2024年2月，德国总理舒尔茨、经济部长哈贝克和财政部长林德纳就“电力净零战略”（Kraftwerksstrategie，以下简称“新电力战略”）达成一致并提交欧盟委员会审批。该战略 的核心内容包括斥资160亿欧元，建设10吉瓦的“氢就绪”燃气发电厂（hydrogen-ready gas-fired power plant）作为调节性电源， 以确保高比例风光并网后电力系统安全稳定运行。换言之，为实现电力行业的净零排放，德国选择了“可再生+绿氢”的路线。
2021年，德国对《气候保护法》进行了修订，将实现温室气体净零排放即“气候中和” 的时间从2050年提前到2045年。为了实现这一目标，电力行业需要在2022-2030年将可 再生能源发电量占比从44%提升到80%。
由于风力光伏发电出力具有间歇性、波动性的特点，可再生能源的大规模并网给德国的电 力系统来了严峻挑战。德国目前的调峰资源以气电为主 。 为了加速实现电力行业的碳中
和，迫切需要布局零排放的调节性电源，以实现跨区域、跨时段甚至跨季节调峰。同时还 需要优化电力市场，通过容量机制等手段优化资源配置，实现电力系统的可持续稳定运行。
“新电力战略”是德国为实现电力系统净零排放提供的技术和市场解决方案。
“氢就绪”指目前设计和建设的天然气电厂，具备在未来升级改造成为氢电厂的能力。改造 后的氢电厂，不仅能实现发电净零排放，还具备燃气轮机启停灵活、发电爬坡速率快的优 点 ，通过电网有效解决源荷空间错配问题，支持全社会深度脱碳。
今年4月，德国黑泵煤电厂（Schwarze Pumpe）宣布将在原址建设“新电力战略”下德国 首个“氢就绪”燃气发电厂。未来，德国计划在2035-2040年间陆续完成对所有燃气电厂 的改造，实现 100%的绿氢发电。
德国将绿氢作为提高电力系统稳定性的终极解决方案，原因有三：
- 法律框架的约束：现有化石燃料电厂的灵活性改造在德国不具备法律基础 。德国于 2020 年批准了《退煤法案》，要求所有的燃煤电厂必须在 2038 年之前关闭 。 同时，现行的《二氧化碳封存法》不允许电力行业（包括燃煤电厂和燃气电厂）在德 国境内开展碳捕集和封存活动。
- 电化学储能无法满足长时储能需求：风光等可再生能源对电力系统稳定性的挑战主 要在于日内（短时）和季节间（长时）出力的波动。由于其独特的地理条件，德国 风光发电机组之间可以基本形成昼夜的日内互补， 同时配合电力市场的调节优化和 需求侧响应解决日内波动的问题。而要实现季节间的电力供需平衡，则必须依靠长 时储能。
- 氢能在长时储能领域的成本优势：在长时储能领域，氢能的优势明显大于抽水蓄能 和压缩空气储能。美国国家可再生能源实验室（NREL）的研究表明， 在 2025-2045 年间，如果储能设施需要供电超过一周，氢能比抽水蓄能和压缩空气储能更 便宜 。而在 2050 年以后，只要供电需求超过一天，氢能就具备明显的成本优势。
此外，“氢就绪”燃气发电厂的改造成本可控，且避开了昂贵和存在不确定性的碳捕集和封 存技术 。政府还为天然气到绿氢的过渡设计了十余年的缓冲期， 以期技术进步和规模生产 进一步降低绿氢成本。
与其说“新电力战略”的制定者选择了氢能，不如说是德国基于国情选择了面向未来的技术。预计在可再生能源发电量占比提高到80%之后，这批氢电厂每年将运行 1000 小时左 右，为德国的电力系统提供灵活性支撑服务。
德国根据其国情，选择了一条和我国完全不同的电力系统碳中和路线。但其利用长时储能 技术的氢能解决高比例可再生电力系统稳定性的做法值得讨论和参考。2022年，我国发布了《“十四五”新型储能发展实施方案》，要求结合各地区资源条件和能源需求，推动长时电储能、氢储能等新型储能项目建设 。虽然目前电化学储能还是新型储能的主体，但随着风光比例的逐渐提升，对长时储能的需求将更为迫切。为了推进能源清洁低碳转型、落实国家双碳目标，以“氢就绪”燃气发电厂为代表的技术解决方案，可能是下一步需要重点考虑的领域。
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