华夏能源研究院：上海市煤电清零专项研究报告（海上风电制氢+氢燃气轮机替代方案）

编制单位：华夏能源研究院

编制时间：2026年10月

摘要

     上海作为我国超大型国际化大都市、长三角负荷核心城市，人口密集、土地资源极度稀缺，城市建成区、生态红线、地质安全多重约束叠加，市域范围内不具备布局核电站的工程条件，不规划建设核电项目。在此前提下，上海实现发电侧煤电全面清零，不能依托核电基荷，必须走出一条区别于内陆省份的、以深远海风电制绿氢为核心、存量燃煤电厂改造纯氢燃气轮机发电的特色转型路径。

    上海现有煤电基地集中在外高桥、吴泾、石洞口等区域，黄浦江边历史上的杨树浦电厂、闵行吴泾热电厂等沿江火电设施，均处于中心城区滨江发展带。传统煤电为上海城市供电、工业供热提供支撑，但碳排放、大气污染物排放、煤炭运输保供压力突出。本报告提出：依托东海、杭州湾深远海大规模海上风电，建设海上一体化电解制氢平台，生产绿氢；新建耐氢脆专用输氢主干管网，将海上绿氢输送至外高桥电厂、吴泾黄浦江边电厂等存量火电基地，对原有燃煤机组实施系统性改造，替换为纯氢燃气轮机，实现“煤改氢”，最终完成上海全部煤电机组有序退出，实现发电领域煤电清零。

      本报告系统测算上海电力供需、海上风电制氢产能、输氢管道氢脆防控技术方案、电厂改造工程方案，分阶段规划项目落地时序，评估能源安全、减碳、产业、城市空间综合效益，识别输氢安全、机组改造、风光波动等核心风险并制定防控对策。研究表明，上海通过东海深远海风电规模化制氢，配套建设抗氢脆输氢管网，将外高桥、吴泾等煤电基地改造为氢基发电中心，叠加市外特高压绿电、本地分布式光伏、储能调峰，能够在不建设核电的前提下，构建适配超大城市的新型零碳电力系统，实现全市煤电清零，为东部沿海无核电城市能源转型提供示范样本。

关键词：上海煤电清零；深远海风电制氢；绿氢；氢燃气轮机；外高桥电厂；输氢管道；氢脆防控；新型电力系统

一、研究背景与研究意义

1.1 研究背景

    上海是长三角城市群核心，经济总量大、工商业与居民用电负荷高度集中，电力负荷密度位居全国前列。市域陆域面积狭小，土地资源紧张，人口高度集聚，城市规划、地质、安全距离约束决定上海境内不具备核电选址建设条件，无法采用核电作为零碳基荷电源，煤电清零路径必须另辟蹊径。

    上海现有燃煤电源主要分布在外高桥、吴泾、石洞口等沿江电源基地，黄浦江边的吴泾热电厂、历史杨树浦电厂均处于黄浦江滨江生态与城市更新带上。长期以来，煤电承担上海城市基础供电、工业蒸汽供热、夏季高温、冬季寒潮保供兜底任务。但煤炭依靠外部运输，供应链受北方煤炭产能、海运、长江航道、市场价格波动影响；燃煤发电产生二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物，对上海大气环境、长江流域生态保护形成持续压力。随着双碳战略推进、长三角生态绿色一体化发展，上海存量煤电逐步退出是长期必然趋势。

    上海拥有得天独厚的东海、杭州湾深远海风电资源，近海可开发海域广阔，海上风能资源稳定，具备大规模海上风电开发潜力。传统海上风电直接并网模式存在明显短板：海上输电海底电缆造价高昂，风电出力具有间歇性、波动性，大规模并网会对上海受端电网带来冲击，弃风风险长期存在。而海上风电就地制氢，可以把不稳定的风能转化为化学能储存，将电能转化为绿氢燃料，通过输氢管道输送上岸，供原有电厂燃烧发电，把波动新能源转化为可储存、可调度的稳定基荷燃料，完美适配上海的资源禀赋。

    制约大规模管道输氢的核心瓶颈是氢脆问题。氢气分子体积微小，容易渗入普通钢材晶格，造成材料韧性下降、裂纹扩展，普通天然气钢管不能直接输送纯氢。随着材料技术、管道工程技术进步，选用奥氏体不锈钢、抗氢合金管材，配套管道数字化监测、压力优化设计，氢脆风险已经可以实现工程可控。依托抗氢脆输氢管线，将东海海上制氢平台产出的绿氢输送至外高桥、吴泾黄浦江边电厂，改造原有燃煤锅炉为氢燃气轮机，实现煤改氢，是上海煤电清零的核心技术路线。

