随着能源行业供给清洁化、消费电气化、利用高效化趋势深入，天然气掺混氢气燃烧发电（简称掺氢燃气发电）在环保效益、调峰调频、维护电网安全运行、缓解天然气供应压力等方面的优势逐步凸显，可在推动天然气发电由低碳加速迈向零碳以及全球发电转型变革中持续发挥重要作用。相比燃煤发电，同等出力下，掺氢燃气发电具有大幅减少二氧化碳和常规污染物、100%可调节、建设周期短、运行流程和操作方式相对简单灵活等优势。与可再生能源直接发电相比，掺氢燃气发电具有供电持续性高、安全可靠力强、调节性能出色等特点，可以相应地弥补可再生能源电力间歇性、随机性和反调峰的不足，是理想的过渡性和调节性电源。此外，掺氢燃气发电可缓解天然气供应压力，保障国内供应安全，同时加快氢能利用落地。尽管掺氢燃气发电在全球尚属前沿领域，但其代表着未来清洁低碳发电的新趋势。开展掺氢燃气发电示范应用进而实现大规模商业化应用，将有助于推动可再生能源与气电融合发展，是迈向“双碳”目标的可行技术路径之一。天然气掺氢技术在国外已有20余年深入研究的历史，但仅有极少数国家已开展掺氢燃气发电项目。英国首个向燃气中注入氢气的试点项目HyDeploy于2020年1月全面运行。该项目于2017年启动，2018年获得HSE许可，随后在基尔大学开展20%比例（按体积）的天然气掺氢试验，用于为100户家庭和30座教学楼供气。其成功运行为氢气—天然气混合燃烧提供了安全案例。英国能源网络协会在2022年1月发布了氢气混合交付计划，提到英国的天然气电网将于2023年开始在全国范围内提供20%的混合氢气，可替代目前使用天然气量的1/5。这意味着英国的燃气发电厂将能够使用混合氢来生产更加清洁的电力。英国的威尔士和西部公用事业公司正在加快氢混合技术研究，已在斯温登现有电网中测试了1%的氢气混合。Uniper公司在英国肯特郡的1365兆瓦燃气电厂开始评估掺氢40%的可行方案。英国官方机构曾测算称，按英国的天然气消费水平，如果能够实现20%的掺氢比例，每年英国在供热供电方面有望减少600万吨二氧化碳排放。德国公用事业公司意昂子公司Avacon同德国天然气和水科学技术协会于2019年共同资助了萨克森–安哈尔特项目，计划将氢气分别以10%、15%和20%的比例注入天然气电网，旨在证明比现在更高比例的氢气混合到天然气电网中是可行的。德国天然气网络运营商协会还曾建议政府逐年提高氢气掺入天然气管网的比例，如从2021年的1%提升至2030年的10%。德国还充分利用在燃气轮机方面的技术优势，大力发展和推行基于氢燃气轮机的热电联产示范项目，尝试更多掺氢燃气发电的可能性，并扩大氢能在气电领域的应用。西班牙第二大天然气分销商Nortegas公司于2022年5月22日宣布推出首个国家级天然气掺氢示范项目H2SAREA，向现有的8000余千米天然气管道注入绿氢，同时计划逐步提高天然气基础设施和设备中的氢气比例，尝试使用天然气和氢气的混合气体发电。日本作为全球第二大液化天然气进口国，其天然气发电量占比达37%，在所有发电形式中占比最高。在2021年日本政府发布的第6次《能源基本计划》中，对2030年能源结构展望首次提出氢/氨发电占比1%的目标，要求新建和在役的燃气发电机组逐步具备掺氢燃烧能力，计划先采用混烧技术，之后逐步提升氢的混烧比例，至2050年实现100%的氢燃烧发电。2017年，日本的大林组和川崎重工基于1兆瓦级燃气轮机搭建热电联产机组，成功开发全球首个氢能发电项目，通过燃烧2∶8的氢和天然气混合气体进行热电联产，为居民和商业用户供热发电，通过该项目可有效减少20%以上的二氧化碳排放。2020年5月，大林组和川崎重工又与日本新能源产业技术综合开发机构验证了川崎重工基于“微混合燃烧”技术开发的干式低NOx氢燃气轮机，实验获得成功。2021年9月，日本电力巨头JERA宣布2021年10月至2025年3月实施大规模天然气电厂掺氢30%燃烧示范项目。JERA计划建设氢气供应及相关设施，在燃气轮机中加装能够燃烧氢气和天然气混合气体的燃烧室，降低发电过程中的二氧化碳排放直至零排放。该项目是日本首次在大型商用天然气电厂中使用大量氢气作为燃料。在本土以外，JERA还于2021年7月宣布在美国纽约州蟋蟀谷电厂现役联合循环燃气轮机中使用氢气混烧技术。该项目先掺混5%绿氢与天然气共燃，10年内实现100%燃烧绿氢。2020年7月，美国能源部宣布为18个氢研究项目提供6400万美元资金，以支持能源部发起的H2@Scale倡议。