绿氢产业发展尚需下好“全国一盘棋”

□ 本报记者 焦红霞

□ 实习记者 吴 昊

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。

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,地方政府正在将目光更多地投入到绿色氢能的制取。

“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。”国家发改委能源研究所副研究员刘坚日前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,并且作出布局绿氢的决策,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。据他介绍,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,比如,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。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,制氢规模全球领先。

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,已在氢能领域“捷足先登”。“2020年~2030年间,我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,国内氢能产业发展迅猛,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须关注的重点,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,大规模可再生制氢还比较少,主要是央企和地方政府在推动一些示范项目。

据国家电投集团铝电投资有限公司(以下简称“铝电公司”)规划发展部主任付励介绍,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。

付励表示,可再生能源制氢竞争力较差的原因在于,国内提出时间较短,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。

值得一提的是,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10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元~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。他认为,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,可以推动管道输氢等路径,来促进区域间、行业间的协同。

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,而包头有钢铁产业,都有很大的氢气需求,可以通过工业的应用(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、钢铁领域的氢冶炼都要鼓励降本,同时,加氢站的技术也急需消除瓶颈。

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。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。”

付励表示,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”。

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