镁基固态储氢产业化提速，富德金煜吕志辉博士解析“火电+氢储能”破局路径

从榆林150吨中试到2000吨工业示范,安徽电厂耦合项目规划438MW制氢+固态储氢

吕志辉博士:火电厂灵活性改造,靠制氢填谷

当前,国内氢能产业政策持续加码,但行业仍面临“入局者众、盈利者少”的现实困境。如何跨越储运瓶颈、找到可持续的商业化场景,成为氢能产业破局的关键。近日,富德金煜董事长兼总经理吕志辉博士结合产业政策研判、火电行业转型痛点、镁基固态储氢产业化实践及火电氢储能耦合示范项目探索,分享了氢能产业破局的新思路。

政策窗口开启:氢储能定位升级,煤电考核转向灵活调节

自2022年起,国内密集出台系列氢能产业扶持政策,氢储能定位由前沿探索转向适度超前布局。2022年,国家发改委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》,对氢储能等长时储能技术提出明确发展要求;同年,国家能源局颁布《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》,鼓励探索氢能在可再生能源消纳、电网调峰场景落地应用。2025年,工信部等八部门联合印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》,提出适度超前布局氢储能等超长时储能技术。2025年1月1日正式实施的新版《能源法》,首次将氢能纳入国家能源管理体系,支持氢能重大技术研发、示范及产业化落地。

氢储能与煤电灵活性改造被同步推入国家议程(论坛演讲材料)

与此同时,火电行业考核逻辑发生根本性转变。《新一代煤电升级专项活动实施方案》标志着煤电考核从“发电量导向”转向灵活性改造导向,火电定位由主力供电电源转变为电网稳定支撑性调节电源。氢能产业可把握火电政策调整窗口,挖掘两大产业交叉融合的发展机遇。

现实痛点:储运瓶颈与深度调峰压力叠加

从氢能产业看,制氢技术已相对成熟,氢气下游化工、能源类应用场景丰富,但生产端到应用端的储运环节仍是全产业链核心短板,也是全球行业共同攻关方向。现有气态、液态、固态储氢路线各有适配场景,但均存在固有局限,行业需要为不同储氢技术匹配对应的落地场景。

从火电行业看,随着国内可再生能源总装机规模超越火电,叠加2026年初电力现货交易改革,可再生能源、火电、核电同台竞价,要求火电为新能源上网让路,火电行业运行环境发生深刻变化。

一方面,机组长期低负荷运行损伤设备。当前火电机组平均负荷约40%,年利用小时数仅3000—3500小时。超临界机组最优运行区间为60%—80%,实际工况下每日数小时至十余个小时维持25%—30%极低负荷;深度调峰下限普遍仅25%—40%,低于30%易出现锅炉稳燃困难,需要喷射柴油助燃,加剧设备损耗、推高煤耗、增加环保压力。以山东为例,“十四五”煤电灵活性改造需求达4759万千瓦。煤电改造也从“三改联动”拓展为6项考核指标,新增低负荷煤耗攀升幅度、深度调峰最小出力、负荷变化和启停等调频速率指标。

另一方面,负电价造成经营亏损。东北、部分西部区域供暖季5个月频繁出现负电价。辽宁2025年1月负电价累计时长272小时;某热电厂60万千瓦机组,2025年负电价交易电量2.5亿千瓦时,度电亏损0.14—0.18元。深度调峰成为火电硬性任务,但低负荷运行带来设备损耗上升、煤耗抬升、碳排放约束等多重矛盾。

电力系统灵活性调节缺口持续扩大:预计2030年达1200GW(论坛演讲材料)

破局思路:低谷电制氢+固态储氢,兼顾能源与物质属性

制约氢能盈利,除技术卡点外,全链条过长、综合成本居高不下是核心因素。国际曾提出氢能产业关键临界点:实现氢气成本1美元/kg。传统煤制氢路线,煤制甲醇副产氢气成本约10—14元/kg,该目标一度被认为难以实现。

结合火电行业现状,吕志辉博士提出创新思路:利用火电低电价时段富余电力制氢,配套固态储氢装置,同时兼顾氢气的能源属性与物质属性,推动氢能产业向前发展。目前,富德金煜已与某央企安徽公司开展技术方案合作,探索“火电加氢储能+电厂灵活性改造”解决方案。

产业化进展:镁基固态储氢从实验室走向工业示范

镁基固态储氢核心优势为储氢密度高、安全性好,但短板在于材料热力学稳定性高,导致放氢条件苛刻。国内大连化物所、上海交大、清华大学等机构围绕改性、纳米化、催化体系开展大量研发,技术迭代速度较快。

大连富德金煜承接中国科学院大连化学物理研究所陈萍老师团队实验室技术,推进产业化落地:2023年初启动产业化项目,在榆林开工建设150吨/年产能中试产线,材料储氢性能接近理论极限;2025年1月完成百吨级放大;2025年3月启动2000吨/年产能工业示范产线立项设计,采用全自动化连续化新工艺,预计2026年底到2027年初投产,投产后将显著降低镁基储氢材料生产成本;150吨/年中试装置目前保持稳定运行。

镁基固态储氢可覆盖氢动力无人机、移动氢电源、储能等多元场景。本次分享重点介绍了火电场景示范项目。

富德金煜百吨级氢化镁产线

富德金煜千吨级氢化镁产线

示范项目:安徽192万千瓦火电机组拟配438MW制氢+镁基固态储氢

富德金煜计划2026年底启动某央企安徽电厂192万千瓦火电机组示范项目,规划配置438MW制氢+镁基固态储氢系统。

该项目直击电厂核心痛点。电厂每日存在5—7小时零/低电价时段,部分电量上网收益极低甚至无收益,该部分富余电力用于电解制氢。而制氢和储氢过程都会放热、放氢过程需吸热,火电厂相当于大型热池,可回收制氢过程余热回供电厂系统,单公斤氢气制氢成本可下降约2元;放氢环节复用工业尾气余热,进一步降低放氢能耗成本。

项目价值体现在多个层面:消纳低电价时段富余电力,提升新能源消纳占比,拓展电厂收益来源;电解槽+储氢组合系统可参与调峰、调频,获取电力辅助服务收益;余热回收利用进一步优化整体经济性。

经济性测算:低电价窗口支撑,全链条成本约18元/kg

基于安徽省2025—2026年7月实时电价数据分析:日均0.09元电价时长6.9小时,0.14元电价时长8小时,0.17元电价时长10小时,具备充足低电价窗口用于制氢。项目总投资约5亿元,年制氢规模约2.4万吨;包含折旧等全部成本,在200公里运输半径条件下,制储运全链条氢气成本约18元/kg。项目针对不同电价条件,完成多场景下系统利用效率与收益测算。

结语:以场景创新打开氢能落地新空间

氢能行业需要依托场景创新破解成本难题。吕志辉博士表示,富德金煜正推动镁基固态储氢从实验室走向规模化工业示范,同时探索火电灵活性改造与镁基固态储氢耦合的新模式。期待通过示范项目,为国内氢能产业开辟新的落地路径,也欢迎行业同仁到访企业交流。