可再生能源就地利用新示范，张家口绿色制氢领跑全国
第二届张家口长城国际可再生能源论坛11月15日闭幕，氢能开发与利用作为本次论坛的重要环节，集中探讨了氢能来源、氢能产业链、氢能利用等多个议题。
河北张家口在国内氢能产业发展中一直处于领跑位置。作为国家级可再生能源示范区，近年来张家口在氢能领域不断发力，目前已基本形成制氢、储氢、运氢、加注和燃料电池汽车应用等多个领域产业链的覆盖，构建起良好的产业生态。
为充分发挥地方资源优势，张家口从2015年起开始探索以风电为主的可再生能源制氢技术，促进丰富的风电等可再生能源就地消纳，为下游产业提供稳定充足的绿色氢气，促进氢能全产业链健康发展。目前，张家口风电制氢项目稳步推进，截至2019年年底，已有2个制氢项目投产，合计年产2300万标准立方氢气。制氢的突破为氢能全产业链在张家口的扎根发展创造了极佳的产业环境。
可再生能源制氢是未来发展趋势
国发能研院、绿能智库了解到，氢的使用清洁零碳，是未来清洁能源体系重要组成部分，但氢如果来自化石能源又未进行脱碳处理，从全生命周期来看，氢的规模化利用并不低碳（图1），碳强度甚至超出化石燃料直接利用。
图1 各种制氢方式碳排放强度对比（来源：国际能源署）
碳捕捉、封存和利用（CCS/CCUS）技术虽经多年研究，目前商业化应用进展不大。传统的CCS技术成本偏高，如CO2注入地下用于驱油，除需要对燃煤电厂进行必要改造外，还需建造长距离输送管道。美国能源经济与金融分析研究所(IEEFA)的报告显示，美国目前仅1个大规模燃煤电厂CCS项目运转，使用长期CCS目标成本测算，采用CCS技术的燃煤电厂发电成本仍偏高（图2）。《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019版）》中，采用CCS技术的煤制氢成本是常规煤制氢成本的1.8倍，CCS技术实施难度和成本限制了石化能源制氢的潜力。
图2 美国CCS发电成本比较（来源：IEEFA，2018.11）
注：CCS当前成本为$60/吨CO2，CCS长期目标成本为$30/吨CO2，光伏发电成本来自印第安纳州近期PPA（购电协议），风电发电成本来自卡罗拉多州近期PPA
就我国现有制氢能力来看，2018年底，氢气产量为2100万吨，全球排名第一。但通过梳理氢气来源发现，我国氢气绝大多数采用化石能源制氢（包括副产氢），经过CCS处理的比例低。同时，国内氢气产能多为石油、化工等工业配套，短期内无法实现规模化对外供应。从长期来看，化石能源制氢不适合规模化发展氢能产业，并可能成为限制产业发展的短板。
事实上，国际社会一直在推动包括风电、光伏、水能在内的可再生能源制氢的研究和发展。随着风电和光伏发电装机规模大幅增长及成本的快速下降，采用可再生能源制氢的商业竞争力不断增强。
国发能研院、绿能智库从国家能源局了解到，截至2019年9月底，我国的水电、风电和光伏发电装机规模分别达到3.55亿千瓦、1.98亿千瓦和1.90亿千瓦，均居全球首位。而自2018年起，陆上风电和光伏发电均不仅逐步实施补贴退坡，补贴强度大幅降低，，平价项目也已然成为风能和太阳能发展的大趋势，电站度电成本下降明显，这为我国可再生能源制氢创造了有利条件。在可再生能源丰富的地区就近制氢和使用，制氢成本逐步显现优势（图3），国际能源署数据显示，长期来看，国内优势地区风电和光伏发电制氢成本将比当前天然气制氢和经过CCS处理的煤制氢成本更低。
图3 光伏发电和陆上风电制氢未来长期成本预测（来源：国际能源署）
据中国氢能联盟数据显示，2050年，80%的氢气将来自于可再生能源（含生物制氢）（图4）。
图4 中国氢气供给结构预测
国发能研院、绿能智库认为，氢气来源是氢能利用是否低碳的关键，可再生能源制氢将促进氢能规模化应用并助力实现氢能战略意义。
可再生能源制氢能源转型中意义重大
目前全球能源结构转型的关键在城市，国际可再生能源署波恩创新与技术中心主任道尔夫·吉伦表示，目前城市的能源消费量和能源相关CO2排放量的在总量中的比重已分别达到2/3和3/4。
国发能研院、绿能智库梳理发现，目前我国碳减排压力较大，规模化可再生能源制氢才可实现氢能全生命周期内的减碳作用，切实降低工业、建筑、交通等领域非电石化燃料的使用。同时，氢能作为能源载体，易于多种方式的储存和应用，可再生能源就近制氢也可提升电网的灵活性，增加可再生能源装机规模和渗透率，最终实现能源结构转型。
