近日，內蒙古烏蘭察布市化德縣盛德二登圖氫儲能電站順利完成并網，標志著國內首個電網側“電化學+氫儲能”獨立儲能示范項目正式進入商業化運營。該項目總投資約4.92億元，本期一次建成90兆瓦/360兆瓦時電化學儲能加10兆瓦/40兆瓦時氫儲能，采用“短時電化學+長時氫儲能”互補方案，構建秒級響應、小時級調節和跨季儲能的立體體系；制氫端配置3套1000標方堿性電解水制氫系統（愛德曼中標），儲氫端配備兩臺3200標方氫氣壓縮機及儲氫罐，發電端采用10套1兆瓦質子交換膜燃料電池系統，打通“制氫—壓縮—儲氫—發電”全鏈條。全面投運后，年消納新能源電量超5億千瓦時，相當于減少標煤消耗15萬噸、二氧化碳排放40萬噸，綠氫還可用于工業原料、交通燃料或供熱，助力內蒙古打造新能源裝備制造和綠氫應用高地，為新型電力系統建設提供可借鑒的“內蒙古方案”。

01 氫儲能

氫儲能具有大容量長周期存儲、質量能量密度高、存儲方式靈活多樣等優勢。目前，我國氫儲能應用場景向多個領域拓展，從試點試驗朝著適應規模化應用的方向發展。

02 應用場景豐富

氫能是一種來源豐富、綠色低碳、應用廣泛的二次能源。氫能可分為綠氫、灰氫、藍氫等。其中，綠氫是指利用可再生能源發電，通過電解方式制取的氫。綠氫在制取過程中基本不產生溫室氣體，是目前氫能發展的主要趨勢。

氫儲能是以氫能為核心能源載體，基于電解水制氫、氫儲運及氫能多元應用技術發展起來的一種新型儲能技術。從概念上講，氫儲能有廣義和狹義之分。狹義的氫儲能基于“電—氫—電”的轉換過程，利用富余的新能源發電進行電解水制氫并存儲，在用電高峰期時，儲存起來的氫能可利用燃料電池或氫燃機進行發電以及熱電聯供。廣義的氫儲能強調“電—氫”單向轉換，將電能轉化為氫進行存儲，靈活應用于多個領域。

在氫儲能的全鏈條能量轉化過程中，關鍵技術包括電解水制氫、氫儲運和氫發電技術等。電解水制氫是一種清潔的制氫方式，技術工藝過程簡單，產品純度高。根據技術路線的不同，可將電解水制氫技術分為堿性電解水制氫、質子交換膜電解水制氫、陰離子交換膜電解水制氫和固體氧化物電解水制氫四類。當前在運電解水制氫項目以堿性電解水制氫為主，質子交換膜電解水制氫為輔，陰離子交換膜電解水制氫等技術還處于基礎研發或試點示范階段。

氫儲運是連接氫的生產和利用的關鍵環節。開發安全、大容量、低成本、靈活方便的氫儲運技術是氫儲能高效應用的關鍵。目前，氫儲運技術可以分為高壓氣態儲運氫、低溫液態儲運氫、固態儲運氫和有機液體及氨儲運氫等，另外還有一些新興的儲氫方式，如地下存儲。

氫能發電主要通過氫燃料電池、氫燃機發電兩種技術路線實現。氫燃料電池通過電化學反應，直接將氫燃料中的化學能轉變為電能，具有工況平穩、體積小、零排放的優點。但單體容量小，主要用于靠近用戶的分布式熱電聯供系統或中小型分布式電站。相對于燃料電池發電，氫燃機發電具有單機功率大的優點，且可依托現有成熟的燃氣輪機工業體系，發揮氫氣擴散系數大，混合氣均勻程度高，燃燒充分的優勢，實現穩定高效的燃燒。

氫儲能可通過“電—氫”轉換模式，建立電力與其他領域的耦合協同，應用場景豐富。

在新能源裝機占比高、系統調峰運行壓力大的地區，氫儲能通過“電—氫—電”雙向發揮作用，滿足用電負荷需求，起到日內調節作用。應對電源—負荷季節性差異、極端天氣帶來的保供壓力，氫儲能可以跨季節、長周期儲能，較電化學儲能更具有經濟性。

