中國儲能網(wǎng)訊：
01
發(fā)展綠氫是實現(xiàn)碳中和目標的重要途徑
我國力爭2030年前實現(xiàn)碳達峰，2060年前實現(xiàn)碳中和，是黨中央經(jīng)過深思熟慮作出的重大戰(zhàn)略決策。要實現(xiàn)碳中和目標，一方面要在能源生產(chǎn)側(cè)大力發(fā)展可再生能源，另一方面要盡可能提升終端用能電氣化率，進而最大程度減少全社會化石能源消費。但以風(fēng)電、太陽能發(fā)電為主的可再生能源具有間歇性、波動性特點，高比例新能源電力系統(tǒng)需要大規(guī)模儲能作為技術(shù)支撐。此外，化石能源作為工業(yè)原料、交通燃料以及高品質(zhì)供熱的終端用能消費，也難以直接通過電力替代。氫能憑借能量密度高、便于大規(guī)模存儲、應(yīng)用場景多的特點，在為高比例新能源電力系統(tǒng)提供大規(guī)模長周期儲能的同時，也為用能終端脫碳提供了全新選擇。在新型電力系統(tǒng)中，綠氫與綠電可形成優(yōu)勢互補，幫助新能源應(yīng)用從電力系統(tǒng)延伸至整個能源系統(tǒng)，有力支撐我國碳中和目標最終達成。
目前，以可再生能源為主體的能源系統(tǒng)變革已經(jīng)到來，綠氫是低碳驅(qū)動下全球能源革命的共識性解決方案，全球已有30多個國家制定了氫能發(fā)展戰(zhàn)略。歐盟已明確重點發(fā)展利用風(fēng)能、太陽能等可再生能源生產(chǎn)綠色氫能，計劃到2030年建設(shè)40吉瓦的可再生氫電解槽，產(chǎn)氫量達1000萬噸/年；到2050年，實現(xiàn)可再生能源制氫在重型交通、冶金、化工等難以脫碳行業(yè)的大規(guī)模應(yīng)用。此外，美國也積極推動氫能的研發(fā)與應(yīng)用。美國能源部提出H2@Scale規(guī)劃，大幅提高了對不同電解制氫材料與技術(shù)類研發(fā)項目的支持力度，支持3M、Giner、Proton Onsite等公司開展質(zhì)子交換膜電解槽制造與規(guī)?；夹g(shù)研發(fā)，涉及吉瓦級質(zhì)子交換膜電解槽的析氧催化劑、電極、低成本電解槽組件等眾多關(guān)鍵技術(shù)。
我國可再生能源制氫潛力巨大，已連續(xù)8年成為全球最大可再生能源投資國，風(fēng)電、光伏、水電等可再生能源裝機規(guī)模均為世界第一。截至2021年底，全國風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機超過6億千瓦，如果按1%的比例配置電解水制氫，制氫效率按照5.5千瓦時/標方測算，可制取綠氫達20萬噸/年，遠超現(xiàn)有燃料電池汽車用氫需求。到2030年，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量有望達到15億千瓦以上，到2060年可再生能源發(fā)電裝機占比將達到90%以上，可有力支撐我國綠氫發(fā)展需求。
02
我國綠氫發(fā)展仍然面臨多重阻礙
2021年以來，中央發(fā)布一系列政策文件涉及綠氫。2021年10月26日，國務(wù)院發(fā)布《關(guān)于2030年前碳達峰行動方案的通知》，提出加快低成本可再生能源制氫技術(shù)創(chuàng)新。2022年3月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021～2035年）》，進一步指明了我國綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展方向。盡管在國家層面對氫能綠色發(fā)展的總體定位日漸清晰，但當前我國氫能供應(yīng)仍以化石能源制氫為主，可再生能源制氫占比不足1%，綠氫項目在落地過程中仍面臨技術(shù)、成本、基礎(chǔ)設(shè)施及政策保障等方面的阻礙。
綠氫技術(shù)基礎(chǔ)薄弱。風(fēng)電、光伏發(fā)電等可再生能源波動性、隨機性大，寬功率波動下堿性電解水的技術(shù)可行性仍存在問題。質(zhì)子交換膜（PEM）純水電解對波動性電源的適應(yīng)性強，但目前國內(nèi)參與研發(fā)制造純水電解設(shè)備研發(fā)制造的企業(yè)并不多，可提供電解槽膜的企業(yè)更是屈指可數(shù)，除個別示范項目可達到1000標立方米/小時外，主流電解槽產(chǎn)品單槽功率普遍在300標立方米/小時左右，遠低于風(fēng)電、光伏電站裝機功率，規(guī)模經(jīng)濟效益尚難體現(xiàn)（見表）。此外，化工行業(yè)歸口的管理模式極大限制了綠氫的推廣應(yīng)用。綠氫供應(yīng)涉及電力、可再生能源、氫燃料電池汽車、固定式燃料電池等領(lǐng)域，但氫能在我國屬于危險化學(xué)品，制氫場地需建設(shè)在化工園區(qū)，加氫站商業(yè)用地與制氫工業(yè)用地的性質(zhì)矛盾還未調(diào)和，導(dǎo)致可再生能源制氫及制儲加一體站的建設(shè)運營受阻。
