穩步有序推進綠氫規模化發展

文｜鐘財富

可再生能源電力制氫，是指利用風電、光伏等可再生能源電力進行電解水制氫，與當前絕對主導的且會產生大量碳排放的煤制氫、天然氣制氫等化石能源制氫方式相比，可再生能源制氫過程中不產生碳排放，屬于完全綠色的制氫方式。因此，國際上也將可再生能源制氫稱之為綠氫。發展綠氫，是通過氫能支撐碳中和目標的根本。

2022年3月，國家發改委、國家能源局聯合印發《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》（以下簡稱《規劃》），明確了我國氫能戰略定位、總體要求和發展目標，從國家層面對氫能產業進行了頂層設計。《規劃》提出了要走清潔低碳的發展路線，未來重點發展可再生能源制氫。雖然當前綠氫在經濟性上仍存在“瓶頸”，但產業有望在《規劃》指引和政策支持下逐漸實現規模化發展。

綠氫將是實現碳中和戰略的重要支撐

從世界上主要國家發布的碳中和戰略或氫能戰略規劃來看，發展光伏、風電制氫為主的綠氫是這些國家實現碳中和目標的重要支撐。德國和歐盟委員會分別于2020年6月和7月相繼通過了德國和歐盟的氫能戰略。德國和歐盟的氫能戰略總體上一脈相承，戰略中提到發展氫能是支持歐盟和德國2050年實現碳中和的必要條件，特別是綠氫將彌補可再生能源的不足，對化石能源生產氫氣的設施進行碳捕集、利用和封存改造，實現“藍氫”制取的方式將作為近中期的過渡方案。歐盟戰略中提出到2024年要安裝6GW的電解設施生產100萬噸綠氫，到2030年安裝40GW的電解設施生產1000萬噸綠氫，到2050年實現所有氫都來自綠氫，并且25%的可再生能源電力用于電解制氫。考慮到目前歐洲電解設施年生產能力遠低于1GW，要達成這一目標需要大幅提升設備生產能力或加大進口規模。

歐盟戰略預計到2030年將需要投入240億～420億歐元，到本世紀中葉將需要投入1800億～4700億歐元。法國作為歐盟雙龍頭之一，在德國之后也于2021年初成立國家氫能委員會，在繼承了歐盟氫能戰略的核心的同時制定了《國家氫能戰略》；法國計劃安裝建設大規模的水電解制氫裝置，到2030年擁有6.5GW的電解槽產能，可生產綠氫60萬噸，同時在交通領域推廣氫燃料電池車，并力爭到2028年建成400到1000座加氫站。英國政府也于2021年8月發布了其首個氫戰略。根據該戰略，到2030年實現5GW低碳氫的生產能力，氫將在英國化工、煉油廠、電力和重型運輸等高污染、能源密集型行業脫碳方面發揮重要作用；2050年，英國20%～35%的能源消耗將以氫為基礎，最終為英國到2035年減少78%的碳排放和2050年實現凈零排放目標做出重要貢獻。

歐盟之外，美國在拜登政府上臺后，更加重視新能源的發展，包括氫能。2021年6月美國宣布“氫能源地球計劃”，提出在10年內實現綠氫成本降低80%的目標，由目前每千克5美元降至每千克1美元。韓國政府在2021年10月發布發展氫能產業的“氫能領先國家愿景”，力爭到2030年構建產能達100萬噸的清潔氫能生產體系，并將清潔氫能比重提升至50%；2021年12月又發布了韓國首個《氫經濟發展基本規劃》，其中提出，到2050年韓國氫能將占終端能源消費總量的33%，占發電量的23.8%，成為超過石油的最大能源，并且到2050年氫將完全來自綠氫和藍氫等“清潔氫”。

我國政府已經提出了“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”的目標，大規模利用綠氫也將是我國實現碳中和目標的重要方式。根據《規劃》，到2025年，我國可再生能源制氫量將達到10萬～20萬噸/年，2030年形成較為完備的氫能產業技術創新體系、清潔能源制氫及供應體系，到2035年形成氫能多元應用生態，可再生能源制氫在終端能源消費中的比例明顯提升。在交通、工業等領域實現深度碳減排，綠氫的作用將不可或缺。此外，在綠氫的生產過程中，通過電解裝置與可再生能源發電的耦合，制氫可以平抑新能源發電的波動性，提高新能源發電質量，通過制氫和氫儲能還可以提高電網跨月跨季度的調節性，保障電網運行安全。因此，綠氫在我國構建新型電力系統中也將發揮重要作用。