在海島等配電基礎設施建設滯后地區，可采用“新能源+氫儲能+燃料電池”發電方式，通過氫燃料電池提供電源，解決供電問題，并可以熱電聯產聯供的方式滿足多種用能需求。

此外，不同區域的資源稟賦不同。例如，青海白天光伏發電量大，晚上全時段電源不足，可通過氫儲能技術實現“電—氫—電”大規模轉化利用。湖南白天依托特高壓送電和本地光伏自發，晚高峰供電不足，可通過氫儲能實現“氫—電”轉化，保障晚高峰用電。目前，“沙戈荒”地區是我國超前布局氫儲能的主要場景。

現階段，受技術、成本、標準等因素制約，氫儲能仍面臨制氫成本高，大規模儲運技術不成熟，項目落地周期長等諸多挑戰。目前，氫儲能在我國處于商業化初期階段，還將從試點試驗朝著適應規模化應用的方向發展。

2022年7月，國內首個海島綠氫綜合能源示范工程——國家電網浙江臺州大陳島氫能綜合利用示范工程投運，工程在全國海島氫能的綜合利用和商業模式探索中發揮示范作用。同月，國內首座兆瓦級氫能綜合利用示范站——安徽六安兆瓦級氫能綜合利用示范站投運，實現了首次氫電協同參與調度側并網聯調，標志著大容量儲氫發電從實驗室走向了實證階段。

03 浙江臺州大陳島氫能綜合利用示范工程

2022年7月8日，國家電網浙江臺州大陳島氫能綜合利用示范工程投運。這是全國首個基于可再生能源電解水制氫的海島綠氫能源示范項目。

位于東海的大陳島風能資源豐富，年平均風速6.8米/秒，年有效風能時數達7000小時。目前大陳島有風力發電機34臺，平均每年可發電6000多萬千瓦時。

大陳島氫能綜合利用示范工程充分利用夜間富余風電制氫儲能，有效促進清潔能源就地消納，實現削峰填谷，提高供電可靠性。工程采用新型固體聚合物電解水制氫技術，制氫功率達100千瓦，配套200立方米儲氫系統和100千瓦氫燃料電池發電系統，構建了“制氫—儲氫—燃料電池”熱電聯供系統，實現了大陳島清潔能源百分百消納和全過程“零碳”供能。

該工程應用了制氫/發電一體化變換裝置等首臺首套裝備，實現了國內首套氫綜合利用能量管理系統和安全控制技術突破，系統綜合能效超過72%，達到國際領先水平。工程投運后，每年消納島上富余風電36.5萬千瓦時，產出氫氣73000立方米（標準狀態下），可發電約10萬千瓦時，能夠在用電高峰和緊急檢修階段作為應急電源，持續供電約2.5小時。

04 安徽六安兆瓦級 氫能綜合利用示范站

國家電網安徽六安兆瓦級氫能綜合利用示范站是國家電網公司科技項目“兆瓦級制氫綜合利用關鍵技術研究與示范”的配套工程。自2019年起，國網安徽電力完成可研評審、項目開工和集成測試，于2022年7月在安徽六安投運國內首座兆瓦級氫能綜合利用示范站，實現了首次氫電協同參與調度側并網聯調。

安徽六安兆瓦級氫能綜合利用示范站是集新能源消納、制氫、儲氫、發電、供熱于一體的新型綜合能源工程，是國內首次對具有全自主知識產權“制、儲、發”氫能技術的全面驗證和工程應用，工程投運標志著我國首次實現兆瓦級“制氫—儲氫—氫能發電”全鏈條技術貫通。

