从我国能源消费现状入手，介绍了碳排放“双控”进展，分析了水电、核电、风光电等作为主力能源的短板以及氢能的主要特性。从国内外视角出发，着重阐述了氢能发展的机遇和加快替代化石能源的紧迫性。以案例法对电解水制氢主要成本组成、相互关系以及不同电价、不同利用小时数对制氢成本影响的敏感性进行研究，对化石能源制氢增加“碳捕捉与封存技术”后成本变化进行比较，针对性地提出降低绿电制氢成本、开辟氢能生产新渠道、破解关键技术、扩大氢能化改造等解决方案。结论认为，以政策扶持为动力、以多方联动加快试点示范为方法、以“绿电+储能+氢能”组合弥补清洁能源的短板是实现“双碳”目标和绿色发展的首选路径。
生态文明建设是人与自然和谐共生的时代召唤、人民对美好生活追求的重要体现。党的二十大提出了加快发展方式绿色转型的要求；2023年7月中央深改委审议通过了《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》，生态文明建设进入以降碳为重点的战略阶段。当前，我国仍以化石能源消费为主，虽然近年来加大了新能源投入和开发，但占比仍偏小，光伏和风力发电的转换效率低、度电成本高，还没有形成规模优势。化石能源制氢是我国氢能的主要来源，制氢过程会排放大量的CO2等气体；绿电制氢零碳排放才刚刚起步，产业链基础薄弱，一些核心技术还没有取得突破或掌握在他国手里。如何有效破解这些难点、今后氢能又应走什么样的技术路线？这些问题都亟需引起高度重视和加大研究攻关力度。从近年来的相关文献看，以降碳减排为主线，采用储能技术弥补风光电间歇性、年利用小时数低等短板的研究较少，“绿电+储能”组合可同时满足绿色发展、稳定性和延长电解槽工作时间等要求。
我国能源消费结构及碳排放“双控”进展
2022年，我国能源消费总量54.1亿t标准煤，同比上升2.9%，其中，煤炭消费占56.2%，同比上升0.3个百分点；非化石能源消费占17.5%，同比上升0.8个百分点（见表1）。截至2023年6月底，全国发电装机容量27.1亿kW，其中，火电装机13.6亿kW，占总装机的50.18%；煤电11.4亿kW，占总装机的42.07%，长期以来“一煤独大”的能源生产消费结构仍没有改变。煤燃烧要产生灰渣和CO2、SOX、NOX等气体。根据C+O2CO2，燃烧1t热值5000 kcal /kg的煤会排放约2.2t CO2。
表1 2022年我国能源消费结构
能源类型 | 能源消费占比/% | |
化石能源 | 煤炭 | 56.20 |
石油 | 17.90 | |
天然气 | 8.40 | |
非化石能源 | 水电 | 7.52 |
核电 | 2.31 | |
风电 | 4.24 | |
光伏发电 | 2.37 | |
生物质发电 | 1.03 | |
海洋能发电 | 0.0019 | |
其他 | 0.028 | |
2022年，我国温室气体排放总量约为140.93亿吨CO2当量，占全球27%，人均温室气体排放量是全球人均的1.4倍。根据国际能源署（IEA）《2022年CO2排放报告》，我国CO2排放量为114.77亿吨，80%左右CO2排放来自能源活动，由于工业过程减碳抵消了燃烧过程碳排放的增加，同比下降了0.2%，其实能源活动碳排量仍在上升通道（见表2）。煤碳行业经过10多年整合重组，矿井多小散乱问题得到有效解决，但离规模化、集约化仍有差距；目前全国在役300MW级及以下煤机约占全国煤电装机容量的34.46%，上大压小进度慢；近年来对煤电项目建设的限制有所放开，有的地方整治“两高”项目力度不够。碳捕捉与封存（CCS）技术在我国刚刚起步或仅作为示范项目，进入商业化的案例寥寥无几。2012年国家发改委印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，但自愿减排交易市场建设仍存在诸多急需改进的地方。产品全生命周期的碳足迹评价体系建设更是滞后。