綠氫項目開發加速

從全球來看，近年來，綠氫項目數量快速增長。根據國際能源署（IEA）的數據，截至2021年，全球在建的制氫項目有近400個，且在建的電解制氫項目規模增長顯著。2010年前后的多數電解制氫項目規模低于0.5MW，而 2017-2019 年的項目規模提高到了1～5MW級別；日本2020年投產了10MW規模的項目。歐洲燃料電池和氫能聯合組織資助的德國科隆市REFHYNE項目2021年投運，成為歐洲最大的質子膜交換電解（PEM）制氫項目，其電解槽的峰值容量為10MW，總耗資約2000萬歐元，每年可生產約1300噸氫氣。REFHYNE項目將在德國威瑟林的殼牌萊茵煉油廠使用可再生電力生產綠氫。

世界上主要國家發布的碳中和戰略或氫能戰略規劃中的綠氫項目規模更是呈爆發式增長。隨著太陽能、風能等可再生能源成本的下降，以及電解槽的規模經濟效應顯現，到2030年，綠氫將在成本上更具競爭力，市場認可度有望不斷提升。預計到2030年，制氫項目有望生產1700萬噸低碳氫，其中800萬噸來自電解制氫，900萬噸來自化石燃料配合CCS技術的“藍氫”。規劃項目主要分布在亞太、中東和歐洲地區，其中亞太地區增長最為顯著。2021年以來，全球幾個大型的GW級制氫項目規劃均位于該地區。2021年6月，哈薩克斯坦公布了裝機30GW的綠氫項目，該項目位于哈薩克斯坦西部和中部的大草原，計劃由德國可再生能源開發商和哈薩克斯坦投資促進署合作開發，由45GW的風能和太陽能發電系統、30GW電解槽裝置構成，預計每年約生產300萬噸綠氫，該項目預計將在2024-2027年間做出最終投資決定。2021年7月，澳大利亞西澳大利亞州宣布將投建裝機28GW的西部綠色能源中心項目，包括50GW的風能和太陽能發電系統，預計每年可生產350萬噸綠氫以及2000萬噸綠氨，預計2028年做出最終投資決定，最早在2030年初實現首階段投產。盡管上述項目規劃規模龐大，但是大多數GW級或更大商業規模的制氫項目，將在2025年或之后才將開始實施建設。

目前，我國綠氫項目建設也逐漸進入快軌。2020年以來，包括隆基股份、陽光電源、晶科能源等新能源制造企業紛紛宣布入局綠氫領域，中石油、中石化、國電投、華能集團等國內大型能源企業也紛紛布局綠氫項目。綠氫項目規模也大幅提高。國內首個綠氫項目是河北沽源風電制氫項目，2017年項目開始建設，規劃建設容量為10MW電解水制氫系統及氫氣綜合利用系統。中國寧夏寶豐能源集團股份有限公司實施的太陽能電解水制氫綜合示范項目已于2021年4月正式投產，其電解槽規模達到100MW（產能為每小時近2噸），為已知全球單廠規模最大、單臺產能最大的電解水制氫項目。2021年11月，中國石化宣布啟動建設我國首個萬噸級光伏綠氫示范項目，即中國石化新疆庫車綠氫示范項目，項目包括光伏發電、輸變電、電解水制氫、儲氫、輸氫五大部分，投資近30億元，項目將新建裝機容量300MW光伏電站，年產能2萬噸的電解水制氫廠，儲氫規模為約19噸氫的儲氫球罐，輸氫能力為約每小時2.5噸的輸氫管線及配套輸變電等設施。項目預計于2023年6月建成投產，生產的綠氫將供應中國石化塔河煉化公司，以替代現有的天然氣制氫。

電解制氫裝備技術迭代加快

當前電解制氫主要包括堿性電解槽制氫和質子交換膜（PEM）電解制氫兩種技術。為了降低電解槽成本，不管是價格較低的堿性電解槽還是成本更高的PEM電解槽，提高單槽規模均為發展趨勢。中國在堿性電解槽制氫產業上具有較大的優勢，堿性電解槽電解制氫設備的最大產氫量已經達到每小時1000標準立方米甚至更高。比如，2021年，中國華能集團等多家企業聯合研制的世界單槽產能最大的堿性制氫水電解槽在蘇州下線，它可以每小時制氫1300標準立方米，最多達1500標準立方米。該設備以較小的體積實現較大的功率，單位設備投資明顯減少，直流能耗低于標準立方米氫氣4.2千瓦時，顯著優于國家大型電解槽的一級能效標準。

