氢在能源转型变革中的潜在优势分析

2020-12-20杨浩

分布式能源 2020年3期

杨浩

(中国水利电力物资集团有限公司，北京石景山 100040)

0 引言

化石能源的大规模开发利用带来的环境污染以及气候变化加剧了全球对能源问题的忧虑，可再生能源替代化石能源的能源转型已是必然趋势[1]。氢以其高能密度和清洁低碳的能源属性可以在能源转型变革中发挥重要作用，减少人类社会对化石能源的过渡依赖，对于实现《巴黎协定》确立的温室气体减排目标[2]具有重要意义。

自进入21世纪以来，氢能的开发利用逐渐加快。不少国家和地区相继将发展氢能产业提升到国家能源战略高度，不断加大对氢能及燃料电池的研发和产业化扶持力度[3-5]。近年来，世界各国部署了多个示范项目来推动氢能产业的规模化发展。2019年7月，德国政府批准了11个氢能示范项目，包括兆瓦级大型电解槽绿色制氢、合成甲烷生产以及甲醇生产等[6]。2016年，我国将“氢能与燃料电池技术创新”列为《能源技术革命创新行动计划(2016—2030年)》15项重点任务之一；将“开发氢能、燃料电池等新一代能源技术”作为发展引领产业变革的颠覆性技术列入《国家创新驱动发展战略纲要》，标志着氢能产业被纳入国家能源战略。2020年3月，国家发改委和司法部印发《关于加快建立绿色生产和消费法规政策体系的意见》，将“研究制定氢能、海洋能等新能源发展的标准规范和支持政策”列入27项重点任务清单。我国对发展氢能产业的重视程度上升到前所未有的战略高度[7-8]。但是，氢能产业在我国尚处于起步阶段，国家层面的相关产业政策还不清晰，认证监管体系还不健全，关键材料和装备有待技术突破。因此，建设适合我国能源转型变革的氢能产业链，包括低碳制取、安全储运、灵活应用等方面均面临着诸多挑战[9-10]。

目前，我国对于氢能在燃料电池汽车方面的应用给予了高度关注，是国际上氢燃料电池技术的主要来源国之一[11-12]，多个地方政府制定了产业扶持政策，支持燃料电池汽车发展以及加氢站的投资建设[13-14]。但是，基于应对气候环境变化的迫切需求，氢所具有的清洁低碳和灵活高效的能源属性，不仅仅可以通过燃料电池来降低交通运输领域的碳排放，还可以在我国能源生产和消费的变革中发挥更加积极的作用。因此，准确把握氢能在能源转型变革中的发展定位，对于推动我国氢能产业持续健康发展具有重要意义。

本文基于对新一轮能源绿色转型变革动力因素的分析，指出应对气候变化是氢能产业发展的主要驱动力，明确氢能在能源转型变革中的重要作用和发展定位。分析我国氢能产业技术发展现状，提出适合我国能源转型变革的氢能产业的规模化发展方向。

1 氢在能源转型变革中的作用

在能源需求快速增长的驱动力作用下，人类在能源开发利用的历史上经历了从柴薪到煤炭，再从煤炭到油气的两次能源转型变革，形成了当今世界以煤炭、石油、天然气等化石燃料占主导地位的能源格局[15]。2018年，全球一次能源消费总量198.07×108t标准煤，增速2.9%，约为过去10年平均水平(1.5%)的2倍，达到2010年以来最高增速，其中化石能源消费167.77×108t标准煤，增速2.41%，占比一次能源消费总量的84.7%。在我国，2018年一次能源消费总量46.77×108t标准煤，增速4.28%，其中化石能源消费39.88×108t标准煤，增速3.08%，占比一次能源消费总量的85.27%[16]。随着消费量的逐年提升以及不可再生的特点，化石能源正面临着开采储量减少、开采难度加大、生产成本上升的窘境，由此可能引发的能源安全供应的局势日趋紧张。

