氢电耦合重构零碳新工业体系

□ 吴昊 唐颂

 

工业和信息化部日前发布《关于组织开展2023年度国家工业和信息化领域节能降碳技术装备推荐工作的通知》，明确将可再生能源高效低成本制氢、氢能利用纳入“工业节能降碳技术”的推荐范围，再一次强调了绿氢制取和应用对于节能降碳的意义，也为备受关注的“绿电与绿氢耦合发展”提供了新的政策利好。

“‘绿电+绿氢’氢电耦合是未来的理想能源体系。”华北电力大学教授、氢能技术创新中心主任刘建国预计，2030年，我国供给侧绿氢比例将达到15%，2060年供给侧绿氢比例有望达到75%。不过，他同时指出，目前我国绿氢体系仍存在需求的空间、消费的时间特性、现有体制机制及标准等多个不匹配问题，亟待突破解决。

新型电力系统迎来“优秀介质”

当前，可再生能源迎来规模化发展阶段。国家能源局数据显示，截至今年6月底，我国可再生能源装机突破13亿千瓦，约占我国总装机的48.8%。可再生能源的快速增长，也为绿氢带来了发展机遇。刘建国认为，可再生能源电制氢是未来氢能发展的主要方向，将应用于新型电力系统“源、网、荷”各环节，呈现电氢耦合发展态势。

“新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，我国的新型电力系统建设需要氢能作为优秀的介质。”刘建国表示，绿氢可支撑高渗透率的波动性可再生能源电力并网，提高系统效率和成本效率；在可再生能源资源富集、氢气需求量大的地区，建议开展集中式可再生能源制氢，“新能源+氢储能”协同运行；在分布式新能源丰富、峰谷差价格较大地区，可以开展分布式“新能源+氢储能/加氢”一体站商业模式。

绿氢对于构建新型电力系统的重大意义，已成为行业共识。由中国产业发展促进会氢能分会编写的《国际氢能技术与产业发展研究报告2023》指出，随着我国可再生能源发电规模的飞速扩大，供需地理位置错配问题日益凸显，可再生能源在资源侧和供应侧呈现“西富东贫，北多南少”的格局，而需求侧则与之相反。氢能以其可跨季节长时储能和利用方式灵活等优势，成为促进可再生能源消纳以及能源供应体系多元化发展的最佳选择。

在中国工程院院士、中国电力建设集团有限公司首席科学家张宗亮看来，目前，电力廊道紧张局面已经形成，通过外送电力线路无法承载西部百亿千瓦以上的可再生能源，也无法完全满足中东部地区未来快速扩大的能源需求缺口，利用氢能输送西部可再生能源是必然选择。他指出，在氢能输送终端，不论是直接利用氢能，还是通过燃料电池、合成氨和甲醇以及煤电掺氨、气电掺氢，都是解决西部可再生能源消纳的有效途径。

张宗亮还表示，可再生能源制取的绿氢（氨）能够实现工业领域化石能源替代，帮助冶金技术进步，改善建筑、交通领域碳排放。而在我国“双碳”目标下，为安全高效消纳大规模可再生能源，构建新型电力系统需要充足的灵活性资源，以氢为基础的绿氢、绿氨、绿甲醇，是辅助构建高灵活性新型电力系统的有效途径。

绿氢体系“三大错配问题”待解

近年来，我国绿氢产业发展不断提速。据中国产业发展促进会氢能分会统计，截至2022年，全国已建成和规划可再生能源制氢产能达410万吨/年，2022年全年电解水制氢项目约52个，其中风电光伏一体化项目21个，占比约为40%，光伏制氢项目19个，风电制氢项目10个，水电制氢项目2个。光伏发电以其波动性较小、年利用时长较长、建设成本较低等优势已成为与氢能耦合的主流模式。

虽然发展势头迅猛，但目前来看，我国绿氢产业仍然存在诸多瓶颈。刘建国认为，我国绿氢体系当前仍存在绿氢资源需求空间与分布不匹配、绿氢生产与消费的时间特性不匹配、现有体制机制及标准与绿氢体系不匹配等问题，亟待主管部门、地方政府、专业机构、企业等联手突破解决。

其中，在空间维度上，国内氢能行业快速发展，绿氢项目集中在风电、光伏丰富的西北、华北地区，但长距离输氢成本高企的情况下，产能与需求存在空间不匹配的问题。刘建国指出，在绿氢生产侧，大型风光电基地集中在西北和北部地区的内蒙古、甘肃、青海、新疆、陕西等省区；海上风电基地主要分布在东南沿海地区。在绿氢消费侧，现代煤化工基地规划布局呈现近煤炭资源的区位特征，以西北能源“金三角”地区为核心、新疆和山西等省区为补充；交通领域氢能应用布局，以北京、上海、广东、河南、河北五大燃料电池汽车示范应用城市群为主，同样集中在中东部地区。

在时间维度上，刘建国认为，新能源资源波动性对制氢波动性的传导、下游连续稳定用氢需求，二者存在时间错配问题。在上游制氢端，制氢设备为了适应新能源发电的间歇性和波动性，仅从绿氢生产侧出发难以保证规模化以及连续稳定的氢能供应；在下游用氢端，化工、交通等重点领域在中长期逐步实现绿氢替代后，应用场景需要氢能的连续稳定供应。

此外，在体制机制方面，虽然《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》明确了氢能在能源体系中的定位，但将氢气作为能源产品，针对可再生能源电解水制氢、规模化氢储运等的产业垂直管理与安全监管体系有待建设，产业规划、安全管理等方面的主管机构没有明确归口，跨部门协调、跨领域协作机制亟待完善。

绿氢大基地重构零碳新工业体系

从实现“双碳”目标、保障能源供给安全的角度，绿氢加速发展已成为必然趋势，而在现阶段，解决行业面临的瓶颈问题极为迫切。由于我国各地绿氢产业发展条件不同，氢源区域、分布不均衡，落基山研究所建议，未来10年，中国绿氢产业发展可以采取“区域为主”统筹发展和“大基地”规模化开发两种方式，锚定风光氢储一体化大基地。其中，作为产业发展先试先行的重要载体，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。

落基山研究所认为，长距离、大规模储运氢气的成本瓶颈，在短期内难以突破，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。考虑到氢能供给和消纳的布局模式，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。

面对绿氢资源与需求的空间分布不匹配问题，刘建国表示，现有的解决方式包括把工业往氢能丰富的西北地区迁移、把东部地区原有的制氢产能留给交通领域，以及推动制氢、加氢一体站建设。

同时，对于行业的标准和机制问题，刘建国建议，氢能行业应从可再生能源制氢成本优化，通过制氢加氢一体站连接上下游产业链，探索多元化运输网络放宽储运压力标准等方面入手，化解氢能供需存在的错配问题。通过制氢加氢一体化技术，缩减氢气压缩、存储、解压的过程，改变氢气的储、运方式，节约成本，提高能效。

“降低成本是绿氢长期发展进程中的重要使命。未来，中部、东部（南部）地区用氢需求估计约6500万吨/年。考虑一定的技术进步，西部可配套超过14亿千瓦新能源、1亿千瓦以上水电、6.5亿千瓦以上制氢装机。”张宗亮表示，经测算，未来落地氢价有望降至25元/千克左右，是行业内公认的完全具备经济性的价格水平。