加州能源委员会：氢能在零碳电力系统中的适用场景

6月29日，加州能源委员会发布由兰德公司承担的《评估氢能在加州脱碳电力系统中的作用》最终报告。

该研究报告围绕加州《参议院第100号法案》提出的2045年零碳电力目标，对电解制氢、地下储氢、氢气管道、氢燃气轮机及锂离子电池等技术开展技术经济分析，并分别模拟氢能参与日内循环和季节性储能时的系统成本变化。

报告强调，相关结论针对加州未来零碳电力系统，不等同于氢能在交通、工业等其他领域的适用性判断。

一、短周期储能氢能成本和效率均不占优势

报告比较了锂离子电池与“质子交换膜电解制氢—管道运输—地下储存—燃气轮机发电”两条完整储能路径。结果显示，锂离子电池路径最终可交付约64%的初始电能，而氢能路径约为24%，前者端到端效率超过后者的2.5倍。造成差异的主要原因是，电解制氢、输送、储存和重新发电等环节均存在能量损失。

在边际电量存储和日内调峰场景中，报告认为锂离子电池仍是更经济的选择。模型设定白天利用光伏电力制氢、夜间由纯氢联合循环机组发电。结果显示，增加一座622兆瓦氢燃气联合循环电厂，虽然可减少约9 018兆瓦时电池容量，但需要新增1 899兆瓦光伏和2 175兆瓦电解槽，并配置管道及地下储氢设施，系统年化总成本增加约4.05亿美元，相当于系统总成本上升0.32%。

报告据此判断，在短时、大规模储能场景中，氢能相较电池仍处于不利地位。即使考虑长时间存放造成的电池自放电，氢能路径的效率和当前设备成本也不足以支持其与锂离子电池直接竞争。

二、季节性储能是氢能更具相对优势的应用方向

氢能的优势主要来自制氢、储存和发电设备可以分别配置。与充电功率、储能容量和放电功率通常绑定在同一套设备中的电池不同，地下储氢容量可在不同比例下独立扩大，因此能够形成较高的能量—功率比，满足跨周、跨月甚至跨季节储能需求。

报告模拟了以春季和初夏富余光伏电力制氢，在秋冬及高净负荷时期重新发电的季节性运行方式。在仅包含光伏和电池的基准系统中，增加一座季节性运行的氢能电厂后，所需光伏装机减少约181.6吉瓦，降幅约30%；尽管需要增加电解槽、地下储氢、管道和部分电池容量，系统年化总成本仍减少约265.19亿美元，降幅为16.5%。

这一结果并不是因为氢能单独发一度电的成本低于电池，而是因为氢能可以将大量电力跨季节转移，减少为满足全年最极端负荷时段而过度建设、但利用率很低的光伏和电池容量。报告因此将大规模、长周期的季节性储能和系统韧性保障确定为氢能在加州电网中的主要适用方向。

三、多元零碳资源将影响氢能的系统价值

报告同时指出，16.5%的降本结果来自以光伏和电池为主的简化模型。当水电、地热、陆上风电和海上风电等更多零碳资源纳入系统后，氢能减少光伏过度建设的空间可能发生变化，其经济性将取决于各类发电资源的可用性、技术成本和调度方式。

因此，氢能是否能够降低加州零碳电网整体成本，不能仅依据单项设备成本或平准化发电成本判断，而需要结合完整资源组合进行系统分析。报告认为，未来加州所需的氢燃气发电机组数量可能远少于目前的天然气机组规模，约不超过现有天然气发电机组的10%。

四、四类关键技术尚需共同成熟

报告认为，加州若将氢能用于电网季节性储能，需要四类技术协同发展：质子交换膜水电解槽、地下储氢设施、氢气管道和纯氢燃气轮机。

质子交换膜电解槽具有快速启停和调节能力，更适合配合以光伏为主、出力变化较大的电力系统。地下储氢能够以较低的边际成本扩大储能容量，是实现季节性储能的关键；氢气管道则承担大规模制氢、储氢和发电设施之间的连接。纯氢燃气轮机可在高净负荷时期提供可调度电力，但目前尚未形成完全成熟的商业化产品。

报告还指出，将少量氢气掺入天然气并不能显著降低排放。按体积掺混20%的氢气，仅能实现约7%的脱碳效果，同时无法有效解决高比例或纯氢燃机面临的燃烧、材料和设备设计问题。因此，低比例掺氢不被认为是推进加州零碳电力系统的有效路径。

五、建议暂缓大规模资本投入

报告建议，加州能源委员会“电力项目投资收费计划”继续支持氢能相关探索性研究，但现阶段应暂缓大规模资本投入。主要原因是，适合加州电网的电解槽、地下储氢、管道和纯氢燃机尚未全部达到商业成熟状态，且氢能主要用于解决零碳电网最后阶段的季节性平衡问题，近期并非大规模部署的优先选择。

报告建议重点跟踪美国犹他州Delta地区的Advanced Clean Energy Storage示范项目。该项目包括制氢、地下盐穴储氢和氢燃气轮机发电，可为加州后续决策提供设备效率、运行可靠性、安全性、氮氧化物排放、储氢损耗和实际成本等数据。

六、报告明确氢能在电力系统中的功能边界

该报告的直接意义在于，区分了氢能在不同储能时长下的适用性：对于日内调峰和边际电量存储，锂离子电池仍具有明显优势；对于需要将大规模可再生电力跨季节转移的场景，氢能可通过独立扩展储能容量，减少为极端负荷时段配置的低利用率光伏和电池设施。

报告没有将氢能视为电池的全面替代方案，而是将其定位为未来零碳电网中服务季节性储能、资源充足性和系统韧性的补充技术。相关经济性仍需根据加州实际资源组合、示范项目数据和关键设备成熟度进一步验证。

参考资料：

1、Assessing the Role of Hydrogen in California’s Decarbonizing Electric System[EB/OL]. 2026-06-29 [2026-11-02]. https://www.energy.ca.gov/sites/default/files/2026-06/CEC-500-2026-018.pdf 

2、GFO-22-304 - Assessing the Role of Hydrogen in California’s Decarbonizing Electric System[EB/OL]. 2022-10-27[2026-11-02]. https://www.energy.ca.gov/solicitations/2022-10/gfo-22-304-assessing-role-hydrogen-californias-decarbonizing-electric-system