PEM制氫，雖然成本更高，但是運行更加靈活、更適合可再生能源的波動性，因此許多新建項目開始選擇PEM電解槽技術。過去數年，美國、歐盟、日本等國的企業推出了一系列PEM電解水制氫產品，Proton-Onsite、Hydrogenics、西門子股份公司等相繼將PEM電解槽規格規模提高到兆瓦級。其中，Proton-Onsite公司的PEM電解制氫裝置的部署量超過2000套（分布于72個國家和地區），擁有全球PEM水電解制氫70%的市場份額，具備集成10 MW以上制氫系統的能力；Giner公司單個PEM電解槽規格達5MW。PEM電解制氫的“瓶頸”環節在于成本和壽命，降低PEM 電解槽成本的研究集中在以催化劑、PEM 為基礎材料的膜電極以及氣體擴散層、雙極板等核心組件上。我國在PEM電解槽技術上還處于追趕狀態，國內由陽光電源于2021年3月發布了最大功率250kW的PEM制氫電解槽。

綠氫發展還將面臨多重困難

雖然綠氫產業前景美好，電解制氫項目的經濟性仍然是阻礙上述規劃能否實現的關鍵。當前大多數制氫項目在沒有補貼的情況下，是很難實現經濟性的。短期內要實現規模化發展還需要突破多重“瓶頸”。

首先，在較長時期內，綠氫的生產成本仍遠高于傳統的煤制氫或者工業副產氫的成本。綠氫生產成本主要由發電成本和制氫設備折舊兩部分組成。國內新能源電力剛實現和煤電價格齊平，全國的平均成本在0.35元/kWh左右，考慮到新能源電力較大的波動性，會降低制氫設備利用率，國內大部分地區新能源制氫成本仍在25元/kg以上，遠高于傳統方式10元/kg的制氫成本。要實現綠氫整體成本快速下降，還需要電解槽等核心設備的成本以及風電、光伏等綠色電力成本實現較大幅度的下降。預計到2030年后，我國平均新能源度電成本降低0.2元/kWh左右，同時考慮電解效率提升，制氫成本相應可降至15元/kg以下。如果考慮碳排放成本，屆時國內新能源電力制氫方式將和煤制氫、工業副產氫的成本基本相當。

其次，高昂的儲運成本抵消了部分地區制氫成本低的優勢。我國西部光照資源最優異的地區光伏發電成本最低不到0.2元/kWh，風能資源最優地區風電成本甚至接近0.1元/kWh，這些地區綠氫成本最低能降低到10-15元/kg。但風光資源優異地區一般較為偏遠，當地對綠氫需求量很小，距離用氫量大的地區普遍較遠。而當前氫氣儲運成本較高，隨著運輸距離增大，成本直線提高。經濟可行的氫氣運輸半徑只有一兩百公里，長距離運輸后制氫成本低的優勢將蕩然無存。

最后，電解槽技術經濟性仍有待提升。堿性電解水技術雖然成本較低、技術成熟，但是在適應新能源發電的波動性上有所不足。而與新能源波動性特征匹配良好的PEM電解槽，技術成熟度仍有待提高；國內PEM電解制氫技術和國際先進水平相比也還存在較大差距。

穩步有序推進我國綠氫產業健康發展

要實現綠氫規模化發展，仍需要較長時間苦練內功。首先，短期內單純的綠氫項目還難以實現盈利，仍需要給予相關政策支持。一方面，可在生產端降低綠氫成本，對電解制氫項目給予電價支持，研究出臺綠氫生產的專用電價，允許可再生能源電力直接交易并給予過網費優惠；鼓勵發展配置一定比例制氫裝置的可再生能源項目等。另一方面，在消費端，有條件的地區可對綠氫消費進行一定程度的補貼，鼓勵綠氫消費。

其次，推動企業積極開展項目示范，探索可行的商業模式，降低制氫成本。比如，開展風光互補制氫，或者“新能源電力+谷電制氫”等多種模式，在不增加用電成本的同時提高制氫設備的利用率，從而降低制氫的成本。在滿足安全標準的條件下，鼓勵發展加氫站內電解制氫。

最后，推動制氫以及儲運裝備技術進步和成本下降。政府可通過補貼或項目審批等方面引導和扶持企業、科研院所開展制氫、氫氣儲運等重點環節核心技術和關鍵設備的開發，通過技術進步和規模化效應不斷降低制氫設備以及儲運裝備成本，為綠色制氫產業實現規模推廣打好基礎。