    本报告立足上海“无核电、负荷密集、陆域空间稀缺、海上风能资源丰富”的基本特征，构建“深远海风电→海上电解制氢→抗氢脆输氢管网→沿江电厂氢燃气轮机发电”完整产业链，测算供需规模，规划工程时序，评估风险，为上海中长期能源转型、煤电有序清零提供智库方案。

1.2 研究意义

第一，探索无核电超大城市煤电清零全新路径。区别于内陆省份依靠核电作为零碳基荷的方案，上海依托海上风电+绿氢+氢燃气轮机，构建燃料型零碳基荷，为东部沿海人口密集、无法布局核电的大型城市提供可复制的转型范式。

第二，盘活存量沿江电厂基础设施。外高桥电厂、吴泾黄浦江边电厂拥有成熟的厂区用地、冷却取水、出线电网、配套公用设施，不需要大规模新增土地，通过机组改造，保留原有电源基地的供电、供热功能，避免拆除重建带来巨大投资浪费。

第三，破解深远海风电消纳难题。海上风电就地制氢，不再完全依赖海底电缆送电，把不稳定风电转化为可储存绿氢，实现弃风资源资源化利用，降低海上输电工程投资，提升海上风电项目经济性。

第四，攻克输氢氢脆工程难题，带动氢能装备产业链落地上海。大规模抗氢脆输氢管道建设，推动耐氢合金管材、高纯电解槽、氢燃气轮机、氢气泄漏在线监测装备研发制造，依托上海高端装备制造优势，打造全国氢能装备策源高地，培育能源新质生产力。

第五，改善上海城市生态环境。煤电全部退出之后，燃煤污染物排放彻底消除，大幅降低城市大气污染，助力黄浦江、长江口生态保护，实现城市供电与生态保护协同发展。

第六，提升超大城市能源供应韧性。绿氢可以大规模储存，形成跨季节能源储备，在无风、用电高峰、极端天气场景下，氢燃气轮机可以稳定启动发电，弥补风光出力不足，保障上海城市能源安全，降低对煤炭、进口天然气的对外依赖。

二、上海电力现状与煤电清零供需测算

2.1 上海电源结构现状

上海属于典型电力受端城市，本地电源以煤电、气电为主，同时接纳大量外来特高压绿电。本地煤电主要集中在外高桥发电基地、吴泾沿江电厂集群、石洞口电厂，承担城市基础负荷与供热任务。黄浦江边吴泾热电厂，地处黄浦江上游滨江地带，具备良好的取水、电网送出条件，是本次煤改氢重点改造对象；杨树浦电厂已完成机组关停，可作为氢能配套调峰、储能、氢能科普示范基地。

上海本地陆上光伏、陆上风电开发空间有限，土地资源紧张，增量新能源开发重心集中在东海深远海。海上风电资源潜力巨大，远期规划千万千瓦级深远海风电基地，可支撑大规模电解水制氢。

2.2 测算边界条件

2.3 绿氢供需测算

    需要氢燃气轮机提供年发电量：2100-1150=950亿千瓦时。

氢燃气轮机综合发电效率按58%测算，每发1kWh电力消耗绿氢约0.02kg。

全年绿氢总需求量约190万吨。

     依托东海深远海风电基地，规划海上风电装机2200万千瓦，配套海上电解槽，年可生产绿氢约195万吨，完全满足上海氢燃气轮机发电需求，少量富余氢气可供给上海化工、交通领域。

电源结构远期规划：

这套电源结构，完全不需要核电，依托绿氢燃料型发电，补齐上海稳定基荷缺口，实现煤电全面清零。

三、核心工程方案：海上风电制氢、抗氢脆输氢管网、沿江电厂煤改氢

3.1 东海深远海海上风电就地制氢系统

    在东海、杭州湾外海海域，布置大型海上风电场，配套海上制氢平台。海上平台部署海水预处理装置、大型碱性电解槽/固体氧化物电解槽，利用海上风电直接电解海水制备高纯绿氢。