作为国家级可再生能源示范城市，张家口发展可再生能源制氢对当地能源结构转型将发挥重要作用。2018年全市可再生能源消费量占终端能源消费总量比例已达23%，根据规划，2030年这一比例将达到50%。为确保这一目标实现，除了在消费侧通过关停钢铁等高耗能企业大幅降低能耗外，仍需通过制氢来显著增加风电和光伏发电的装机规模。据国际可再生能源署《张家口2050年能源转型战略》中的测算，与基本情景相比，加大制氢规模的氢能情景下，2035年可再生能源发电量在一次能源中的比重提升近5%，接近70%。2050年，氢能情景中，可再生能源发电比例超过电气化情景，使张家口可再生能源在一次能源消费量中的占比接近95%。
我国能源结构中，2018年非化石能源比例达14.3%，可再生能源仍有相当大的空间（图5），需要可再生能源规模化制氢助力实现。
图5 2050年温升实现2℃以下场景中我国风电、光伏发电年均开发水平
（单位：GW；来源：国家可再生能源中心）
国发能研院、绿能智库研究表明，制氢可显著提高可再生能源装机规模，支撑可再生能源在能源消费中更高的占比，达成我国城市为主体的能源结构转型战略；而可再生能源通过制氢也将强化氢能战略意义并为实现相关目标提供切实可行的路径。
机制创新为可再生能源制氢扫除障碍
为聚集各方资源，张家口2019年与清华大学、中国电动汽车百人会、各知名企业等共同发起成立张家口氢能与可再生能源研究院，打造高级别产学研用平台，对发展初期的氢能产业起到重要推动作用。
张家口建立了高规格的示范区建设季度协调推进工作会议制度，张家口市能源局局长郭俊峰表示，“这个机制协调解决了一系列重大问题，为示范区的推进和高质量发展,起到了非常重要的保障作用。”该市充分发挥先行先试优势，2019年陆续出台《氢能张家口建设规划》、《“氢能张家口”实施方案》、《张家口市人民政府关于印发支持工业经济加快发展十项措施的通知》、《张家口市加氢、制氢企业投资项目核准和备案实施意见》等文件，解决制氢、加氢和氢能产业发展中存在的突出问题。为快速推进可再生能源制氢、加氢及氢能应用奠定坚实政策基础。
为最大化消纳可再生能源电力，张家口创新推出四方机制，可由政府、电网公司、发电和用电企业四方沟通，撮合交易。这开创了可再生能源市场化交易的先例，目前已累计交易电量接近8亿千瓦时。这为可再生能源电力制氢提供新的思路，直接使用清洁市电,贴近用户侧制氢用氢，解决可再生能源直接制氢存在的发电波动大、储存输运不便等难题。
国发能研院、绿能智库认为，氢能产业发展在国内尚无成熟路径可寻，依然面临多个环节的制约。张家口在机制方面不断创新，有力的促进了商业化初期氢能产业的良性发展，对其它地区发展氢能具有很好的示范意义。
制氢环节突破带动全产业链健康发展
2018年以来全国各地纷纷布局氢能产业，由于氢能产业链长，涉及领域多，各地资源禀赋有异，在氢能发展思路上也多有不同。张家口率先突破可再生能源制氢环节,带动整个氢能产业健康发展,为全国提供可借鉴的样板。
张家口早在2015年就开始探索风电制氢商业化应用，河北建投沽源200MW风电和10MW风电制氢项目成为国内最早的可再生能源大规模制氢示范样板。
2018年，在引入氢燃料电池公交车进行示范的同时，海珀尔一期制氢项目也开始启动，建成后年产高纯度氢气1600万标准立方并配套一座加氢站，预计2019年年底投产。海珀尔二期项目建成后，年氢气产能共计约1亿标准立方，届时海珀尔生产的氢气每天可满足1800辆氢燃料电池客车的燃料补给，满足2022年冬奥会对氢燃料的需求。
为使氢气价格具备竞争力，在可再生能源制氢产业发展初期，张家口采取“一事一议”的办法对制氢和制加一体加氢站项目给予电价补贴支持。海珀尔项目全部投资5亿元,享受优惠电价后，氢气成本具备较大优势。目前，加氢站加氢价格为30元/kg，经北汽福田测算，对于示范运行的车辆，燃料费用已略低于燃油车（表1）。
表1 燃油车与氢燃料电池示范车燃料费用对比
张家口拥有全国数量最多的氢燃料电池公交车运行示范，也拥有可再生能源获取的价格适中、数量充足的氢气及配套加氢站，从生产到使用已逐步形成价值链条，这些因素促使氢能产业在张家口快速健康发展，制氢设备、氢气储运、加氢站及设备、氢燃料电池发动机及整车等重点企业和重点项目不断汇聚。
张家口以丰富的可再生能源为依托，大力发展制氢厂和加氢站，并引进氢燃料电池公交车进行规模化示范运营，形成了制氢-加氢-用氢的产业生态，吸引多个氢能产业项目落地，有力促进了氢能全产业链发展。
国发能研院、绿能智库认为，张家口通过氢燃料电池发动机等优势企业的快速发展，继而带动氢能各种形式的终端应用，又促进了当地可再生能源的建设和消纳，电、氢互补的能源结构雏形逐渐显现。该市在氢能产业规模化发展方面的探索和创新，将为国内其他城市树立标杆，提供可供借鉴的宝贵经验。
作者：陈大英