化石能源的大规模开发利用伴随着温室气体的大量排放，对全球气候环境产生了不可逆的负面影响[17]。进入21世纪，世界各国对气候环境变化的认识日益深刻，控制温室气体排放并遏制全球气候变暖已迫在眉睫。2015年巴黎气候大会通过的《巴黎协定》凝聚了国际社会对积极应对气候变化的共识，提出了将全球气温上升控制在2 ℃以内(对比于前工业化时期水平)并努力控制在1.5 ℃以内的减排目标。2018年全球能源消费产生的碳排放量达到331×108t，较2017年增加1.7%，是2013年以来增长速度最快的一年。而且在全球排放总量中，能源消费产生的排放量占三分之二。国际能源署最新研究指出：如果实现温升不超过2 ℃的减排目标，2030年全球温室气体排放较2010年水平下降25%，在2070年实现净零排放；如果实现温升不超过1.5 ℃的减排目标，则需要在2030年排放量下降45%，在2050年实现净零排放[18]。由此可以看出，能源消费产生的碳排放量持续递增，使得世界各国共同努力实现《巴黎协定》确立的减排目标的难度陡然骤升。

因此，当今世界能源问题的焦点不再仅仅是保障供应，而是叠加了控制温室气体排放并遏制全球气候变暖的巨大挑战，其中减排控温的挑战更为突出。在保障能源供应和应对气候变化的双重驱动力作用下，世界各国对于构建以清洁、低碳、安全、高效为核心的绿色能源体系达成共识：大力开发可持续发展的可再生能源，提升其在能源结构中比例，解决化石能源带来的温室气体排放以及有可能出现的能源枯竭等问题，最终实现传统化石能源向可再生能源的转型变革。

在积极应对气候变化的背景下，氢具有高能密度、清洁低碳、灵活高效的能源属性再次引起全球的高度关注。自20世纪70年代至21世纪初，氢能产业的发展经历过2次起伏，特别是在1970年，美国通用汽车公司(General Motors)首次提出了“氢能经济”(Hydrogen Economy)的概念[19]，希望通过先进的燃料电池技术，用氢能替代化石能源，缓解交通运输领域对石油和天然气的依赖并改善空气污染，但是由于油气价格的回落，以及应对气候变化政策的不确定性，氢能开发利用的热情也随之降温，均未实现规模化发展。与此同时，碳捕集、利用与封存(carbon capture，utilization and storage，CCUS)作为解决化石能源碳排放的重要技术得到广泛关注，以及锂离子电池电动车技术开始推广应用，这些因素交织在一起限制了氢能的规模化发展。由此可以看出，仅仅利用氢能替代部分化石能源在交通运输领域的应用，难以推动氢能的产业化发展。进入2010年，随着全球减排控温的压力与日俱增，氢能产业的发展再次受到各国政府和能源企业的广泛关注。因此，准确把握氢能在能源转型变革中的发展定位，是促进氢能产业可持续健康发展的重要基础。

应对气候变化是氢能再次受到关注的最主要因素，基于减排控温的迫切需求，氢能不再仅局限于交通运输领域，由于氢可以不依赖化石燃料而大量获取并且能够远距离输送和长期储存，因此氢可以拓展到更多工业领域以及更多能源生产消费环节并发挥积极作用。作为高能密度的清洁能源，氢在能源生产端可以利用电解水制氢技术，通过储氢实现电能储存，提高电力系统灵活性，推动可再生能源的更大规模的开发开用，加速推进可再生能源在一次能源结构中对化石能源的替代进程；作为灵活高效的二次能源，氢在能源消费端可以利用燃料电池技术，通过电-氢转换，实现电、气、热等多种能源网络的互联互补和协同优化，推动分布式能源发展，提升能源终端利用效率。因此，在新一轮的能源转型变革中，氢能是推动可再生能源更大规模开发利用的能源载体，是实现多种能源网络互联互补和协同优化的能源媒介。

