地方迈出先试先行步伐 绿氢产业发展尚需下好“全国一盘棋”

近日，内蒙古自治区能源局发布《关于开展2021年度风光制氢一体化示范的通知》，优选了7个2021年度风光制氢示范项目，示范项目共建设新能源221.95万千瓦，电解水制氢6.69万吨/年。与此同时，多省近期发布的“十四五”规划中，制氢都成为重点领域，地方政府正在将越来越多的目光投入到绿色氢能的制取。

（来源：微信公众号“氢能促进会”  ID：）

作为实现碳达峰、碳中和目标的重要抓手，绿氢正在获得越来越多的青睐。“虽然可再生能源制氢目前还处于探索阶段，从技术上、经济性上，距离大面积推广还较远，但行业已经看到了前景。”国家发展改革委能源研究所副研究员刘坚接受记者采访时表示，在“碳中和”目标下，如果可再生能源制氢成本能有较大的降幅，未来将会有巨大的需求空间。

绿氢革命正当时

作为一种解决风电、光伏等可再生能源间歇性、波动性问题，以及推动多个领域深度脱碳的重要路径，国内对绿氢产业的探索正在加速。刘坚表示，“以往，氢能产业受到的关注主要集中在燃料电池汽车领域，而现在很多地方政府开始把更多目光投入到制氢环节，并且做出布局绿氢的决策，这是一个很大的变化。”

在刘坚看来，内蒙古的“风光制氢一体化示范项目”要求电网公司收购电量不超过项目新能源总发电量的20%，表明制氢不再只是作为消纳弃风弃光的辅助手段，而是可以将新能源发电优先用于制氢。他介绍，在国内，已有诸多地方和企业对可再生能源制氢进行了探索，如吉林白城、河北张家口的风电制氢，宁夏宁东基地的光伏制氢，目前都已有较好的尝试。其中，宁东基地的可再生能源制氢，在当地政府和诸多央国企的培育下，已占据全球领先地位。

记者了解到，在宁夏宁东基地，国家电投集团宁东可再生能源制氢示范项目于2020年9月份开工建设，2021年6月制氢项目完成首次系统试运行，年制氢能力536t；配套建设10MW光伏发电项目作为制氢电源，年均发电量1900万kWh，满足部分制氢用电。该项目以分布式光伏和自备电厂能源互补作为配套电源制氢，并锁定精细化工企业用氢为市场保障，以稳定的绿氢供应培育用氢市场。

除了地方和央国企的入局，一些可再生能源民企也在加速进军制氢产业，其中，作为光伏龙头企业的隆基股份和阳光电源，已在氢能产业“捷足先登”。“2020-2030年间，中国将迎来光伏与风电大规模建设高峰，必然带来电网消纳的问题。”阳光电源股份有限公司副总裁兼氢能事业部总裁程程告诉记者，未来，大规模的弃风弃光用来就地制氢，再通过氢能储运网络进入电网调峰和丰富的氢能应用场景，从而解决可再生能源消纳问题。

程程指出，在国家“双碳”、“双高”政策导向下，国内可再生能源制氢在2021年增长迅猛，目前已有超过1/3的央企涉足氢能，国内绿氢市场前景非常可观。他表示，“碳达峰、碳中和目标的提出无疑助力了绿氢的发展，我们预测，近5年绿氢会率先在供热和重卡行业得以应用，到2030年，绿氢成本可下至与灰氢平价，2035年后，绿氢将成为极具竞争力的能源在工业领域和交通领域大规模推广应用。”

降本增效是关键

尽管从长期来看，绿氢的大规模发展已成为必然趋势，但目前而言，可再生能源制氢尚处于发展初期，其成本和竞争力是未来亟需关注的重点，尤其是高昂的耗电成本，成为目前水电解制氢难以与“灰氢”抗衡的主要弱点。隆基氢能科技有限公司副总经理王英歌告诉记者，目前，国内可再生能源制氢还处于试点和探索的阶段，主要是央企和地方政府在推动一些示范项目，大规模可再生制氢还比较少。

据国家电投集团宁夏能源铝业公司（简称“宁夏能源铝业”）相关负责人介绍，当前，我国超过95%的氢气生产主要依靠化石资源，主要原因是化石资源制氢工艺成熟，原料价格相对低廉，而电解水制氢仅占比2%—4%，可再生能源制氢更是少之又少。

