2030年中国可再生氢装机应达100吉瓦

9月17日，“2023全球能源转型高层论坛氢能绿色高质量发展分论坛”在京举办。

 

本报讯 日前，在北京举办的“2023全球能源转型高层论坛氢能绿色高质量发展分论坛”上，落基山研究所交通、氢能和技术创新项目主任王喆称，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，也是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，同时也是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。

据介绍，目前，中国可再生氢装机规模不足1吉瓦，与碳中和目标仍存在巨大差距。为达到这一目标，落基山研究所首提“绿氢100”愿景，即2030年中国可再生氢装机总量至少应达到100吉瓦，2030年之后每年继续保持5%~10%的增速。

“能源转型过程中，氢能需求将持续增加。”王喆认为，作为未来低碳能源体系中不可或缺的组成部分，氢能将在中国能源转型和“双碳”目标的实现过程中发挥重要作用。其中，绿氢在氢能中的占比也将不断扩大，零碳情景下氢能在终端能源需求中的占比将达到15%~20%。按照2060年实现碳中和目标，中国可再生氢在氢能中占比超过70%，装机至少达到500吉瓦~750吉瓦。落基山研究所建议，到2025年，初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系，可再生能源制氢量达到10万吨/年至20万吨/年；到2030年，形成较为完备的清洁能源制氢及供应体系，可再生能源制氢被广泛利用；到2035年，可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升。

目前，我国已有30个省级行政区颁布了涉氢政策，尽管已建成项目较少，但大量项目已经处于规划待建阶段，规划的绿氢项目多集中在华北、西北、东北等可再生能源较为丰富的地区。由于中国各地绿氢产业发展条件不同，氢能源区域分布不均衡，落基山研究所建议未来10年，我国绿氢产业发展采取“区域为主”统筹发展和“大基地”规模化开发两种方式。

落基山研究所认为，从全球发展趋势上看，作为产业发展先行先试的重要载体，建设综合化、生态化、区域化氢能基地的发展模式具有突出优势，已在各主要国家和地区被广泛采纳。“长距离、大规模储运氢气的成本瓶颈，在短期内难以得到突破，同时制氢资源分布、用氢场景技术经济性等方面存在较大差异。”王喆称，考虑到氢能供给和消纳的布局模式，应以“大基地”形式规模化开发应用绿氢，充分利用地方资源，将可再生能源资源转化为产业优势，重构零碳新工业体系。

王喆介绍，美国已经在7个州和地区布局氢能发展中心，氢能发展中心与中国“大基地”模式非常类似。比如，以休斯敦为代表的氢能发展中心，以休斯敦的石化产业、风光、可再生资源为基础布局未来氢能的发展规划，既包括短时间内将当地生产氢用于工业领域的脱碳应用，也包括美国其他地区利用向海外输送氢资源进行巨大产业链布局。

我国各地区可再生氢资源分布情况不同，且各地氢能消纳能力有差异，应对的挑战也各不相同。王喆认为，这对各地产业体系发展和重塑蕴含着巨大机遇。西北、华北、东北和西南等可再生能源优势地区产能占比约65%，可凭借丰富的可再生氢资源，成为绿色化工、氢冶金等零碳新工业策源地；华东、华中、华南等可再生能源资源相对有限且成本较高的地区，短期内可通过工业副产氢进行过渡，长期应着力发掘绿电资源以及布局氢能储运基础设施；对于氢能产业方面反应快、起步早的地区，可抓住氢能快速发展期，向全产业链布局延伸、积累优势，如氢能制储运设备、燃料电池汽车上下游产业等。