2 氢能产业发展现状及技术路线

巨大的市场空间是我国发展氢能产业的最大优势，足以支撑氢能产业链上每个环节的发展。但是，氢能产业链上各环节的技术水平发展不均衡是制约我国氢能产业持续健康发展的主要障碍。氢能产业链包括上游制备，中游储运，下游应用等多个环节，涉及材料科学、设备制造、装配工艺、工程实践等多方面技术。目前，我国在部分关键技术、核心部件、系统集成等方面与国际先进水平仍然存在明显差距。

2.1 氢的来源和制备

化石燃料(煤炭，天然气)热化学制氢、工业副产品提纯制氢、电解水制氢是目前我国最主要的3种制氢方式，其中煤制氢技术处于国际领先地位，变压吸附脱氢技术与国际先进水平相当。在电解水制氢的关键设备电解槽技术方面，碱性电解槽技术发展成熟，与国际水平接近，相关产业配套设施齐全，成本最低[20]；质子交换膜(proton exchange membrane, PEM)电解槽技术尚处于产业化的前期阶段，与国外先进水平存在一定差距，但是，PEM电解槽技术具有工作效率高，操作安全可靠，制取氢气纯度高、压力高[21-22]，以及启动快、工作负荷范围宽(0%～160%)等优势，如果接入电网，可以成为电网系统的灵活性资源，提供辅助服务；固体氧化物电解槽(solid oxide electrolysers, SOE)技术拥有超过90%的工作效率，国内外均处于实验室研究阶段，还不具备支撑商业化的技术能力。

氢能产业发展的初衷是基于氢的清洁属性，目前96%的氢是通过化石燃料制取，技术成熟，成本最低，但是伴随着大量CO2排放，有悖于氢的清洁属性。根据测算，煤炭、石油、天然气制氢的碳排放强度分别为19 t CO2/t H2，12 t CO2/t H2和10 t CO2/t H2。目前世界上有130个在役煤制氢工程项目，其中超过80%在我国[23]。而在国际上，天然气制氢是主流制氢方式。因此,我国在化石燃料制氢方面的碳排放强度更高，减排压力更大。由于我国煤炭储量高、风光等可再生资源丰富， “化石燃料+CCUS”和“可再生能源+电解水”将会成为清洁高效的制氢技术选择。我国CCUS产业技术经过十余年发展已经取得较大进步，CO2驱油成为CCUS的主要技术发展方向，但在技术推广方面仍然存在诸多瓶颈，经济可行性和环境安全性也面临着巨大挑战[24]。“可再生能源+电解水”制氢技术已经达到可以支撑商业化的程度，目前主要的技术突破点在于PEM电解槽电解效率、寿命的提升，以及可再生能源发电成本的下降。近年来，我国风力发电和光伏发电的快速发展，加速推动了可再生能源发电成本大幅降低，电解水制氢成本已经接近传统化石燃料制氢成本。

2.2 氢的储存和运输

高压气态和低温液态是最常见的储氢方式。在高压储氢容器方面，我国的铝内胆纤维全缠绕瓶(Ⅲ型)技术发展成熟，35 MPa压力类型的产品已经广泛应用，储氢密度达到40 g/L，70 MPa压力类型的产品仍处于示范阶段，与国外先进水平存在一定差距。国内车载高压储氢系统主要采用35 MPa Ⅲ型瓶，而国外以70 MPa的塑料内胆纤维缠绕瓶(Ⅳ型)为主。70 MPa储氢瓶技术和装备研发是目前国内多家科研机构的重点攻关方向，高压储氢瓶对于提升氢燃料电池汽车的续航里程具有重要意义。在高压氢气运输方面，长管拖车技术已经达到国际先进水平，是目前我国氢气运输的主要方式，其储存压力为20 MPa。长管拖车运输方式在运输半径不超过150 km的范围内具有经济可行性。

输气管道是实现大规模、远距离、低成本输送氢气的重要方式[25-27]。国外氢气输送管道技术比较成熟，而我国在这方面开展的技术研究相对比较少，目前氢气管道累计仅有400 km。鉴于我国尚处于氢能产业发展初期以及建造氢气管网的一次性投资较大，当前可以积极探索掺氢天然气方式，充分利用现有天气然管网设施。欧盟支持的NATURALHY项目的最新研究表明，控制掺氢比例(体积)在20%以内，掺氢天然气对管网设备、材料以及终端用气设备影响比较小，无需进行较大技术改造，但要考虑天然气沃泊指数(Wobbe index)的限制[28]。