安徽六安兆瓦級氫能綜合利用示范站位于六安市金安區經濟技術開發區，額定裝機容量1萬千瓦。國網安徽電力聯合中國科學院大連化學物理研究所、清華大學、國網智能電網研究院有限公司、中國能源建設股份有限公司等單位開展技術攻關，歷經近3年時間，先后突破膜電極兆瓦級放大產生的傳質電壓損失等20余項技術瓶頸，成功實現整站從綠電到綠氫再到綠電的零碳循環。

截至目前，該站已累計運行3900余小時，制氫約66萬立方米（標準狀態下），發電約100萬千瓦時，2024年完成調峰30余次，2025年1月至8月已完成調峰16次。

制氫系統局部氣體管道

安徽六安兆瓦級氫能綜合利用示范站航拍圖。

許樊娟 攝

2026第五屆綠氫氨醇技術與應用發展論壇

會議背景

發展綠色氫能是實現 “雙碳” 目標、推動能源革命的核心路徑，亦是氫能產業發展的終極目標之一。2026 年，是氫能產業的里程碑之年。3月3日，國家能源局召開綠色燃料產業發展專題座談會?，會議明確了綠色燃料在能源安全與低碳轉型中的戰略地位 。3月5日政府工作報告將氫能納入未來能源、未來產業，與量子科技、6G 等并列，實現戰略定位歷史性升級，明確氫能成為國家經濟新增長點、未來能源核心。與此同時，我國綠氫產業正從小規模商業示范加速邁向大規模商業化規模化應用的關鍵拐點。

吉林省作為我國東北重要的能源基地與綠氫氨醇產業核心示范區，依托豐富的風光可再生能源資源，已率先實現產業突破。電投綠能大安全球最大單體綠氨項目項目、中能建松原全球最大綠色氫氨醇一體化項目等標志性工程的順利投產，不僅是東北老工業基地綠色轉型的里程碑，更標志著中國綠氫產業正式邁入商業化應用元年。2026年4月，吉林省明確將“綠氫+綠色燃料”作為高質量發展的核心增長極，正加速打造?全國最大的綠色液體燃料供應基地。

組織形式

主 辦：中國氫能100人論壇 | 吉林省風能太陽能學會

承 辦：氫能觀察 |氫能項目情報

規 模：300人

時 間：6月24日-25日

地 點：長春

熱點議題

綠氫氨醇產業政策與區域布局：涵蓋 “十五五” 產業布局、政策紅利，以及吉林省本地綠氫氨醇政策解讀與未來規劃。

綠氫消納場景協同：涵蓋航空（SAF 燃料）、船運、電力、鋼鐵、化工、儲能、零碳交通等多領域應用實踐與探索。

綠氫氨醇項目商業化驗證與應用：重點涉及中能建松原氫能產業園、吉電股份大安項目、上海電氣洮南項目等落地案例，以及技術經濟性、商業化驗證分析。

綠氫氨醇核心技術突破與研發：包括電解水制氫（堿性 PEM 技術、核心部件）、生物質氣化（循環流化床、高壓氣化、摻燒技術）等關鍵技術路徑及進展。

可再生能源與綠氫氨醇產業耦合：聚焦風光儲柔性制氫、可再生能源耦合制氫系統的優化與穩定性控制。

綠氫氨醇產業生態構建：包括設備國產化、行業標準認證、金融資本賦能、全球貿易機遇與挑戰等產業發展支撐等。

協辦單位（擬邀）

中國電建吉林省電力設計院、中國能建東北電力設計院、中石油吉林化工工程有限公司、京能國際東北分公司、中能建松原氫能產業園、中國能源建設集團投資有限公司、中碳航投新能源集團有限公司東北分公司、中車長客有限公司、長春綠動氫能科技有限公司、吉林大學、東北師范大學、長春理工大學、中科院應化所、東北電力大學、松原石化園區、松原市發改委、國網吉林公司、吉電股份、華能吉林公司、大唐吉林公司、華電吉林公司、上海電氣綠源科技（吉林）有限公司、中電建集團華東勘測設計院、國能吉林新能源發展有限公司、四平市益風新能源集團有限公司、中水東北勘測設計研究有限責任公司（排名不分先后）

會議議程

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