稳步有序推进绿氢规模化发展

文｜钟财富

可再生能源电力制氢，是指利用风电、光伏等可再生能源电力进行电解水制氢，与当前绝对主导的且会产生大量碳排放的煤制氢、天然气制氢等化石能源制氢方式相比，可再生能源制氢过程中不产生碳排放，属于完全绿色的制氢方式。因此，国际上也将可再生能源制氢称之为绿氢。发展绿氢，是通过氢能支撑碳中和目标的根本。

2022年3月，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（以下简称《规划》），明确了我国氢能战略定位、总体要求和发展目标，从国家层面对氢能产业进行了顶层设计。《规划》提出了要走清洁低碳的发展路线，未来重点发展可再生能源制氢。虽然当前绿氢在经济性上仍存在“瓶颈”，但产业有望在《规划》指引和政策支持下逐渐实现规模化发展。

绿氢将是实现碳中和战略的重要支撑

从世界上主要国家发布的碳中和战略或氢能战略规划来看，发展光伏、风电制氢为主的绿氢是这些国家实现碳中和目标的重要支撑。德国和欧盟委员会分别于2020年6月和7月相继通过了德国和欧盟的氢能战略。德国和欧盟的氢能战略总体上一脉相承，战略中提到发展氢能是支持欧盟和德国2050年实现碳中和的必要条件，特别是绿氢将弥补可再生能源的不足，对化石能源生产氢气的设施进行碳捕集、利用和封存改造，实现“蓝氢”制取的方式将作为近中期的过渡方案。欧盟战略中提出到2024年要安装6GW的电解设施生产100万吨绿氢，到2030年安装40GW的电解设施生产1000万吨绿氢，到2050年实现所有氢都来自绿氢，并且25%的可再生能源电力用于电解制氢。考虑到目前欧洲电解设施年生产能力远低于1GW，要达成这一目标需要大幅提升设备生产能力或加大进口规模。

欧盟战略预计到2030年将需要投入240亿～420亿欧元，到本世纪中叶将需要投入1800亿～4700亿欧元。法国作为欧盟双龙头之一，在德国之后也于2021年初成立国家氢能委员会，在继承了欧盟氢能战略的核心的同时制定了《国家氢能战略》；法国计划安装建设大规模的水电解制氢装置，到2030年拥有6.5GW的电解槽产能，可生产绿氢60万吨，同时在交通领域推广氢燃料电池车，并力争到2028年建成400到1000座加氢站。英国政府也于2021年8月发布了其首个氢战略。根据该战略，到2030年实现5GW低碳氢的生产能力，氢将在英国化工、炼油厂、电力和重型运输等高污染、能源密集型行业脱碳方面发挥重要作用；2050年，英国20%～35%的能源消耗将以氢为基础，最终为英国到2035年减少78%的碳排放和2050年实现净零排放目标做出重要贡献。

欧盟之外，美国在拜登政府上台后，更加重视新能源的发展，包括氢能。2021年6月美国宣布“氢能源地球计划”，提出在10年内实现绿氢成本降低80%的目标，由目前每千克5美元降至每千克1美元。韩国政府在2021年10月发布发展氢能产业的“氢能领先国家愿景”，力争到2030年构建产能达100万吨的清洁氢能生产体系，并将清洁氢能比重提升至50%；2021年12月又发布了韩国首个《氢经济发展基本规划》，其中提出，到2050年韩国氢能将占终端能源消费总量的33%，占发电量的23.8%，成为超过石油的最大能源，并且到2050年氢将完全来自绿氢和蓝氢等“清洁氢”。

我国政府已经提出了“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的目标，大规模利用绿氢也将是我国实现碳中和目标的重要方式。根据《规划》，到2025年，我国可再生能源制氢量将达到10万～20万吨/年，2030年形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，到2035年形成氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。在交通、工业等领域实现深度碳减排，绿氢的作用将不可或缺。此外，在绿氢的生产过程中，通过电解装置与可再生能源发电的耦合，制氢可以平抑新能源发电的波动性，提高新能源发电质量，通过制氢和氢储能还可以提高电网跨月跨季度的调节性，保障电网运行安全。因此，绿氢在我国构建新型电力系统中也将发挥重要作用。

