综述：电制氢-氢发电（P2H2P）作为中国风能太阳能可再生能源利用路径的机遇与挑战

（《能源前沿》编辑推荐）本文系统探讨了电制氢-氢发电（P2H2P）技术在中国可再生能源消纳中的应用前景。研究指出，尽管氢储能（HESS）、氢燃料燃气轮机等技术瓶颈尚存，但中国凭借丰富的风光资源与完备的能源基础设施，通过政策支持与技术创新，有望实现该路径对"双碳"目标的关键支撑作用。

　　

引言

工业革命以来，化石燃料的大规模使用导致全球CO₂排放量在2024年达到416亿吨，同比增加0.8%。电力部门作为主要碳排放源，其绿色转型迫在眉睫。风能太阳能虽发展迅猛，但其波动性与地域间歇性制约了高比例并网。电制氢-氢发电（P2H2P）路径通过将过剩电能转化为氢能存储，再通过氢燃料发电实现能源时空平移，成为破解可再生能源消纳难题的潜在方案。

发展优势与挑战

中国可再生能源禀赋突出，2023年风光装机容量突破8亿千瓦，但弃风弃光率仍达5-15%。相较飞轮储能（FESS）、压缩空气储能（CAESS）等技术，氢储能（HESS）具有能量密度高、存储周期长的优势。主要技术瓶颈集中在三个方面：质子交换膜电解槽效率（当前约60%）、液氢储运的-253℃超低温要求，以及氢燃料燃气轮机中NO_x排放控制难题。

多维度效益

氢混天然气管网技术可将氢气掺混比例提升至20%，利用现有管网基础设施实现低成本大规模输运。德国"欧洲氢能骨干网络"（EHB）计划显示，该技术能使氢能运输成本降低40%。在中国"西氢东送"战略中，该技术可协同特高压（UHV）电网形成多能互补体系，提升跨区域能源调度灵活性。

燃气互换性

氢气体积热值仅为天然气的1/3，掺混后可能引发燃烧器回火、热负荷下降等问题。实验表明，当掺氢比超过23%时，常规燃气轮机需改造燃烧室结构。英国HyDeploy项目通过添加微量CO₂作为稀释剂，成功将管网掺氢比例稳定在20%的安全阈值内。

P2H2P路径成本分析

全链条成本中，电解槽设备（占35%）与储氢装置（占28%）构成主要支出。当风光发电成本降至0.15元/千瓦时，P2H2P路径的平准化能源成本（LCOH）可压缩至2.3美元/千克。值得注意的是，氢燃料电池（H2P）发电效率（约55%）虽低于锂电储能（90%），但其长时间储能优势在季节性调峰场景中更具经济性。

结语

尽管氢脆效应、材料兼容性等技术挑战仍需突破，但中国在张家口可再生能源示范区等项目的实践表明，P2H2P路径与抽水蓄能（PSH）、电化学储能（ECESS）等技术的协同部署，将为构建新型电力系统提供关键支撑。随着30/60双碳目标的推进，该技术路径有望在2030年前实现商业化突破。