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李继峰:氢能大规模产业化应用需克服四大挑战

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随着应对全球气候变化形成普遍共识,主要国家陆续提出碳中和规划,进一步提高氢能产业发展目标,未来绿氢的市场需求将显著增长。目前,氢能大规模产业化应用仍需克服四大挑战,即完善氢能的行业标准规范、形成“制储输用”完整产业链、构建长距离低成本的氢能运输体系和降低绿氢的生产成本。

未来需要在氢能“能源属性”上形成共识,其中,建立健全适宜的行业监管体系,是进行氢能转型的前提条件;研发高效低成本的绿氢制备技术,推动“电—氢”耦合,是提高氢能市场需求的关键途径;培育多元化氢能储运网络,实现长距离长时间氢能储运,是连接氢能产业链的必由之路;打造氢能全产业链综合示范区,配套氢能产业政策,是拓展氢能应用场景,推动技术创新突破,加速氢能产业商业化的有效手段。

氢能成为全球竞争新赛道

氢能是来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源。在全球碳中和潮流下,氢能受到各国高度重视,有望很快成为实现能源低碳转型的重要载体。

目前,全球每年氢能需求量约9400万吨,主要用于炼化和工业领域。随着氢能应用场景的持续拓展,将极大带动氢能的市场规模,预计氢能市场规模将得到显著扩大。根据国际能源署(IEA)预测,到2030年,全球氢能需求量将达到1.5亿吨,并在2060年突破4亿吨,其中,2030年之后的新增供给将主要来自绿氢。

为了实现碳中和目标和能源低碳转型,世界主要经济体陆续出台或更新氢能发展战略,提升了氢能和绿氢的发展目标。例如,德国政府更新氢能战略目标,计划于2030年之前在氢能技术全产业链上取得全球领先,且电解水制氢规模达到10吉瓦(相当于1000万千瓦);美国则将2040年、2050年的绿氢生产目标分别提高到2000万吨和5000万吨;日本规划氢和氨的供应量在2040年、2050年分别达到1200万吨和2000万吨;韩国政府宣布投入2.4亿韩元(约合1.93亿美元)的资金支持6个氢能城市建设。

在我国碳达峰碳中和战略部署中,氢能已作为深入推进能源生产和消费革命,构建清洁低碳、安全高效能源体系的重要领域。2022年3月,国家发改委和国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》。全球氢能赛道已初步形成,未来发展可能超过现有战略预期。对此,我国应着眼全球氢能产业发展大趋势,找准切入点,力争复制电动汽车、动力电池的成功案例。氢能发展是我国实现“双碳”目标的重要途径之一,氢能在发电侧、电网侧和负荷侧均有广泛的应用场景,是中国新型电力系统建设的优质介质。随着能源消费模式的转变,氢能在未来的能源结构中将占据重要位置。

我国氢能发展面临的主要挑战

1.氢能的“能源属性”与“行业标准规范”有待进一步完善。

氢能兼具“清洁能源”与“危化品”的双重属性,在做好氢能安全管理的基础上,需要明确氢气的能源属性并加快制定氢能的行业标准和技术规范。近年来,我国加快了氢能发展战略部署。2022年3月23日,国家发展改革委、国家能源局联合发布的《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》明确了氢能在中国的能源属性,但针对氢能产业链安全监管体系缺乏统一认知,特别是对氢能的能源属性理解不足,导致在落实氢能项目时安全监管机构职责不够明确,跨部门、跨领域缺乏协作协调。

2.氢能产业链体系尚不完备。

制氢、储氢、运氢及应用尚未形成完备高效的产业链。在产业上游,我国灰氢技术成熟、成本低,但化石能源紧缺,加之排放量高、杂质多需要提纯,或将逐步被可再生能源制氢(绿氢)技术所取代。不过,目前,我国利用清洁能源制氢的效率偏低,还没有到大规模生产的产业阶段。在产业中游,国内车载高压储氢以及运氢方面均比较薄弱,基础设施缺口较大,加氢站数量少且储氢量小。在产业下游,氢能当前的应用范围比较窄,主要以燃料电池形式应用于交通领域,且技术瓶颈导致成本较高,燃料电池汽车的产业化应用推广仍存在一定难度。