     采用“风电-制氢”一体化平台，风电出力高的时候，全部电力用于电解制氢；风电出力低时，制氢负荷自动下调，产出的氢气压缩储存，不需要配套大容量海上电池储能。产出的氢气经过脱水、提纯、加压处理，送入海底输氢主干管道，直接输送至上海外高桥登陆点，再沿陆上管网输送到吴泾黄浦江边电厂。

     海上制氢模式对比传统海底电缆送电，优势显著：深远海距离陆地远，海底电缆投资巨大，且输电损耗高；制氢模式将能量以化学能形式输送，长距离输送能量损耗更低，同时天然具备储能能力，解决海上风电间歇性短板。

3.2 抗氢脆输氢管道系统设计（重点章节）

     氢脆是纯氢管道输送的核心技术难点。氢气原子微小，在压力作用下渗入普通碳钢金属晶格，造成金属脆化、裂纹扩展，传统天然气X70/X80高强钢材不适合输送高压纯氢。本方案采用材料分级选型、管道结构优化、在线监测三重手段，系统性解决氢脆风险。

    管材选型：主干输氢管道选用316L奥氏体不锈钢，该材料铬镍合金含量高，氢原子难以渗入金属晶格，抗氢脆性能优异，适合长期输送中低压纯氢；对于分支管线，可选用抗氢低合金钢材，严格控制管道运行压力，降低氢致开裂风险。管道设计压力控制在1.6MPa中低压区间，降低氢分压，进一步抑制氢脆发生。

    管网布局：构建“海上登陆主干线+沿江支线”输氢网络。主干管线从东海海上制氢平台海底登陆至外高桥区域；外高桥建设大型氢气储气库，再铺设沿江陆上抗氢脆管道，沿黄浦江岸敷设，输送至吴泾黄浦江边电厂，形成串联外高桥、吴泾两大氢发电基地的输氢廊道。管道全程避开人口密集核心区，采用埋地敷设，设置安全隔离带。

    配套安全体系：管道全线部署光纤分布式传感、氢气微量泄漏在线监测传感器，建立数字孪生管网平台，实时监测管壁应力、温度、氢气浓度，提前识别氢脆裂纹、微泄漏隐患；分段设置切断阀、放空阻火装置，建立分区应急隔离机制；定期开展管道探伤、材料疲劳检测，全生命周期管控氢脆风险。

3.3 外高桥电厂、吴泾黄浦江边电厂煤改氢改造方案

改造技术要点：氢燃气轮机燃烧系统专门针对高纯氢气优化，氢气燃烧速度快、燃烧范围宽，改造燃烧器、燃料控制系统、安全吹扫系统，防止回火、爆燃；机组预留掺氢灵活调节能力，可100%纯氢稳定运行。厂区配套建设大型常压/高压储氢罐，作为缓冲调峰，当海上风电出力不足、绿氢产量下降时，释放储罐氢气保障机组连续发电，保证供电不间断。

四、分三阶段实施路径

第一阶段：示范工程建设期（2026—2035）

优先启动东海近海小规模海上风电制氢示范平台，建设短距离抗氢脆输氢试验管道；在外高桥电厂，选取一台机组开展掺氢燃烧示范改造，逐步提升掺氢比例，验证海上制氢、管道输氢、氢燃气轮机整套技术的工程可靠性。同步启动吴泾电厂前期论证、管网规划，划定黄浦江沿岸输氢廊道，完成环评、安全评估。

本阶段，上海存量煤电继续承担保供任务，按照“先立后破”原则，不提前大规模关停煤电，老旧小机组逐步有序退出，保留主力煤电作为过渡兜底电源，积累氢能发电运行经验，验证氢脆防控技术体系。

第二阶段：规模化替代建设期（2036—2045）

大规模建设东海深远海风电制氢基地，建成完整海底+陆上抗氢脆输氢主干管网，连通外高桥、吴泾电厂。外高桥电厂全部机组完成纯氢燃气轮机改造；吴泾黄浦江边电厂完成煤改氢工程。2045年前，上海全部存量煤电机组分批次关停，完成发电侧煤电清零。

同步配套建设大型地下储氢设施、电化学储能，完善上海500千伏主干电网，优化特高压外来绿电接入调度机制，构建“海上制氢+氢燃机+外来绿电+储能”的上海新型电力系统。