液态氢的密度是气态氢的845倍，因此低温液态储氢可以实现高能量密度储存和更远距离的输送。当输送距离超过1 500 km时，以低温液态氢方式运输更具有经济性。大规模液化氢装备和液氢的无损储运是未来氢能大规模长距离输送的重要技术选择。氢液化需要将温度降至-253 ℃，如果用氢本身来提供液化过程中所需能量，目前技术水平将消耗25%～35%的初始氢气量。我国在液氢/液氦温区制冷技术和大型低温装备制造技术等方面已经取得突破，为实现大规模高效氢液化和氢液化器制造奠定了坚实的技术基础。

另外，固态储氢和有机液体储氢可以达到储氢体积密度超过55 g/L，但是技术上仍有待完善[29-30]，还不能支撑产业化推广。

2.3 氢的加注和应用

燃料电池是将化学能转换为电能的电化学装置，是目前氢能利用的最有效方式。加氢站是为氢燃料电池以及其他氢能终端利用装置提供氢燃料的重要基础设施。近年来，我国氢燃料电池核心技术取得显著进步，但是，质子交换膜、碳纤维多孔扩散层、铂碳催化剂等核心材料仍然依赖进口，空压机、氢循环泵等核心部件与世界一流技术水平还存在差距，电堆整体性能及寿命还需进一步提升。在加氢站建设方面，经过十多年的经验积累，目前已经具备了35 MPa加氢站的设计建造能力。氢压缩机、加氢机、站内储氢罐等核心设备的关键零部件国产化进程加快，但是在整机制造精度和性能稳定性方面仍落后于国际先进水平。对于目前国际上占主流地位的70 MPa加氢站领域，我国尚处于示范验证阶段。

由此可以看出，在氢能产业链上，相对比于上游制备和中游储运等环节，下游应用环节的技术短板还比较突出，导致整个氢能产业链上各环节技术发展不均衡。因此，重点突破氢能利用方面的关键技术瓶颈，实现产业链上各环节技术均衡发展，是氢能产业持续健康发展的重要技术保障。

3 氢能产业发展的重点方向

基于氢能在能源转型变革中的发展定位以及技术发展现状，我国氢能产业的发展必须紧紧围绕“清洁低碳”和“灵活高效”这两个优势，可以优先在一些具有市场空间和技术优势的领域先行推动规模化发展。

3.1 氢能与可再生能源协同发展

可再生能源是增长最快的能源来源，预计到2040年，世界能源供应增量的一半将来自可再生能源，并且届时可再生能源将会成为最大的电力来源[31]。我国拥有丰富的可再生能源资源，其中风能理论资源储量为32.26×108kW，可开发利用风能资源超过10×108kW[32]，因此，大力发展可再生能源已经成为我国构建清洁、低碳、安全、高效新能源体系的重要举措。近年来，可再生能源在我国取得快速发展。根据国家统计局和中电联统计数据显示，2018年全国全口径发电量69 939×108kW·h，同比增长8.4%，其中水电、风电、太阳能发电量分别为12 329×108，3 660×108，1 775×108kW·h，同比增长3.2%，20.2%，50.8%。可再生能源发电量合计17 764×108kW·h，占比25.4%，仍然远低于火电发电量49 231×108kW·h(占比70.39%),可再生能源发展空间巨大。

更大规模的可再生能源开发，储能是关键。当间歇性可再生能源在电源结构中比重较高时，小时级储能难以满足电力系统的稳定运行需求[33-35]。通过电解水制氢的方式将可再生能源电力转换成氢气并进行储存，可以实现日、月，甚至季节性储能，能够有效解决可再生能源消纳、平抑波动性和间歇性等问题。

