发电装机规模将突破1000万千瓦，形成较为成熟的商业化发展模式，成为新型电力系统的重要组成部分。
结语：氢能发电首次纳入电力规划并落地示范项目，标志着我国氢能产业进入了与电力系统深度融合的新阶段。随着技术的不断成熟、政策的持续完善与产业链的协同发展，氢能发电将在保障能源安全、推动能源转型中发挥越来越重要的作用，为我国实现“双碳”目标提供新的路径支撑。
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