能源部根据美国国家可再生能源实验室的建议，提出了2个重要的优先研究领域，包括推进中型和重型燃料电池汽车加氢技术，以及解决天然气掺氢过程中的技术障碍。美国首座氢燃料燃机电厂——俄亥俄州汉尼拔的LongRidge485兆瓦联合循环电厂于2021年成功投入商业运行，2022年3月完成掺氢燃烧测试，迈出了脱碳转型的第一步。初期掺氢比例为5%，系统升级并综合氢燃料需求量和成本等因素后，比例增加至15%~20%，计划2030年具备100%氢气燃烧能力，实现零碳排放发电。此外，美国电力公司Entergy计划在德克萨斯州建造1座1215兆瓦的天然气和氢气双燃料电厂。如该计划获得批准，公司将于2023年第二季度开始建设，预计于2026年夏季投用，届时可为超过23万户家庭提供清洁电力。燃气轮机是燃气和电力系统中的关键设备。随着碳减排趋势深化和氢能应用推广，国际主要燃气轮机厂商，如通用电气、三菱动力、西门子、安萨尔多、斗山重工等都开始探索传统燃气轮机掺氢技术，加速在这项前沿技术领域的布局。开发具有燃料灵活性的新机型、升级改造现役燃机燃氢或提高燃机掺氢燃烧能力将有助于传统厂商开拓新的市场空间，找到新的业绩增长点。同时燃机掺氢的相关研究、开发和示范应用也将为电力系统深度脱碳提供技术和装备支撑，帮助燃气电厂保持长期竞争力，实现合作共赢。在燃气轮机领域，通用电气、三菱动力和西门子等厂商常年处于行业的领先地位。通用电气燃气轮机使用氢气等低热值燃料运行已超过30年，在全球有超百台燃氢燃气轮机在运行。其在韩国服役的1台6B燃机可掺氢70%~95%燃烧，已运行20余年；推出的最先进的HA级燃机实现了燃料和燃烧技术上的双突破，已在美国LongRidge电厂成功投用。通用电气已确定在2030年前实现HA级燃机100%燃氢能力的目标。三菱动力于2018年1月成功开展了使用30%的氢燃料与天然气混合燃烧测试。通过在现有燃气轮机上安装新型预混燃烧室，掺氢30%在满足NOX排放、燃烧震荡等限制条件下实现了安全稳定燃烧。结果表明，与纯天然气发电相比，混合燃烧减少了10%的二氧化碳排放，联合循环发电效率高于63%。该试验也为天然气电厂掺氢改造提供了便捷和低成本的途径。2019年西门子能源签署一项承诺，到2020年将燃气轮机的燃氢能力提高到至少20%，到2030年逐步提高至100%。迄今已经公布14个可以在未来实现100%燃氢目标的燃机型号，并针对不需要立刻投入掺氢运行模式的新建联合循环电厂推出了“H2ready”电厂方案，帮助电厂优化配置，便于切换掺氢模式。自20世纪90年代以来，我国天然气发电产业经过了近30年持续发展，逐步成为我国清洁能源发展中不可忽视的力量，装机容量突破1亿千瓦大关。“十三五”以来，气电装机容量一改前期增速缓慢的态势，实现了逐年攀升，至2020年11月底，燃气发电9751万千瓦，同比增长8.4%；到2020年底，全国气电装机9972万千瓦，未能实现“十三五”装机总量1.1亿千瓦的规划目标（见图1）。“十四五”期间，气电作为可靠的调峰能源，发展前景会更加广阔。
2021年6月30日，国家电投启动30%掺氢燃机试验示范项目。2021年12月23日，其荆门绿动电厂的在运燃机成功实现15%掺氢燃烧改造和运行，成为全球首个在天然气商业机组中进行掺氢燃烧的联合循环、热电联供示范项目。12月26日，改造后兼具纯天然气和天然气掺氢2种运行模式的机组接受电网调度，正式投入运行，整体方案可行性得到验证，标志着国内已掌握一套完整的燃气轮机电站掺氢改造工程设计方案。2022年9月29日，在运燃机成功实现30%掺氢燃烧改造和运行，机组具备了在0~30%掺氢运行条件下自由切换的灵活性，成为又一重大技术突破。2022年3月，国内首个兼具氢能利用的一体化综合能源示范基地项目——广东省能源集团旗下的惠州大亚湾石化区综合能源站项目正式开工。项目规划建设4×600兆瓦级燃气–蒸汽联合循环热电冷联产机组。一期采用2台燃气燃机掺混10%氢气混合燃烧，预计同等发电量下，掺氢10%后的二氧化碳排放量约为同等规模燃煤电厂的40%。该项目计划于2023年正式投入商业运行，建成后将为电网增加1340兆瓦清洁电力，为粤港澳大湾区碳减排和碳达峰做出贡献。2021年12月，内蒙古科技重大专项“掺氢天然气内燃机关键技术研发及示范应用”项目正式启动。该研究项目由民营企业内蒙古东源科技有限公司牵头，计划分3年、5个子课题实施。