表2 我国主要能源消费行业2022年CO2排放量增降幅度
行业 | 增减幅/% |
电力 | ～3.0 |
交通 | -3.1 |
水泥 | -10.0 |
钢铁 | -2.0 |
数据来源：IEA发布的《2022年CO2排放报告》。
人们对化石能源的依赖是有历史渊源的，但其生产和消费过程中对环境污染大，价格易受多种因素影响，不可持续发展。清洁能源中，水电厂址稀缺，发电受制于上游来水，如遇干旱季节只能停发；核电建设周期太长，热效率低，对地理环境要求苛刻，目前还不能用于电网调峰；风光的能量密度低，发电间歇性、不可控和年利用小时数低，风机在风速小于3m/s或者高于25m/s时要停运，所以风光电高比例并网会导致电力系统不稳定；海洋能鉴于关键技术和经济性问题，近期大规模开发的可能性不大，详见表3。对照全球主要国家/地区能源气候战略目标（见表4），我国实现碳中和目标只预留了30年左右的时间，仅为这些国家的一半。面对日益增长的能源需求和加快降碳减排的矛盾，最有效的办法是直接发展低碳甚至零碳的清洁能源来替代传统化石能源，避免一直以来“头疼医头”的被动应战局面。
表3 我国主要清洁能源相关指标对比
造价 /(万元·kW-1) | 建设周期 /a | 度电成本/(元·kWh-1) | 燃料费/(元·kWh-1) | 能源转换效率/% | 电力稳定性 | 可开发资源 储量 | |
核电 | 1.2～1.6 | 10 | 0.59 | 0.006 | 30～35 | 好 | 280万t |
水电 | 0.7 | 3—5 | 0.25 | 0.005 | 80 | 好 | 3.8亿kW |
光伏发电 | 0.30～0.45 | 0.5—1 | 0.20 | 免费 | 23 | 不好 | 156亿kW |
风电 | 0.49-0.60 | 1—2 | 0.57 | 免费 | 38 | 不好 | 10亿kW |
生物质发电 | 0.8～1.2 | 2 | 0.51 | 0.420 | 31 | 较好 | 34.94亿t |
海洋能发电 | 4～5 | 5—7 | 2.40 | 免费 | 39① | 较好 | 10亿kW |
注：①——海洋能中，潮汐能发电效率超过70%、波浪能40%、温差能3%～5%.
表4 全球主要国家/地区能源气候战略目标
国家/地区 | 碳达峰时间 | 碳中和目标 |
欧盟 | 1990年 | 2023年温室气体净排放量较1990年至少降55%，2050年前实现碳中和 |
中国 | 2030年前 | 2060年前实现碳中和 |
英国 | 1973年 | 2035年温室气体排放量较1990年降78%，2035年电力系统实现100%清洁无碳供电 |
法国 | 1979年 | 依靠可再生能源和核能， 2050年实现净零排放 |
韩国 | 2013年 | 2030年温室气体排放量较2018年降35%，2050年实现净零排放 |
德国 | 1979年 | 2030年温室气体排放较1990年降65%，2045年实现碳中和 |
印度 | 2030年左右 | 2030年前减少碳排放100亿吨，2070年实现净零排放 |
加拿大 | 2007年 | 2035年起禁止销售燃油新车，2050年实现净零排放 |
俄罗斯 | 1990年 | 2060年前实现碳中和 |
美国 | 2007年 | 2035年实现电力行业净零排放，2050年实现温室气体净零排放 |
日本 | 2013年 | 2050年实现净零排放 |
注：到2020年，全球已有54个国家/地区实现碳达峰，其中欧盟27国作为整体已实现碳达峰.