3.长距离、大规模、低成本的氢能储运系统仍有待突破。

氢能的资源与需求在空间分布上不匹配,且目前氢能长距离长时间储运技术不够成熟、成本较高,制约了氢能的大规模生产与消纳。我国绿氢上游生产多集中在华北、西北、东北等可再生能源较为丰富的地区,而下游需求多分布在华东、华南等经济发达地区,需要依靠长距离储运技术以实现氢能跨区域统筹利用。绿氢在我国空间维度上的错配问题及新能源制氢的波动性问题,对氢能跨区域、跨时间储运提出了更高要求,氢储运供应链产业化水平有待提高。

4.较高的绿氢生产成本制约上下游产业的市场竞争力。

绿氢制氢和用氢场景的技术经济性较差。目前,氢燃料汽车加注绿氢成本在50-60元/公斤。可再生能源制氢的成本高,导致绿氢产业链整体成本居高不下,绿氢及其下游产品的价格远高于同类型传统产品,市场竞争力不足,严重制约了绿氢的应用和产业链的发展。

绿氢要实现大规模低成本生产需要从系统设计、多电解槽运行管理、材料可靠性等方面进行优化,进一步降低绿氢制备系统总成本,提高制氢效率。同时,还需要进一步发展“风光储氢”耦合技术来提高可再生能源电力的消纳,推动“电—氢能”系统在满足生产目标条件下,实现最优化运行。另外,还要重视培育氢能应用场景,如氢能特种车辆、港口物流车、重型卡车、公交车等,以解决部分试点城市规划难以落实的困境。

对我国未来氢能产业政策的建议

1.加快标准体系建设,强化有效监管。

参考国际氢能技术发展方向,结合我国氢能产业发展实际情况,明确各种类型氢能的定义范围,制定符合国家战略和行业特色的安全标准。同时,适度前瞻地制定管理制度,管控氢能产业链的安全风险,促进氢能产业安全发展。

尽快明确氢能的行业主管部门,由其牵头各相关部门,建立统筹协调机制,建立完善的氢能基础设施审批、建设、验收流程。以统筹氢能产业发展与全链条安全为抓手,尽快建立健全氢能监管制度和监管职能,加强监管能力建设,强化对制、储、运、加、用等全产业链重大安全风险的预防和管控,建立安全事故防范机制、安全应急响应机制,提升全过程安全管理水平。

2.研发高效低成本的电解水制氢技术和装备,推动“电—氢”耦合。

发展氢能已成为能源绿色转型和实现低碳发展的必然选择,绿氢关键技术的突破与成本降低是促进氢能需求增长的关键因素。一方面,要加快研发基于“电—氢”耦合的“水风光储氢”一体化系统,突破可再生能源发展的瓶颈,提高其消纳比例,满足规模化、长周期储能需求;另一方面,“水风光”互补平稳地出力能保证制氢系统处于最佳工况下运转。同时,推动大规模氢储能在能量转化效率、安全问题和核心技术上尽快得到突破。比如,PEM电解槽未来要降低贵金属用量、提高使用寿命和波动适应性。

3.培育多元化氢能储运网络,连接氢能上下游产业链。

大规模氢能储运网络体系,是实现长距离输氢和长时间储氢、连接氢能上下游产业链、推动氢能生产和消费、促进氢能产业发展的重要基础。储氢有气态、液态和固态等方式,三种技术在储氢密度、成本和效率上各有利弊。要加强技术创新,继续提高气态储氢密度,降低低温液态储氢能耗和成本,提高固态储氢密度、降低成本和吸放氢温度,降低有机液体储氢成本、简化操作和反应条件。

目前,氢能储运方式主要以高压气态储氢为主,中长期要发展液态储氢,固态储氢目前应用较少,未来在成本和能源效率上获得突破后,也将成为一种有效的储氢方式。目前,国内在等离子体方法制备纳米结构镁基储氢合金、金属氢化物水解制氢、N-乙基咔(NEC)有机液体储氢方面已取得原创性成果,应用前景可观。

4.打造氢能全产业链综合示范区,拓展应用场景。

发展“海上风电+氢能”全产业链综合示范项目,是以用促产,丰富氢能应用场景,激励氢能技术进步和创新突破,推动产业链协同进步的重要举措,也是加速氢能商业化的有效手段。

建议将海南省打造为“清洁能源岛”,建设氢能全产业链综合示范区,可加快氢能项目招商引资,推动产业加速集聚,帮助氢能企业做大做强,增强创新动力,突破绿色氢能“卡脖子”技术和关键设备,拓展应用场景,加速氢能在海南省乃至全国大规模产业化、商业化进程。

(作者系国务院发展研究中心资源与环境政策研究所气候政策研究室主任、研究员)

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编辑:敬之