富德金煜探索“火电+氢储能”方案，电厂测算四档电价全盈利
煤电灵活性改造正面临一个结构性困境：深度调峰要求机组“压得下”，但低负荷运行推高煤耗、加剧设备损耗，单纯“压负荷”的经济性持续恶化。在2026(第四届)氢储运关键技术发展论坛上，富德金煜董事长兼总经理吕志辉博士披露，将在安徽落地192万千瓦装机电厂开展“火电+电解制氢+固态储运”电氢耦合示范，以“制氢填谷”替代部分“深度压负荷”，为煤电从“电量型电源”向“调节型电源”转型提供了一条可测算、可复制的工程路径。
煤电灵活性改造的紧迫性正在从政策文件走向电厂运行一线。2026年年初，我国电量现货交易体制改革要求火电给可再生能源让路，电网对可再生能源做到尽量上网，火电出力减负荷来保证可再生能源上网。可再生能源、火电、核电在同一交易平台同台竞价，火电全系统机组平均负荷降至40%左右，年上网时长平均约3000—3500小时。以辽宁为例，2025年1月负电价时长272小时；国电投大连热电60万千瓦机组，2025年全年负电价交易电量2.5亿度，每度电向国网交0.14—0.18元。
与此同时，超临界机组设计最优操作区间在60%—80%，但可再生能源大发时段，机组每天有七八个小时甚至十几个小时在30%甚至25%的低负荷运行。30%以下锅炉很难稳燃，有时需要喷柴油保持稳燃。电网不能有任何间断，火电必须保持基础不能停机。低负荷运行极大缩减机组基础寿命，远离锅炉有效操作负荷区间，能耗和环保面临巨大压力。
《新一代煤电升级专项行动实施方案(2025—2027年)》将“高效调节”扩展为供电煤耗、低负荷煤耗攀升幅度、深度调峰最小出力、负荷变化速率、一次调频、启停调峰六项指标，现役机组最小发电出力要求达到25%—40%额定负荷。深度调峰成为硬指标，但低负荷运行推高煤耗、加剧设备损耗，低碳化改造还要求度电碳排放较2024年同类型机组降低10%—20%。
富德金煜给出的方案是：不压负荷，制氢填谷
其核心逻辑是：在低谷/零电价时段，不继续压低机组出力，而是用富余电力电解制氢，通过镁基固态储运后供应工业用氢或加氢站。机组维持相对较高的负荷率，制取的氢气作为商品外售，形成“电+氢”双收入流。吕志辉博士在演讲中表示，项目所在电厂每天约有5—7个小时的零电价上网时段，这部分电力用于制氢，制氢成本极低。
方案架构为：煤电机组(192万kW级)→低谷/零电价富余电力→电解水制氢装置(约438MW)→镁基固态充氢(放热回收·省煤)→固态储氢车公路运输(100—200km)→化工用氢/加氢站。用户侧放氢吸热，可由工业余热承担。
热耦合是该方案落地的技术关键
制氢和储氢过程中放出大量热，火电厂恰好拥有巨大的热池。将这部分热量回收到电厂热力系统，可降低制氢成本每公斤约2元。放氢时，利用工业企业尾气余热，可大幅降低放氢成本。测算模型中，充氢放热折算省煤收益约2300万—3900万元/年。
经济性方面，富德金煜对安徽省2025—2026年实时电价进行分析
全省0.09元/度电价平均时长6.9小时/天，0.14元/度平均8小时/天，0.17元/度平均10小时/天。按四档电价测算，192万kW电厂配套438MW制氢装置，总投资约5亿元，年产氢约2.4万吨。在200公里运输半径下，全链条“产—储—运”成本约18元/公斤，低于24元/公斤除税售价，四档电价情景均可盈利。
从行业意义看，该方案将氢储能从“充放电型储能”拓展为“电+氢”双产品模式
制氢装置采用碱液+PEM组合方案，可参与火电调峰调频，增加服务性收益。电厂在电价高时卖电、氢价高时卖氢，固态库存使其获得跨市场择时的实物期权。电厂从单一电力供应商转变为“电+氢”综合能源供应商，从“电量型电源”走向“调节型+原料型电源”。
从国家意义看，该方案与新型电力系统建设、双碳目标、能源安全高度同向
它支撑煤电向调节型电源转型，保障电力保供与新能源消纳；支撑氢能上升为国家能源战略后的储运环节突破；支撑煤电低碳化改造；支撑能源安全，中国镁产量占全球90%以上，镁基储氢原料自主可控。
方案能够工程化落地，富德金煜的产业化优势是关键支撑
富德金煜采用大连化物所陈萍老师团队技术，从实验室技术接手，2023年初开始产业化。榆林150吨/年氢化镁产线于2024年12月试车，2025年1月产出首批合格产品，目前正常运行；年产2000吨氢化镁千吨级示范项目正在建设中，采用全自动化连续化生产工艺，预计2026年底或2027年初投产，建成后固态储氢材料生产成本将大幅降低。2026年2月，“镁基固态储氢材料制备工艺成套技术”通过中国石油和化学工业联合会组织的科技成果评价。富德金煜氢化镁释氢量大于7 wt%，循环超过1000次，循环后储氢量仍大于6.5 wt%。中国镁产量占全球90%以上，原料自主可控。富德金煜以“材料—装备—应用”全链条能力，支撑火电厂灵活性改造从方案走向工程。
吕志辉博士表示，美国能源部曾提出全球氢能产业的临界点在于能否拿到每公斤1美元左右的廉价氢气。他做煤化工出身，煤制氢成本约10—14元/公斤，当时觉得1美元几乎不可能。但深度分析火电行业后发现，利用低谷零电价电力制氢，结合热回收和下游工业场景，这个目标说不定真的有可能实现。