氢气的特性、潜能及应用
氢气无色无味、密度小重量轻、导热性最好、难溶于水，在大气压和常温下相对稳定，在-252℃变成无色液体、-259℃时变为雪花状固体，具有高度反应性，可与大多数元素和化合物反应，燃烧性能佳，在所有化石、化工和生物质燃料中（除核燃料），氢气热值最高，是汽油的3.3倍、酒精的4.7倍、焦炭的4.8倍（见图1），燃烧后的生成物只有水，可循环利用，可长时间储存和长距离运输。
图1 常见燃料热值对比
氢是自然界存在最普遍的元素，约占宇宙质量的75%，在地球上主要以水、碳氢化合物和各类有机化合物等化合态的形式存在。煤炭、工业副产、天然气中均含有较高的氢，是当前我国氢气的主要来源；水是氢的“仓库”，据推算，如把海水中的氢全部提取出来，它所产生的总热量比地球上所有化石燃料放出的热量还大9000倍。天然氢主要存在于地球深部和宇宙空间，地球深部天然氢由地质作用生成；有研究表明，地下无处不在的天然氢还会成为未来能源革命的另一个主要支柱，2020年最新估算天然氢生成量为(254±91)×109 m3/a；分析发现，天然氢总量每隔10a或20a就增加一个数量级；最近法国在洛林矿盆地发现了高浓度的巨量天然氢，总储量可能高达4600万吨，是欧洲迄今为止发现的最大潜在天然氢。
目前最热门的是氢燃料电池，它具有能量密度高、转化效率高、零碳排放等优点，是各种车辆、机械、无人机等的优选动力；2022年4月，长安汽车发布了旗下首款氢燃料电池车C385，加氢3min续航超700km，费用折合每1km不到0.2元。氢气可作为火电厂发电机冷却介质、航天航空和船舰核心动力，可用于燃气轮机发电、建筑物热电联供和储能。氢气可用于生产合成氨、盐酸以及金属焊接、切割和表面处理、医疗等方面；通过氢气与CO2反应合成甲醇、甲烷等化合物，这些化合物液化后易存储、方便运输、能量密度高。石油化工加氢是生产清洁油品、提高产品品质的主要手段。氢气代替焦炭作为还原剂，是钢铁行业实现深度脱碳目标的必行之路，产生的余热可供给固态储氢的放氢等，形成一体化利用。氢能主要产业链如图2所示。
图2 氢能主要产业链示意图
氢能产业的发展机遇
上世纪70年代美国通用汽车公司启动燃料电池车的研发，拉开了氢能规模化利用的序幕。近年来，不少国家都加大了氢能战略和投入，甚至将氢能视作“世纪机遇”提高到国家战略层面，但各国的路线图各有侧重。以德国、挪威为代表的欧洲重点发展风光电制氢，以绿氢助力脱碳经济；以美国、加拿大为代表的美洲国家侧重氢能全生态构建，着力推进氢能基础设施建设；以澳大利亚、新西兰为代表的大洋洲国家高度重视氢能国际合作，欲借助先进成熟技术来助其实现“后发赶超”，澳大利亚欲成为亚洲氢能出口大国；以沙特为代表的中东国家多个氢设施建设项目正在规划和进行中；日本已掌握全球85%的氢燃料技术专利，力求在全球范围内打造其主导的氢能产业链；韩国计划到2050 年使氢能成为最大的能源消费品种；俄罗斯将通过氢能出口打造经济新增长极。各国加大氢能产业发展举措，对我国发展氢能极其有利。
党的二十大明确提出了“推动绿色发展、促进人与自然和谐共生”的目标，国务院在《2030年前碳达峰行动方案》中指出，到2030年风光发电总装机容量达到12亿kW以上，加快氢能技术研发和在工业、交通运输、建筑等领域规模化应用。2022年1月，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，提出坚持走绿色低碳的发展道路，着力攻克可再生能源制氢和氢能储运、应用及燃料电池等核心技术。2022年2月，国家发改委、国家能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，强调推进氢能等清洁能源交通，完善加氢站点布局，探索输气管道掺氢输送、纯氢管道输送、液氢运输等高效输氢方式。2022年3月，国家发改委、国家能源局又印发《国家氢能产业发展中长期规划（2021—2035 年）》，到 2035年要构建涵盖交通、储能、工业、民用等领域的多元氢能应用生态体系。2023年1月，首个国家级氢能检验检测中心在重庆落成。2023年4月，国家标准委等11个部门发布的《碳达峰碳中和标准体系建设指南》提出，到2025年要完善氢能全产业链技术标准，为氢能安全应用和规模化发展提供了规范。