项目通过研究掺氢天然气燃料的燃烧特性、解决天然气掺氢关键核心技术难题，开发掺氢天然气内燃机关键零部件，完成发电用掺氢（5%~50%）天然气内燃机研制、掺氢天然气发电机组示范等。2019年，哈电集团与通用电气在河北秦皇岛组建了重型燃机合资企业哈电通用燃气轮机（秦皇岛）有限公司，并于2020年完成技术转让，开始投入商业运营，重点推进和实施重型燃机发展关键技术国产化。该公司是通用电气在亚洲唯一的重型燃机制造基地。大亚湾石化区综合能源站项目采用的GE9HA.01燃气轮机机组即是该合资公司生产的首套9HA燃机，标志着我国先进燃机国产化进程迈出了里程碑式的一步，也为加快自主化氢燃机开发积累了经验。技术难题。低掺氢比例项目的运行为掺氢安全燃烧积累了成功案例和经验。随着掺氢比例的提高，对燃烧、材料、控制等关键技术和辅机、管道、密封、通风、危险气体探测等配套技术的要求也越来越高。掺氢燃气发电要从示范到商业化，从低碳到零碳还需要进行更多试验论证，技术体系成熟度需逐步提升完善。成本高企。根据国际可再生能源署的测算，混掺20%的氢气仅能比单纯使用天然气降低约7%的温室气体排放，而掺氢后天然气供能的成本却远高于单纯使用天然气。加之燃料成本、燃机改造成本、能源转换效率等因素，掺氢燃气发电的经济性还较低。在我国，“市场气”“计划电”的情况令电厂面临更大成本压力。安全隐忧。尽管燃气轮机本身具有燃料灵活性，但在传统的燃气轮机掺氢，除了要对燃烧系统和罩壳等进行改造，考虑到天然气和氢气燃烧特性的差异，以及氢气爆炸极限广、易泄漏、火焰发光度低等特点，还要兼顾对燃气轮机系统和电厂系统的整体影响，意味着燃机设备对氢的适应性与掺氢后电厂的安全性均面临挑战。燃料供应。现阶段，掺氢燃气发电仍以天然气为主要燃料。2021年，各种有利因素叠加推高天然气行业景气度，气价经历了过山车式波动；俄乌冲突爆发后，地缘政治因素加剧了供需紧张。加之全球各国政府致力于实现净零排放目标，以及电力、工业和民用等下游领域需求旺盛，令气价走高、资源紧俏成为新常态。天然气供应价格偏高和供应量偏紧使燃气发电经济竞争力不足。氢气来源。目前，全球范围内的氢能多以化石能源制氢和工业副产氢为主，产出的灰氢或蓝氢虽然制取成本低但能耗大、碳排高，污染问题得不到根本解决。可再生能源电解水制氢是目前规模化制取绿氢的唯一方法。但现阶段大规模生产可再生氢，需要消耗大量的绿电，且转化效率低、能量损失较大、成本依然较高，令掺氢燃气发电也受到制约。产业环境。示范项目的成功运行意味着掺氢燃气发电实践刚刚起步，还要经历很长一段时间才能实现全球规模化和商业化。现阶段，各国政府对掺氢燃气发电的政策扶持力度不够，行业缺乏统一规范和标准体系，企业对研发攻坚技术动力不足等都令掺氢燃气发电没有达到应有的发展速度。我国已发布的氢能相关国家标准有90余项，但涉及天然气掺氢技术的仅有《车用压缩氢气天然气混合燃气》（GB/T34537–2017）1项。综合全球绿色低碳发展趋势、能源产业变革方向及能源技术进步因素考虑，掺氢燃气发电在实现终端用能脱碳、拓展氢能应用场景、保障能源供应稳定安全、调节补充可再生能源电力、加快低碳电力技术创新等方面均有重要价值和现实意义。我国在掺氢燃气发电领域已成为全球领跑者，未来为巩固我国能源企业的先发优势，突出掺氢燃气发电的作用贡献，建议着力培育政企结合、产学研联动的产业模式：一是在政府层面，应通过政策手段将煤电的外部性内部化，为气电发展营造公平的发展环境；健全完善产业环境和市场机制，加快顶层设计和规划制定，同时加大财政支持、引导投资倾斜，构建运营标准、完善监管机制，为掺氢燃气发电产业提供方向引领、发展支撑和激励约束。二是在企业层面，切实肩负起绿色低碳发展主力军的责任，制定明确的发展战略目标和实施路线图，加大资金、人才投入，聚焦重型燃机等关键和短板技术设备研发和国产化，实现技术自主可控，因地制宜建设高效能掺氢燃气电厂，持续创新迭代升级，提升项目经济性和安全性。三是全产业链上多方联动、共同发力，加快成果转化利用，以技术攻关促项目落地，以示范项目带商业项目，同时深化国际交流合作。保障燃料供应、拓展终端应用，建立健全上下游产业协调发展机制。最终，以氢—气—电三能耦合发展、协同互补助力我国碳减排换挡提速，以期早日实现“双碳”目标和绿色低碳转型。
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