高制取成本掣肘绿氢发展 技术、机制均待突破

　　核心阅读发展绿氢对保障能源安全、推动能源转型具有重要意义。但目前制取成本偏高成为绿氢产业规模化发展的主要障碍。要提高绿氢经济性，打破单一的技术路线、做好顶层设计、健全市场机制缺一不可。

　　地方两会近期密集召开，记者梳理发现，氢能布局成热点。例如，山东统筹布局氢能供应体系，开展副产氢纯化、电解水制氢等项目；辽宁加速风电、光伏、核电等可再生能源“零碳”电解水制氢等重大项目落地；吉林、内蒙古也在布局风光制氢一体化项目。不仅如此，国家相关部门也将支持氢能发展作为重点，1月17日，工信部等六部门发布的《关于推动能源电子产业发展的指导意见》就提出加快高效制氢技术攻关。

　　业内专家表示，可再生能源制氢将在未来能源体系中发挥重要作用。但制取成本偏高这一难题仍待顶层设计及技术攻关等多方面突破。

　　发展绿氢意义重大

　　据业内专家分析，目前多国已把氢能产业作为未来的发展重点，产业发展潜力巨大。

　　据中国氢能产业联盟预测，到2030年碳达峰期间，我国氢气的年需求量将达到约4000万吨，在终端能源消费中占比约5%，其中可再生氢供给可达约770万吨。在2060年碳中和情境下，氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中的占比约为20%，其中70%为可再生能源制氢。

　　近年来，关于可再生能源制氢的政策支持与实践探索也明显加速。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）》，明确氢能是我国未来国家能源体系的重要组成部分，并提出要构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。

　　此后，湖北武汉、山东、上海、广东等地陆续发布相关政策，支持非化工园区的可再生能源制氢、风光制氢一体化项目发展。

　　对此，佛山环境与能源研究院院长赵吉诗指出，通过可再生能源产生的绿电，进一步电解水制氢得到绿氢能够助力新型电力系统的实现。“新型电力系统的核心诉求是可再生能源装机容量的大幅提升，这必然对储能有一定的需求，而电化学储能在安全性和储能周期上均有一定限制。电解水制氢后可通过掺氢天然气借助天然气管网实现长周期、大规模储能。”

　　中国电科院战略中心主任闫华光指出，“目前，世界上的主要国家都把氢能作为能源转型的选择之一。发展氢能可减轻对石油、天然气的依赖，可再生能源制氢是保障能源安全和能源战略储备的一种重要方式。同时，绿氢将促进全社会深度脱碳。另外，电制氢设备本身就是很灵活的调节资源，可以参与电网的各种调峰调频辅助服务，提升电网的灵活性和安全性。”

　　制取成本偏高成拦路虎

　　不过，国内某大型能源企业的一位氢能技术研究人员告诉记者，当前我国大规模低成本绿氢技术路线尚不明确，质子交换膜制氢成本较高，碱性电解水制氢缺少规模化应用，阴离子交换膜、固体氧化物电解水、光解水制氢、热化学循环水解制氢技术还处于基础研发阶段，可再生能源制氢尚未规模化发展。与此同时，风、光电力的间歇性和波动性也对绿氢的制取带来挑战。

　　“可再生能源的波动性会对电制氢装备的寿命产生影响。同时，可再能源的间歇性发电导致其利用小时较低，进而导致无法稳定制氢，对可再生能源制氢的经济性造成影响。”闫华光说。

　　赵吉诗则指出，目前可再生能源制氢最大的挑战在于成本过高。“虽然电解水制氢技术的产业化应用已经有几十年历史，但单槽制氢规模仍然很小，从每小时几十升到几百方，最大也不过四五百方，功率仅在2兆瓦左右。随着产业发展，为了降低成本，单槽制氢规模虽已快速增长到1000方/小时以上，在研装置甚至高达2000方/小时，但其配套产业链并没有相应跟上，对降低成本造成了阻碍。”

　　“此外，行业偏好碱性槽也是一个问题，碱性槽技术是最成熟的，成本也是最低的。但从长远来看，多种技术路线并行前进才能促进产业蓬勃发展。不同的场景需要有不同的技术路线来匹配。”赵吉诗表示，目前，质子交换膜电解水制氢、阴离子膜碱性电解水制氢等技术因其对电流波动信号响应时间可达毫秒级，更适合可再生能源制氢。“当然，一些电解水制氢装备企业也在传统碱性电解槽技术方面进一步创新，提高了其对电流波动的响应速度。”

　　技术、机制均待突破

　　针对可再生能源固有的波动性对制氢产生的成本和技术挑战，闫华光建议，可再生能源制氢要同新型电力系统建设结合起来，统筹考虑、协同规划顶层设计，而不是单一地考虑氢能制取，制氢与新型电力系统真正有机互动起来，才能发挥最大作用。“在碳中和终极目标下，电力系统是零碳的，氢能与新型电力系统协同发展、电氢协同的能源体系将成为新型能源体系的重要组成部分。”此外，加强技术攻关、降低制氢装置本身的成本同样重要。“制氢成本主要由电价成本、制氢装置成本及系统运维成本组成，因此，研发低成本、高效率、长寿命的电制氢装置也是解决可再生能源制氢成本痛点的途径之一。”

　　闫华光进一步指出，建设电氢耦合标准体系、打造典型示范工程进行技术路线验证也必不可少。“通过示范工程验证各种技术路线的效果，建立电氢耦合标准体系，促进工程标准化建设和规范化管理，为未来大规模推广做准备，是引领并促进氢能产业规模化和高质量发展的重要阶段。值得注意的是，这些示范工程需要设计不同场景和技术路线，许多应用层面的问题可以在打造典型示范工程的过程中得到解决。”

　　赵吉诗则建议关注质子交换膜电解水制氢、阴离子膜碱性电解水制氢等技术的国产化，并加强对氢能企业，特别是央企创新能力和创新产出的考核力度。

　　另有业内专家建议，要完善可再生能源制氢的市场化机制，健全覆盖氢储能参与电力辅助服务的价格机制，探索氢储能直接参与电力市场交易。(记者 杨晓冉)

　　 转自：中国能源报