綠氫制備成本偏高。由于依賴進口，PEM關(guān)鍵電解槽設(shè)備價格普遍較高（7000～12000元/千瓦）。雖然堿性電解的經(jīng)濟性相對較高，但其在單位能耗、占地體積、維護成本上還存在瓶頸。高溫固體氧化物電解轉(zhuǎn)換效率高，但目前仍處于起步階段。電費是影響電解制氫成本的核心因素，我國普遍采用網(wǎng)電制氫，在電價0.6元/千瓦時情況下電解水制氫成本在30元/千克以上，遠高于煤制氫10元/千克水平。雖然利用可再生能源棄電制氫可明顯降低制氫電價，但棄電時長受新能源出力特性、電網(wǎng)調(diào)峰能力、用電負荷等多因素影響，不確定性很大，導(dǎo)致電解水設(shè)備利用率偏低和制氫綜合成本升高。
綠氫儲運面臨瓶頸。我國可再生能源資源集中在西北偏遠地區(qū)，與中東部氫氣消費中心距離較遠。現(xiàn)階段我國氫能運輸基本采用20兆帕氣氫拖車運輸?shù)姆绞?，氣氫儲運壓力小且儲運效率低，單車實際運氫量為300千克左右，僅可供25輛左右的氫燃料電池公交大巴的使用，不適合長距離運輸與規(guī)?；瘹淠軕?yīng)用。高密度液態(tài)氫的儲運能較好地解決成本高和安全性問題，但我國液態(tài)氫民用化進程緩慢，基礎(chǔ)研究和關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)投入嚴重不足，相關(guān)標準和規(guī)范缺乏。此外，目前氫液化電耗高，約為17~18千瓦時/千克，氫液化裝置規(guī)模較小，液氫生產(chǎn)及存儲設(shè)備仍未實現(xiàn)國產(chǎn)化。在金屬儲氫、有機物儲氫及合成氨儲氫等方面，國內(nèi)外都仍處于探索階段，應(yīng)用前景具有較大不確定性。加注方面，國內(nèi)加氫站以外供氫為主，普遍存在購氫成本高、氫氣銷售量小的問題，大部分加氫站處于虧損狀態(tài)。
03
堅持綠氫發(fā)展基調(diào)
完善綠氫政策體系
完善綠氫管理與標準體系。盡快明確綠氫生產(chǎn)、儲運、應(yīng)用等環(huán)節(jié)的歸口管理部門，完善相關(guān)管理章程和法規(guī)。建立統(tǒng)一、完善、連貫的制氫站、加氫站建設(shè)和運營審批政策及流程。針對氫能安全問題，建立健全包含檢測、計量及售后服務(wù)保障在內(nèi)的技術(shù)產(chǎn)品標準體系，不斷夯實氫能體系標準基礎(chǔ)，為后續(xù)大規(guī)模市場應(yīng)用提供支撐。
加強綠氫核心技術(shù)攻關(guān)示范。重點攻關(guān)低成本、高靈活、高效率電解水制氫技術(shù)，加強電解水制氫與上游波動性可再生能源發(fā)電和下游綠氫化工生產(chǎn)工藝的銜接。加快管道、高壓深冷、液氫、氨存儲等大容量、長距離氫氣儲運技術(shù)研發(fā)，持續(xù)擴大綠氫在各終端部門的應(yīng)用范圍。加大燃料電池關(guān)鍵材料技術(shù)研發(fā)力度，降低燃料電池對稀有金屬的依賴。評估地質(zhì)儲氫資源潛力，深入研究氫能長周期儲能可行性和經(jīng)濟性。不斷提升關(guān)鍵技術(shù)自主創(chuàng)新能力，打造具有完全自主知識產(chǎn)權(quán)的綠氫技術(shù)鏈條。
加大綠氫供應(yīng)鏈政策扶持力度。鼓勵國企積極參與綠氫關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)，國家及地方給予配套政策支持。綜合考慮綠氫制、儲、運、加等環(huán)節(jié)的實際經(jīng)濟性水平，研究制定面向上游綠氫供應(yīng)的稅收、電價優(yōu)惠等過渡期扶持政策，促進綠氫技術(shù)研發(fā)攻關(guān)及產(chǎn)業(yè)化。加快鋼鐵、化工等高耗能行業(yè)碳市場建設(shè)，將綠氫與碳市場建設(shè)相結(jié)合，推動綠氫在工業(yè)部門對傳統(tǒng)化石能源消費的替代。編制中長期液氫及管道運氫導(dǎo)入時間表，逐步解決大規(guī)模綠氫低成本運輸問題。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年06期，作者單位：國家發(fā)改委能源研究所