短期来看，在一些地区利用弃风、弃光、弃水发电制氢，可以获得一定市场收益[36-38]。中长期来看，利用先进的PEM电解槽技术[39-41]，氢能与可再生能源协同发展的前景更加广阔，一方面促进更大规模的可再生能源并网发电，推动能源生产革命，另一方面将绿色氢气作为工业原料用于石化、钢铁、建筑等减排难度大的工业领域，实现深度脱碳。另外，通过电-氢、电-氢基燃料转换[42-44]，适时开展氢能国际贸易，将我国丰富的可再生能源向国际输出。

3.2 工业氢气的清洁化生产

氢作为工业原料气广泛应用于合成氨、甲醇生产，以及原油炼制过程的加氢裂化和加氢净化等，以及作为保护气、还原气、反应气用于钢铁、电子、有色金属、浮法玻璃等多种工业领域的生产过程[45]。目前我国氢气年产量达到2×107t，其中绝大部分来源于煤炭、石油、天然气等化石燃料重整制氢和工业副产氢，电解水制氢占比不到1%[46]。根据中国氢能联盟的预计，2030年我国氢气需求量将达到3.5×107t，2050年达到6×107t[47]。

技术、成本、环保是决定未来制氢方式的三大因素。在技术方面，化石燃料制氢和电解水制氢均已实现商业化；在成本方面，化石燃料制氢具有暂时优势，电解水制氢成本取决于电价和电解槽投资运营成本；在环保方面，可再生能源电解水制氢拥有绝对优势。虽然通过CCUS技术可以降低化石燃料制氢的碳排放[48]，但是投资运营成本会上升。国际能源署研究表明，利用CCUS技术可以降低煤制氢碳排放强度至2 kg CO2/kgH2，但是投资成本上升5%，运营成本上升130%。

短期来看，煤制氢在我国还将占主导地位，但是成本下行空间十分有限，随着环保压力增大以及碳市场机制的完善，煤制氢的成本还会上升，因此煤制氢的发展空间将会受到限制；天然气制氢在国际上是主流，但是在我国受限于紧张的天然气资源，发展空间有限，而且可能会越来越小；工业副产氢适合就近供给，是短期内有效的供氢方式，但是工业副产氢受制于主产物的产能，氢气产能存在上限。因此中长期来看，随着可再生能源发电成本和电解槽投资成本持续下降，可再生能源发电制氢将会成为主流制氢方式，由此获取的低(零)碳氢可以推动工业用氢领域的深度脱碳。

3.3 氢燃料电池的主要发展方向

燃料电池是氢能在能源消费终端的最有效的应用方式[49-50]，可以应用于交通运输[51]和分布式能源系统[52-54]。燃料电池技术在交通运输领域的规模化应用，可以推进能源终端消费清洁化，缓解我国交通运输领域对石油和天然气的过渡依赖，降低石油和天然气对外依存度。分布式能源系统是氢燃料电池重要应用场景之一[55]，可以广泛服务于家庭、楼宇、园区，实现冷热电三联供，提升整个能源系统的利用效率。

燃料电池汽车的发展主要受限于加氢站的布局和发展速度[56-57]，因此，短期内可以重点发展基于燃料电池动力系统的公共交通、货运卡车、物料叉车等商用车领域[58-59]。在这些商用车领域，车辆具有利用率高、功率要求高、运行路线或者运营环境固定等特点，因此可以实现集中加氢，提高加氢站的使用率，降低加氢站的布局难度和投资成本。同时，由于燃料电池动力系统的机械运动部件少，噪音污染小，工作环境可以得到有效改善。长期来看，燃料电池乘用车较锂离子电动汽车更加低碳环保，而且续航里程长、燃料加注快，具有广阔的发展前景[60-61]。

基于氢燃料电池技术的分布式能源系统以燃料电池为发电单元，替代传统的燃机发电系统，可以有效降低氮氧化物排放以及噪音污染。并且能够根据能源消费端的不同需求，进行能级匹配和按质供能，就近满足用能需求，降低输送环节的损耗，实现冷、热、电的梯级利用和协同供应，是提升能源消费端综合利用效率的重要手段，在产业园区、大型楼宇、集中住宅具有广阔的应用前景。