该负责人表示，可再生能源制氢竞争力较差的原因在于，国内提出提出时间较短，对此技术的研究也较少，且可再生能源受环境影响，导致输出功率波动较大、间歇性强，很难大规模单独应用，当前能够产业化的太阳能发电制氢、风电制氢和生物质气化制氢经济性不甚理想。他还介绍，宁夏能源铝业当前正通过前述宁东可再生能源制氢项目，进一步总结光伏制氢耦合系统关键技术，研究提高可再生能源制氢效率途径，为后期打造高效率、高可靠性的大规模光伏耦合制-储-输-用氢综合系统奠定基础。

与此同时，一些民营企业也在基于自身经验，着力推动制氢成本的降低。据王英歌介绍，隆基将电解水装备制造作为重点发展方向，致力于推动可再生能源制氢成本的下降。“降低可再生能源制氢成本，核心是降低设备的综合电耗，”他表示，目前来看，绿氢最终成本主要取决于电价和电耗，设备制造成本的影响较小，“过去十年，设备制造的成本下降了60%以上，未来也将随着制氢规模化发展进一步降低。”

在王英歌看来，推动绿氢的发展，上游的可再生能源发电要继续降本，在“十四五”期间，光伏发电成本下降到0.1-0.2元的区间，制氢成本就可以大幅下降，将可以与天然气制氢竞争。同时，他还认为，在制氢设备领域，要不断降低综合电耗，目前，设备的综合电耗与理论值相比，还有很大的下降空间。

协同发展需提升

当前，虽然一些地方政府已开始先行先试，推动可再生能源制氢发展，但长远来看，产业链上下游的协同发展，则需要从“全国一盘棋”考量，加强顶层设计。刘坚认为，在西北地区，风、光资源丰富，拥有发展可再生能源制氢的先天优势，但由于发展燃料电池汽车的空间较小，工业领域的用氢将是重要的应用场景，未来，可以推动远距离管道输氢等路径，来推动区域间的协同。

对此，王英歌也表示，在目前储运成本较高的情况下，需要在需求侧进行绿氢基地的建设，比如鄂尔多斯是主要的煤化工基地之一，而包头则有钢铁产业，都有很大的氢气需求，可以通过工业的应用，比如氢冶炼进行消纳。同时，面向未来的应用场景，为加强“全国一盘棋”，则需要进行液氢等储运方式的探索。

王英歌表示，国家层面需要做一些规划和引导，推动跨区储运，比如山东是未来主要的应用市场，但氢的来源是一个大问题，就需要跨区域储运。液氢是一个发展趋势。他还强调，氢能产业链上要进行“消缺”，比如液氢储运，比如钢铁领域的氢冶炼，都要鼓励降本，同时，加氢站的技术也亟需消除瓶颈。

在程程看来，国内氢能发展目前进入示范期阶段，距离市场化还有些距离，这与氢能产业规模较小、上下游技术水平以及各地资源不均衡等情况有关，如果不能贯通全产业链协同发展，氢能将难以进入市场化。他指出，要统筹规划制氢、储氢、用氢一体化协同发展，加强氢能基础设施建设，丰富氢能应用场景，才能带动产业链规模化、市场化发展。

“目前国家已经将氢气从危化品列入能源类别，重视程度前所未有，”程程表示，国家相关部门在标准系统建立、科研项目投入上给予了很大支持，各地政府出台的“十四五”规划，也都在推动氢能发展方面给出了很好的思路和政策。顶层设计，已经在快速地完善中，我们希望在项目落地时，政府能够引导和协调产业链资源，实现当地氢能产业有序、高效地协同发展。

宁夏能源铝业相关负责人表示，未来需要进一步发挥城市集群效应，各个城市应侧重不同的氢能产业发展，从零部件生产到设备组装形成区域产业效应，推动氢能产业良性发展，在各地区之间也应从氢能源的产、运、用方面形成区域协同，发挥地区优势，形成氢能源区域协同，氢能产业链城市集群的双协同链，实现氢能产业“全国一盘棋”。

来源：中国产业发展促进会氢能分会