我国幅员辽阔，日照充足、风能资源丰富，年日照大于2200h的地区占总面积的2/3以上，可开发利用的风能储量超10亿kW，其中，誉为“风电之都”的内蒙古乌兰察布有效风场面积达6828km2，技术可开发量达6800万kW。截至2023年6月底，我国光伏发电装机约4.7亿kW，同比增长39.8%；风电装机约3.9亿kW，同比增长13.7%。风光电技术不断取得突破，2023年，我国自主开发的首座7.25MW深远海浮式风电在距海南文昌136km的海上油田海域投产；全球首台16MW超大容量海上风电机组在三峡集团福建海上风电场投产；太阳能电池最大量产功率已提升到710Wp，效率达25.8%。目前我国大部分氢能都属于灰氢，通过可再生能源制取的绿氢产量仅占1.5%（见表5）。深入推动可再生能源制氢，既促进“沙戈荒”、深远海等风光电的大基地化开发与规模化消纳，避免弃光弃风，同时可提升电力系统灵活性与稳定性。
表5 我国氢能主要来源、占比及技术特点
制氢方式 | 产品分类 | 产量占比/% | 制氢成本/(元·kg-1) | 技术工艺特点 |
煤气化制氢 | 灰氢 | 63.5 | 9.73～13.70 | 技术成熟，废水及碳排放量大 |
焦炉煤气副产品制氢 | 灰氢 | 18．0 | 5.7～11.8 | 技术成熟，相比氯碱副产制氢的纯度低些，碳排放大些 |
氯碱工业副产品制氢 | 灰氢 | 3.2 | 14.6～16.8 | 技术成熟，杂质含量低、氢气纯度高，碳排放少 |
天然气制氢 | 灰氢 | 13.8 | 10～18 | 工艺复杂，适合大规模生产，碳排放量较大 |
绿电电解水制氢 | 绿氢 | 1.5 | 光伏:13.87～21.82 风电:24.96～38.84 | 启停方便，工艺简单，运行稳定，适用性好，零碳排放 |
光解水制氢 | 绿氢 | 实验阶段 | 63.6 | 利用催化剂吸收太阳光催化水分解制氢，无污染，但转换率低 |
氢能产业发展中的难点
由于地球上的氢一般以化合物形态存在，氢气需要从其他物质中转化而来。从表5看，当前化石能源、工业副产制氢虽然技术较为成熟、成本较低，但产品是灰氢，在制氢过程中会排放大量的CO2。以煤气化制氢为例，其反应过程如下：
造气反应：C+H2O→CO+H2-Q（1）
水煤气转化反应:CO+H2O→CO2+H2+Q（2）
煤气化制氢的CO2排量为11～25 kgCO2/kgH2，采用CCS技术后降至2～7kgCO2/kgH2。假定我国CCS成本为0.35～0.42元/kgCO2，煤制氢+CCS技术的成本将提高到12.88～20.9元/kgH2。
同理，天然气制氢+CCS 技术，成本提高到12.45～22元/kgH2；焦炉煤气制氢+CCS技术，成本提高到7.37～13.69元/kgH2；氯碱副产制氢的CO2排量仅为 0.2～0.64 kgCO2/ kgH2，加CCS技术后对成本影响较小。4种方式相比，因煤、天然气等化石能源制氢的CO2排量大，CCS费用较高。
电解水制氢主要有碱性、质子交换膜、阴离子交换膜、固体氧化物等技术途径。我国主流技术为碱性电解槽（AWE）、质子交换膜电解槽（PEM），主要技术指标见表6。
表6 几种电解槽主要技术指标对比
碱性电解槽 （AWE） | 质子交换膜电解槽(PEM) | 阴离子交换膜 （AEM） | 固体氧化物 （SOEC） | |
国产最大容量/(Nm3·h-1) | 2000 | 520 | - | 较小 |
工作介质 | 30%KOH溶液 | 质子交换膜 | KOH | 固体氧化物 |
工作温度/℃ | 70～90 | 70～80 | 40～60 | 700～850 |
产氢纯度/% | 99.79 | 99.99 | 99.90 | 99.99 |
产氢压力/MPa | 1.6 | 4 | 0.3 | 3.5 |
电解效率/% | 60～75 | 70～90 | 52～67 | 75～100 |