绿氢项目开发加速

从全球来看，近年来，绿氢项目数量快速增长。根据国际能源署（IEA）的数据，截至2021年，全球在建的制氢项目有近400个，且在建的电解制氢项目规模增长显著。2010年前后的多数电解制氢项目规模低于0.5MW，而 2017-2019 年的项目规模提高到了1～5MW级别；日本2020年投产了10MW规模的项目。欧洲燃料电池和氢能联合组织资助的德国科隆市REFHYNE项目2021年投运，成为欧洲最大的质子膜交换电解（PEM）制氢项目，其电解槽的峰值容量为10MW，总耗资约2000万欧元，每年可生产约1300吨氢气。REFHYNE项目将在德国威瑟林的壳牌莱茵炼油厂使用可再生电力生产绿氢。

世界上主要国家发布的碳中和战略或氢能战略规划中的绿氢项目规模更是呈爆发式增长。随着太阳能、风能等可再生能源成本的下降，以及电解槽的规模经济效应显现，到2030年，绿氢将在成本上更具竞争力，市场认可度有望不断提升。预计到2030年，制氢项目有望生产1700万吨低碳氢，其中800万吨来自电解制氢，900万吨来自化石燃料配合CCS技术的“蓝氢”。规划项目主要分布在亚太、中东和欧洲地区，其中亚太地区增长最为显著。2021年以来，全球几个大型的GW级制氢项目规划均位于该地区。2021年6月，哈萨克斯坦公布了装机30GW的绿氢项目，该项目位于哈萨克斯坦西部和中部的大草原，计划由德国可再生能源开发商和哈萨克斯坦投资促进署合作开发，由45GW的风能和太阳能发电系统、30GW电解槽装置构成，预计每年约生产300万吨绿氢，该项目预计将在2024-2027年间做出最终投资决定。2021年7月，澳大利亚西澳大利亚州宣布将投建装机28GW的西部绿色能源中心项目，包括50GW的风能和太阳能发电系统，预计每年可生产350万吨绿氢以及2000万吨绿氨，预计2028年做出最终投资决定，最早在2030年初实现首阶段投产。尽管上述项目规划规模庞大，但是大多数GW级或更大商业规模的制氢项目，将在2025年或之后才将开始实施建设。

目前，我国绿氢项目建设也逐渐进入快轨。2020年以来，包括隆基股份、阳光电源、晶科能源等新能源制造企业纷纷宣布入局绿氢领域，中石油、中石化、国电投、华能集团等国内大型能源企业也纷纷布局绿氢项目。绿氢项目规模也大幅提高。国内首个绿氢项目是河北沽源风电制氢项目，2017年项目开始建设，规划建设容量为10MW电解水制氢系统及氢气综合利用系统。中国宁夏宝丰能源集团股份有限公司实施的太阳能电解水制氢综合示范项目已于2021年4月正式投产，其电解槽规模达到100MW（产能为每小时近2吨），为已知全球单厂规模最大、单台产能最大的电解水制氢项目。2021年11月，中国石化宣布启动建设我国首个万吨级光伏绿氢示范项目，即中国石化新疆库车绿氢示范项目，项目包括光伏发电、输变电、电解水制氢、储氢、输氢五大部分，投资近30亿元，项目将新建装机容量300MW光伏电站，年产能2万吨的电解水制氢厂，储氢规模为约19吨氢的储氢球罐，输氢能力为约每小时2.5吨的输氢管线及配套输变电等设施。项目预计于2023年6月建成投产，生产的绿氢将供应中国石化塔河炼化公司，以替代现有的天然气制氢。

电解制氢装备技术迭代加快

当前电解制氢主要包括碱性电解槽制氢和质子交换膜（PEM）电解制氢两种技术。为了降低电解槽成本，不管是价格较低的碱性电解槽还是成本更高的PEM电解槽，提高单槽规模均为发展趋势。中国在碱性电解槽制氢产业上具有较大的优势，碱性电解槽电解制氢设备的最大产氢量已经达到每小时1000标准立方米甚至更高。比如，2021年，中国华能集团等多家企业联合研制的世界单槽产能最大的碱性制氢水电解槽在苏州下线，它可以每小时制氢1300标准立方米，最多达1500标准立方米。该设备以较小的体积实现较大的功率，单位设备投资明显减少，直流能耗低于标准立方米氢气4.2千瓦时，显著优于国家大型电解槽的一级能效标准。