第三阶段：系统优化提升期（2046—2050）

完善上海氢能管网，拓展绿氢在工业、交通领域多元化利用；持续优化氢燃气轮机效率，迭代电解槽装备技术，降低绿氢生产成本；建立全链条氢能安全监管体系。上海氢基发电基地稳定运行，形成稳定零碳电源，富余绿氢可向长三角周边城市输送，打造长三角绿氢供应枢纽。

五、综合效益评估

5.1 能源安全效益

上海一次能源高度依赖外部输入，原有煤炭依靠海运、铁路调入，天然气依靠进口LNG与跨省管道，能源供给受国际市场、运输通道波动影响大。通过东海本地深远海风电制绿氢，实现本地零碳燃料生产，降低对进口化石能源依赖。绿氢具备大规模储存能力，形成跨季节能源储备，在极端寒潮、台风、电网故障等场景，氢燃气轮机可快速启动保障城市供电，大幅提升超大城市能源韧性。

5.2 减碳与城市环境效益

原有上海煤电是本地碳排放主要来源之一。全部煤电机组改造为氢燃气轮机之后，燃烧绿氢产物仅为水，发电环节实现零碳排放，同时彻底消除燃煤产生的烟尘、二氧化硫、氮氧化物，显著改善上海空气质量，消除沿江电厂燃煤污染，助力黄浦江、长江口生态保护，支撑上海碳达峰碳中和目标落地。

5.3 产业与经济社会效益

整套工程拉动海上风电装备、海水电解制氢、抗氢脆特种管材、氢燃气轮机、氢能监测传感器等高端装备产业。依托上海装备制造、科创研发优势，打造氢能全产业链创新高地，带动科研、工程建设、运维等大量高端就业。电厂改造盘活存量厂区资产，避免大规模拆迁，节约土地资源；电厂保留供热能力，保障沿江工业企业稳定供热，降低工业转型冲击。

5.4 电网协同效益

上海作为受端电网，大规模海上风电直接并网会带来巨大波动冲击。采用风电制氢模式，把波动电能转化为稳定燃料，氢燃气轮机出力可灵活调节，作为稳定基荷电源，配合外来特高压绿电、储能，平抑电网波动，降低电网调峰压力，提升整个长三角电网安全稳定水平。

六、风险识别与防控对策

6.1 输氢管道氢脆与安全泄漏风险

风险：纯氢管道长期运行，存在氢脆、管壁疲劳、氢气微泄漏风险；氢气点火能低，爆炸区间宽，城市周边管线安全管控要求极高。

对策：严格选用抗氢合金管材，控制运行压力；全管线部署分布式光纤传感、微量氢气在线监测，数字孪生实时监控管壁应力；管道埋地敷设，设置安全隔离带，远离人口密集建筑；分段设置紧急切断阀，常态化开展管道探伤、压力检测，建立分级应急处置预案，完善氢气泄漏、火灾应急演练体系。

6.2 海上制氢产能波动风险

风险：海上风电受台风、季节风力变化影响，制氢产量存在波动，影响氢燃气轮机稳定燃料供给。

对策：配套建设大型储氢设施，形成燃料缓冲池；多海域风电场联合制氢，平滑出力波动；建立跨区域绿氢调配机制，可接收长三角其他区域绿氢作为补充，保障电厂燃料持续供应。

6.3 氢燃气轮机改造成本与技术成熟度风险

风险：大容量纯氢重型燃气轮机工程案例偏少，机组改造投资高，设备运维经验不足。

对策：分阶段示范先行，先小容量示范机组验证，再规模化推广；依托上海电气等本土装备企业，开展纯氢燃机国产化攻关，降低设备采购成本；建立机组运行经验反馈机制，完善氢燃机运维标准体系。

6.4 城市空间与邻避风险

风险：输氢管道沿黄浦江敷设，城市人口密集，公众对氢气安全存在顾虑，存在邻避效应。

对策：全过程开展公众沟通、氢能科普，公开管道安全评估报告；优化管线走向，优先利用现有廊道、地下综合管廊；建立沿线公众沟通机制，完善安全科普馆，主动公开监测数据，提升公众接受度。

6.5 转型时序风险

风险：煤电退出节奏和氢能工程投产进度不匹配，可能造成阶段性电力缺口。

对策：严格落实“先立后破”，煤电关停节点绑定氢燃机投产节点；在氢基电源未投产前，保留存量煤电作为兜底保供电源；滚动开展电力系统仿真，动态调整煤电退出计划，守住城市电力安全底线。

七、研究结论

            华夏能源研究院

                  2026年10月