镁基固态储氢材料产业化进展及在电厂灵活性改造中的应用探讨

当前国内氢能产业政策持续加码，但行业整体仍面临现实困境：入局氢能赛道的企业数量众多，真正实现盈利的企业占比偏低。本次分享结合产业政策研判、火电行业转型痛点、镁基固态储氢产业化实践，以及火电氢储能耦合示范项目探索，探讨氢能产业破局路径。

吕志辉博士：火电厂灵活性改造，靠制氢填谷

一、国内氢能及火电相关产业政策梳理

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：

1.2022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；

2.2022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；

3.2025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；

4.2025年1月1日正式实施的新版《能源法》：氢能首次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。

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。

二、行业现状：氢能储运瓶颈与火电深度调峰现实痛点

（一）氢能产业核心卡点：储运技术

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。

（二）火电行业面临多重现实压力

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。

1.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。

2.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。

综上，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。

三、氢能产业的成本困局与火电耦合新思路

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，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。已与某央企安徽公司展技术方案合作，探索 “火电加氢储能 + 电厂灵活性改造” 解决方案。

四、镁基固态储氢材料产业化进展

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。

大连富德金煜承接大化所陈萍老师团队实验室技术，推进产业化落地：

富德金煜百吨级氢化镁产线

富德金煜百吨级氢化镁产线

1.2023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；

2.2025年1月完成百吨级放大；

3.2025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，本次重点介绍火电场景示范项目。

五、电厂火电 -固态储氢耦合示范项目实施方案

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。

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。

1、项目解决电厂核心痛点

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：

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。

2、项目经济性测算

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。

总结

氢能行业需要依托场景创新破解成本难题。本次分享介绍了镁基固态储氢从实验室走向规模化工业示范的进展，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，欢迎行业同仁到访企业交流。