制备规模正朝着大型化的方向发展，年制氢万吨级项目不断落地实施

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□吴昊

我国首个万吨级光伏绿氢示范项目——新疆库车绿氢示范项目日前成功实现绿氢生产到利用全流程贯通，标志着我国首次实现万吨级绿氢炼化项目全产业链贯通。据悉，该项目生产的绿氢就近供应中国石化塔河炼化公司，完全替代现有天然气化石能源制氢，将为我国绿氢工业化应用提供示范。

在“双碳”目标引领下，绿氢在能源、工业等诸多领域的应用备受关注。水电水利规划设计总院党委副书记、常务副院长易跃春指出，当前，我国可再生能源制氢初具规模，绿氢工业领域替代应用已显成效。随着电解水制氢成本下降和下游应用场景建立，未来可再生能源制氢市场将迎来更好增长态势，在碳中和进程中发挥重要作用。

向规模化目标迈进

近年来，绿氢发展逐渐步入快车道。近日发布的《中国可再生能源发展报告2022》显示，2022年，中国可再生能源制氢产业向规模化目标迈进，已有超过100个规划、在建和已建电解水制氢项目，制氢总规模12.1GW。其中，可再生能源制氢项目占比98.5%，装机规模实现2倍以上增长，同比增长106%。

绿氢产业的发展，被普遍视为促进可再生能源大规模消纳利用、构建新型能源体系的重要一环，前景十分广阔。“到2060年，我国每年大约需要1亿~1.3亿吨氢气，其中主要部分将会来自绿氢。”华北电力大学教授刘建国认为，氢能担负着保障国家能源安全、推进低碳转型发展的重任，在可再生能源消纳方面有重要作用。

氢在未来能源系统中的作用，与其具备长时储能的优势密不可分。在易跃春看来，氢储能将成为中长周期新型储能的较好选择。他强调，除抽水蓄能以外，氢储能是新型储能的重要应用方向，具备大规模、长周期等优势，可实现可再生能源电力时间、空间的转移，有效提升能源供给质量和可再生能源消纳利用水平，将成为拓展电能利用、解决可再生能源随机波动的有效方式。

对此，康明斯Accelera中国区总工程师纪光霁表示，氢作为储能的一种介质，可以将氢存储与燃料电池发电技术相结合，可在发电侧、电网侧、负荷侧发挥峰谷调节、参与频率调节的作用，促进新型电力系统中的源网荷储一体化发展。他认为，随着“双碳”目标的推进，市场对绿氢的需求将进一步增长。

“当前，可再生能源快速发展，但其消纳形势依然严峻。”纪光霁表示，如果将无法消纳的可再生能源通过电解水技术制取绿氢，同时构建氢能应用生态，可以有效解决可再生能源的消纳问题，助力实现“双碳”目标。他坦言，目前，我国氢气的供需总量为每年4000多万吨，但电解水制氢占比不到1%，绿氢未来的发展空间巨大。

集聚性融合发展趋势凸显

从当前不断涌现的绿氢项目来看，可再生能源制氢呈现集聚性、融合发展特征。据易跃春介绍，绿氢制备规模正朝着大型化的方向发展，年制氢万吨级项目不断落地实施。同时，项目主要分布在风光资源丰富的西北、华北和行业需求旺盛的华南地区，地域分布趋向集聚，产业集中度进一步提升。

此外，易跃春还强调，氢能与石油炼化、化工合成、钢铁冶炼和交通等多领域融合项目不断拓展，为工业领域减碳开展示范探索。2022年，我国在合成氨、氢治金、煤化工、石油炼化等行业开启了绿氢替代灰氢的碳中和变革，“三北”地区相继规划建设“风光氢氨”一体化项目，向产业下游跨行业拓展，提升项目的整体经济性。

可再生能源制氢与化工等领域融合发展，可以有效降低氢能的储运成本，促进绿氢消纳，形成绿电制氢并就近消纳的“一体化发展模式”。纪光霁认为，绿电制氢—就近消纳的“一体化发展模式”可以有效降低氢气在输送上的成本，使得用氢成本大幅下降，具有经济性，从而促进当地氢能生态健康发展。

“我们认为就地消纳可以极大降低氢气输送成本。”纪光霁表示，如果当地有使用氨、甲醇等合成燃料发动机或化肥使用需求，对促进行业经济性和“双碳”目标达成有很大的推动作用。同时，从促进区域平衡发展来看，就近消纳的“一体化发展模式”可以带动西部可再生能源丰富地区及其周边地区氢能制—储—用全链条发展,促进当地就业和税收。

在刘建国看来，目前，用氢合成氨、合成甲醇已经不存在技术障碍，只要氢的价格足够低，绿氨、绿色甲醇的路线就是可行的。他表示，由于电费在制氢成本中占比高达70%~80%，所以，氢气的价格要下降，前端的电是关键，“当可再生能源电力价格降到0.2元时，可再生能源制氢合成的氨，就可以跟由化石能源制氢合成的氨竞争。”刘建国说。

支持氢电耦合项目发展

短期来看，绿氢仍然面临诸多发展瓶颈。阳光氢能科技有限公司研发总经理孙龙林认为，绿氢产业目前最大的瓶颈在于成本，其中，电价的成本占到绿氢总成本的70%~80%，未来需要考虑如何让电价进一步下降。从行业来看，技术方面仍然需要进一步突破，降低制氢设备成本的同时还要开展一些新技术的研究，比如，离网制氢，减少对电网的依赖性。

“目前，绿氢的价格仍然较高，用户想用却不敢用。”纪光霁表示，现阶段制氢设备的初始购置成本较高，不管是碱性还是PEM制氢，供应链还不完善，还需要一定时间发展。同时，并网型的氢电耦合系统中，上下电网（占制氢成本的60%~70%）价格较高，而离网型的氢电耦合系统中，目前仍缺少有效的成功示范项目案例，特别是大规模的离网型氢电耦合系统。

为此，纪光霁建议，对氢电耦合项目给予政策以及财政支持，出台界定绿氢的可实施性政策和措施。他还强调，应将氢气作为能源气体属性，在全链条上出台相应的管理规范，界定清晰，推动出台可指导性的文件。同时，行业也需要开展降本增效的产品或技术开发工作，积极探索氢电耦合系统的研究与示范，培育可靠且低成本的供应链。

在破解绿氢当前面临的成本等困境方面，孙龙林表示，“对于政策，我们认为，现阶段绿氢的规模较小，成本仍高于灰氢，虽然各省市都出台了一些支持政策，但在国家层面还缺少统一的支持方案，需要出台一些财政补贴或免税等政策。”

在易跃春看来，有条件的地区可以探索适合本地实际的土地、税收、电价等方面的优惠政策，降低企业生产成本以及减少地方财政直接支出，减轻企业、地方政府财务压力。同时，适当放宽氢能产业用地、流程审批限制，通过配置营运指标、公共部门采购以及更新置换等手段扩大市场需求。