电耗/(kWh·Nm-3) | 4.5～5.5 | 3.8～5.0 | 4.8 | 2.6～3.6 |
系统寿命/a | 10～20 | 10～20 | - | 5～10 |
设备售价/万元 | 500～1000 | 700～1400 | - | 2000 |
优点 | 技术成熟，启停较快，可规模化，投资小 | 启停快，低阻高效，运维简单，对间歇性电源适应性好 | 兼具碱性和PEM技术的优势，材料成本低，腐蚀性低 | 转化效率高，陶瓷材料结构避免了材料腐蚀问题 |
缺点 | 有强腐蚀液体，运维复杂 | 投资高，对水中的杂质敏感 | 阴离子交换膜量产难度大、传导性较低、催化动力学较慢 | 启停不便，高温限制材料选择，密封困难容易引起氢泄漏 |
商业化程度 | 商业化程度高 | 国外已经商业化，国内小规模应用 | 研究和开发阶段 | 国际市场已进入产业化初期阶段 |
以较为成熟的1000Nm3/h碱性电解槽制氢为例，对制氢成本进行分析。
平准化制氢成本(LCOH)计算公式：
LCOH＝固定成本/（制氢量×折旧年限）＋运行成本 （3）
运行成本＝单位电耗×电价＋单位水耗×水价＋单位维护成本 （4）
为计算需要，综合市场实际假定边界条件如下：1000Nm3/h的单台设备售价800万元，70%贷款，利率5%，等额本息10年还贷；生产1Nm3氢气需要耗电4.8kWh、耗水0.8kg，电价X元/ kWh、工商业水价5元/吨 ，利用小时Y；设备安装费按设备价4%考虑，土建162万元；设备折旧期10a，土建和设备安装折旧期20a，采用直线折旧、无残值；维护费按（设备价+安装费）的2%考虑，平均单套工作人员按三班制3人+1备考虑，15万元/（人·a），主要成本见表7。
表7 1000Nm3/h碱性电解槽制氢成本指标
项目 | 价格 | |
建安成本 | 设备售价/万元 | 800 |
土建/万元 | 162 | |
设备安装调试/万元 | 32 | |
氢气产量/(万Nm3·a-1) | 0.1Y | |
运行成本 | 电耗/(元·Nm-3) | 4.8X |
水耗/(元·Nm-3) | 0.004 | |
维护费/（万元·a-1） | 20.8 | |
固定成本 | 设备折旧/(万元·a-1) | 104 |
土建折旧/(万元·a-1) | 8.1 | |
人工成本/（万元·a-1） | 60 | |
财务费用/(万元·a-1) | 18.98 |
注：氢气产量为0.1Y万Nm3/a。
将表7数据代入公式（3）、（4），得到函数式如下：
如采用“风光电+氢”组合模式，当前自建光伏发电、陆上风电、海上风电的度电成本分别为0.21、0.29、0.55元/kWh，绿电利用小时数取较大值2500h,氢气密度0.08988kg/Nm3，对应的平准化制氢成本分别为20.69、24.96、38.84元/kg，其中，制氢电耗分别占54.21%、62.04%、75.61%，即电价越高，电耗在制氢成本中的占比就越大、敏感性越强。
其他条件不变，如采用“风光电+储+氢”技术组合，将白天富余的风光电存到夜间用，延长电解槽的工作时间来提高利用小时数Y，看看对制氢成本的影响。假定Y从2500h提升到7500h，电价仍以上述的0.21、0.29、0.55元/kWh为例，对应的制氢成本变化趋势见图3。
图3 不同电价下制氢成本与电解槽利用时间的关系
从图3可知，在相同电价下，平准化制氢成本随电解槽利用小时数增加而明显下降。根据《中国“十四五”电力发展规划研究》，预计到2035年光伏发电、风电成本可降至0.13、0.23元/kWh。如采用“风光电+储+氢”技术组合，将利用小时数增加至7000h，绿电制氢成本将进一步降至10.35、15.69元/kWh。
由此可以得出结论：当前绿电制氢成本远高于化石能源制氢成本，主要是电耗过高、电解槽利用小时数低，还不具备竞争优势。到2035年，绿电制氢成本将与天然气、氯碱副产、煤气化的制氢成本持平，优于氯碱副产制氢；同时，绿氢成本降低又能推动化石能源等其他制氢方式的改进。再考虑化石能源制氢+CCS技术和电解槽性能提升，“风光电+储+氢”组合的制氢优势就会不断凸现，是“双碳”目标下最有可能成为我国主力能源的技术路线。