PEM制氢，虽然成本更高，但是运行更加灵活、更适合可再生能源的波动性，因此许多新建项目开始选择PEM电解槽技术。过去数年，美国、欧盟、日本等国的企业推出了一系列PEM电解水制氢产品，Proton-Onsite、Hydrogenics、西门子股份公司等相继将PEM电解槽规格规模提高到兆瓦级。其中，Proton-Onsite公司的PEM电解制氢装置的部署量超过2000套（分布于72个国家和地区），拥有全球PEM水电解制氢70%的市场份额，具备集成10 MW以上制氢系统的能力；Giner公司单个PEM电解槽规格达5MW。PEM电解制氢的“瓶颈”环节在于成本和寿命，降低PEM 电解槽成本的研究集中在以催化剂、PEM 为基础材料的膜电极以及气体扩散层、双极板等核心组件上。我国在PEM电解槽技术上还处于追赶状态，国内由阳光电源于2021年3月发布了最大功率250kW的PEM制氢电解槽。

绿氢发展还将面临多重困难

虽然绿氢产业前景美好，电解制氢项目的经济性仍然是阻碍上述规划能否实现的关键。当前大多数制氢项目在没有补贴的情况下，是很难实现经济性的。短期内要实现规模化发展还需要突破多重“瓶颈”。

首先，在较长时期内，绿氢的生产成本仍远高于传统的煤制氢或者工业副产氢的成本。绿氢生产成本主要由发电成本和制氢设备折旧两部分组成。国内新能源电力刚实现和煤电价格齐平，全国的平均成本在0.35元/kWh左右，考虑到新能源电力较大的波动性，会降低制氢设备利用率，国内大部分地区新能源制氢成本仍在25元/kg以上，远高于传统方式10元/kg的制氢成本。要实现绿氢整体成本快速下降，还需要电解槽等核心设备的成本以及风电、光伏等绿色电力成本实现较大幅度的下降。预计到2030年后，我国平均新能源度电成本降低0.2元/kWh左右，同时考虑电解效率提升，制氢成本相应可降至15元/kg以下。如果考虑碳排放成本，届时国内新能源电力制氢方式将和煤制氢、工业副产氢的成本基本相当。

其次，高昂的储运成本抵消了部分地区制氢成本低的优势。我国西部光照资源最优异的地区光伏发电成本最低不到0.2元/kWh，风能资源最优地区风电成本甚至接近0.1元/kWh，这些地区绿氢成本最低能降低到10-15元/kg。但风光资源优异地区一般较为偏远，当地对绿氢需求量很小，距离用氢量大的地区普遍较远。而当前氢气储运成本较高，随着运输距离增大，成本直线提高。经济可行的氢气运输半径只有一两百公里，长距离运输后制氢成本低的优势将荡然无存。

最后，电解槽技术经济性仍有待提升。碱性电解水技术虽然成本较低、技术成熟，但是在适应新能源发电的波动性上有所不足。而与新能源波动性特征匹配良好的PEM电解槽，技术成熟度仍有待提高；国内PEM电解制氢技术和国际先进水平相比也还存在较大差距。

稳步有序推进我国绿氢产业健康发展

要实现绿氢规模化发展，仍需要较长时间苦练内功。首先，短期内单纯的绿氢项目还难以实现盈利，仍需要给予相关政策支持。一方面，可在生产端降低绿氢成本，对电解制氢项目给予电价支持，研究出台绿氢生产的专用电价，允许可再生能源电力直接交易并给予过网费优惠；鼓励发展配置一定比例制氢装置的可再生能源项目等。另一方面，在消费端，有条件的地区可对绿氢消费进行一定程度的补贴，鼓励绿氢消费。

其次，推动企业积极开展项目示范，探索可行的商业模式，降低制氢成本。比如，开展风光互补制氢，或者“新能源电力+谷电制氢”等多种模式，在不增加用电成本的同时提高制氢设备的利用率，从而降低制氢的成本。在满足安全标准的条件下，鼓励发展加氢站内电解制氢。

最后，推动制氢以及储运装备技术进步和成本下降。政府可通过补贴或项目审批等方面引导和扶持企业、科研院所开展制氢、氢气储运等重点环节核心技术和关键设备的开发，通过技术进步和规模化效应不断降低制氢设备以及储运装备成本，为绿色制氢产业实现规模推广打好基础。