我国单套碱性电解槽产能已达2000Nm3/h；以能源央企主导的“风、光、电、储、氢”大基地建设取得明显进展，但主要集中在我国西北地区，而市场需求主要在长三角、珠三角等。要连接这样长距离的供需两侧，综合各种运氢方式，管道输氢较为经济（见表8）。目前我国管道输氢主要为天然气掺氢方式，纯氢管道建设处于起步阶段，规模较小，总里程仅400km，已建管道以企业解决自身储运问题和化工园区内应用为主。加氢站建设存在规划及标准不明确、多部门协调机制不完善、关键零部件和材料依靠进口、用地审批难等制约因素；我国已建成加氢站358座，在运营仅245座，多数为示范项目，由于市场上加氢用户单一量少，运营成本高，不少加氢站盈利能力差或亏损。
表8 不同运氢方式经济距离及适用场景
运输方式 | 运输工具 | 运输量 | 经济距离/km | 适用场景 |
气态运输 | 长管拖车 | 250～460kg/车 | ≤200 | 城市内配送，如加气站、化工厂、分散用户 |
管道 | 310～8900kg/h | ≥500 | 大规模、长距离，如化工、冶金、民用燃气 | |
液态运输 | 槽罐车 | 公路360～4300kg/车 铁路2300～9100kg/车 | ≥200 | 规模化、长距离，如航空航天、大规模工业应用、交通 |
运输船 | 全球最大为10500t/船 | ≥200 | 规模化、长距离 | |
固态运输 | 货车 | 国内最大为1t/车 | ≤150 | 如潜艇、发电站、加氢站、便携式测试设备 |
自2020年来，国家对氢能产业支持政策主要为一次性的“以奖代补”，缺乏连贯性。以燃料电池汽车示范城市群补贴政策为例，五个示范城市群三年国补总量尚不足100亿元，应用在其他领域的燃料电池和氢能装备没有任何补贴；目前氢产业链中关键组件制备工艺亟需提升，燃料电池制造成本相对较高、功率等级偏低，电池的耐久性需要改善，尤其是在高温高压环境下电池易出现降解和腐蚀等问题。据统计，国内已有30多个省/市发布了氢能产业发展规划，但多数缺少系统性的配套政策和产业发展路线图，或仅为试点性质，企业动力明显不足。
我国氢能产业仍处于起步阶段，市场尚未形成，与氢气的优良特性、广泛用途相比，目前的用户群尚未得到应有的开发，除了一些行业、企业内自用，较大的领域在氢燃料电池及其交通载具方面，距离“进万家”相差甚远。一些公众对氢能还存在一定的误解和不信任，主要出于储运、使用中的安全考虑，因为目前氢气属性仍仅为危化品。
氢制备提纯和氢储运加注方面标准建设相对落后，如我国高压运氢瓶的压力限定于25MPa，事实上现有技术可达到 45 MPa。氢质量和氢安全标准体系比较薄弱，如加氢站氢质量控制、燃料电池车氢燃料中的颗粒、形态、杂质、纯度分析试验等方面。氢应用和氢相关检测标准仍有空白，一些关键技术领域因缺乏相应的标准，造成研发制造成本增加和安全性等问题。
氢能产业发展的具体方法
氢能是最理想的清洁能源，氢能产业能否规模化发展利用主要取决于制氢成本，进一步说是取决于风光电等可再生能源成本。要大力推进“沙戈荒”和海上等“风、光、电、储、氢”示范区建设，形成风光带氢、氢促风光深度协同的局面，发挥规模化、一体化优势；如中石化新疆库车年产20000吨的绿氢示范项目，利用丰富的太阳能进行发电制氢并管输至附近的塔河炼化，就是很好例子。提高电解槽的利用小时数，如图3，利用小时数从2500h增加至7000h，制氢成本平均降幅就达23.08%以上。采用高效的催化剂、复合隔膜和极板等材料，减少电解过程中的电阻损耗，提高电解效率。加快健全绿电绿证交易、绿电置换和跨区域交易机制，发挥绿证价值。探索“远电近氢”的生产模式，利用电网的富余电、低谷电制氢等。
由深圳大学/四川大学谢和平院士团队与东方电气集团联合打造的全球首个海水直接电解制氢装备在福建兴化湾海上风电场试验成功，开辟了深远海制氢新渠道。高温气冷堆具有安全性好、堆芯出口温度高等优势，被认为是最适合核能制氢的堆型，为绿电制氢的重要解决方案。美国科学家利用工业余热、废热蒸汽、低谷电和各种地热等连续加热源，在不同的温度，通过加热催化材料驱动水分子催化部分分解生产氢气取得突破；一旦该技术走向成熟，制氢就会变得更安全清洁高效。继续加大生物质制氢、地球深部“天然氢”勘探开采等力度。
电解槽方面，除了开发更大标方的设备，重点是降低复合隔膜厚度，提高膜的机械强度和电导率，破解新型催化剂高稳定性与高性能之间的矛盾；加大SOEC、AEM电解技术的研发力度，形成具有我国特色的电解水制氢综合拳。氢储运方面，高压气态、低温液态储运需解决涂层和低成本的抗“氢脆”材料问题；最近国家管网集团9.45MPa全尺寸非金属管道纯氢爆破试验成功，为实现大规模、低成本和远距离输氢提供了技术支撑。镁基固态储运氢，既安全又方便高效；实验表明，同样1m3体积，20MPa高压气态储氢为14.4kg、-253℃液态储氢70kg、常温低压下镁基固态储氢可达110kg，且在干燥空气中非常稳定，具有广阔的应用前景；今后的突破方向是提高金属氢化物的储氢量、降低材料成本和提高金属氢化物的可循环性。加快燃料电池三大核心材料(催化剂、质子膜、碳纸和扩散层)国产化进程，需通过技术创新、产业链协同等举措，解决这些难啃的骨头。
基于我国能源供需空间严重错位的实际，要利用好现有天然气管道扩大掺氢业务试点，建议跨省域长距离输氢管道要以国家为主导建设，各能源央企分区域落实，尽快构建以管道为重点的氢能储运体系。依托现有天然气管网和加油站是当前加氢站选址的首要考虑，这不仅可充分利用土地等资源，而且为用户加氢提供便利；新建加氢站选址应充分考虑交通、成本、市场、产业链协同、上游资源等要素，统筹加油、加气、充（换）电、加氢等需求。加快制氢加氢一体站建设。
以各级政府为主导，鼓励和推动在企业、交通、学校、社区等行业领域开展氢能应用试点示范，培育氢能“进万家”新的应用场景。推动现有城市公共服务车辆、各类货运车辆、内河航运船舶的氢能化改造，今后随着电池体积缩小，应普及到各类乘用车领域。推进“光+电+氢+储+热”一体化分布式能源站建设，结合老小区改造推进氢能化试点；2021年我国第一座氢能进万家智慧能源示范社区在佛山丹灶镇正式投运，社区中3栋楼全部配备单独的家用氢能燃料电池热电联供系统，系统能源利用率最高可达92%，能源费用和碳排放降低近一半对于推广城市建筑使用氢能具有积极的意义。
根据国家标准委等六部门联合印发的《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，加快部署开展核心标准研制和国际标准化提升“两大行动”，系统构建氢能制、储、输、加、用全产业链标准体系。加快更新、完善行业标准子体系，弥补空白。设立氢能产业相关材料和装备设备的准入标准；建立氢能生产及应用事前、事中、事后全过程监督体系。在政策上，建议既要继续加大对氢能产业的扶持，也要保持政策的前瞻性、完整性、连续性。不断完善碳排放配额管理和自愿减排交易机制，积极推进碳税立法。
结论
1.“绿电+储能+氢能”组合应作为我国实现“双碳”目标、推动绿色发展的首选路径。提升绿氢竞争优势的关键是降低风光电等可再生能源度电成本、增加电解槽利用小时数。如制氢成本取得大幅度下降，下游的储、输、用成本问题就会迎刃而解。
2.政策扶持是加快氢能产业发展的动力。借鉴风光电的发展模式，加大对氢能产业的政策扶持力度和保持连续性，健全温室气体自愿减排交易、绿电绿证交易等机制，发挥市场在降碳减排中的决定性作用。
3.以政府为主导，科研院所、学校、企业和资本联动，加快推进氢能制、储、输、加、用全产业链中关键核心技术攻关和试点示范，扩大以城市为重点的氢能化改造，形成各方支持、各司其职、科技引领的协同发展局面。
4.加大“天然氢”勘探开采力度。我国地域辽阔、地形地貌多样，是世界上地质构造最复杂的大陆之一，山地、丘陵、盆地、高原、平原等地形应有尽有，为天然气的存在提供了有利条件。一旦地下“天然氢”的勘探取得突破，将有可能成为真正绿色和廉价的氢能来源。
转载自：化工好料到haoliaodao.com
来源：中国化工信息周刊
林海球