观察丨推进氢能“制储输用”全链条发展

推进氢能“制储输用”全链条发展

　　中国能源新闻网记者 曲艺

　　8月11日，中共中央、国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，提出“推进氢能‘制储输用’全链条发展”“建立健全氢能‘制储输用’标准”等。9月7日的全球能源转型大会上，氢能动力摩托艇、现代NEXO氢燃料电池汽车等为代表的氢能产品吸引颇多目光，引发聚焦关注。

　　氢能作为一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次“新质”能源，正加快释放生产力，逐步成为助推全球经济绿色低碳转型和高质量可持续发展的重要引擎。当下，氢能“制储输用”全链条发展形势怎样？未来又该如何“氢”力推进？

　　此前，由国家能源局科技司会同北京国氢中联氢能科技研究院联合行业相关机构和专家共同编制的《中国氢能发展报告（2023）》（以下简称《报告》）发布。《报告》聚焦国内外技术和产业发展，系统梳理了2023年氢能产业发展现状，并对我国2024年氢能产业发展进行了展望，很好地回答了这些问题。

　　政策引导体制机制创新

　　加速探索体制机制创新，是推动氢能产业发展的关键一环。

　　《报告》称，截至2023年底，国家层面已发布3项氢能专项政策，28个省（区、市）出台省级氢能产业发展规划或指导意见等，各地方政府公开发布超400项氢能专项政策，对项目投资、多元化应用等进行支持，加速破解行业痛点难点问题。

　　例如，大连、鄂尔多斯(8.910, 0.52, 6.20%)等地着力推动可再生能源制氢和基础设施建设；吉林、河北明确可再生能源制氢项目和制氢加氢一体站不需在化工园区内建设；新疆对纳入示范区的风光氢制用一体化项目，结合实际优先配置上网风光资源，具体电量根据制氢转化效率及制氢成本进行动态调整，克拉玛依推出针对可再生能源制氢及氢基产品生产端的支持政策；内蒙古明确新能源项目投产时间需与制氢负荷、储能设施同步，且应与制氢负荷项目运行周期相匹配。

　　氢能产销价格稳中有降

　　价格，始终是行业关注的焦点。《报告》显示，随着交通、发电等领域氢能应用持续拓展，高纯氢成为我国氢气市场交易重要品种。

　　“2023年，氢能技术加速创新，规模化项目持续落地，全国高纯氢平均价格小幅降低。”《报告》指出，生产侧价格为34元/千克，较去年下降约1.5元/千克；消费侧价格为58元/千克，下降约1.3元/千克。

　　不仅如此，近年来我国正在逐步完善清洁供给体系。

　　截至2023年底，我国各地规划可再生能源制氢项目超380个，其中建成运营项目约60个，累计可再生能源制氢产能超7万吨/年。2023年新增投产项目约20个，产能超2.2万吨/年。可再生能源制氢项目在西北、华北、东北等资源优势地区已率先实现化石能源制氢替代应用，已建和在建可再生能源制氢一体化项目产能超90万吨。工业副产氢提纯项目在广东、河北、山东等省（区、市）加快落地，推动工业副产氢就近消纳，降低氢能供给成本。

　　中国科学院院士、中国氢能联盟战略指导委员会委员郑南峰指出，发展可再生能源是保障我国能源安全的重要战略，随着可再生能源大规模高比例发展，利用可再生能源直接电解水制氢（绿电可离网制氢）不仅可促进可再生能源的大规模利用，还可大幅降低绿氢成本、实现绿氢制备全生命周期零碳足迹，对我国发展绿色化工意义重大。

　　此外，在供需方面，规模保持平稳。截至2023年底，全国氢气产能超4900万吨/年，同比增长约2.3%；产量超3500万吨，同比增长约2.3%，主要作为合成氨、甲醇以及炼化等工业过程中的中间原料。

　　自主研发水平显著提升

　　回顾2023年，《报告》认为“制储输用”全产业链关键技术和装备呈现快速发展态势，持续迭代升级。

　　制氢方面，20兆瓦方形常压碱性电解槽模块实现应用；质子交换膜电解水设备单台突破2.5兆瓦；兆瓦级固体氧化物电解槽在美国、荷兰等国成功应用；阴离子交换膜电解槽在日本应用于加氢站内制氢。储运方面，奥地利启动全球首个地下储氢试点项目，计划储存120万立方米氢气。应用方面，1万千瓦级纯氢工业燃气轮机在位于法国维埃纳河畔的塞拉特纸包装厂成功运营；韩国实现8万千瓦燃气轮机掺氢比例从60%提高到100%；日本利用并网燃气轮机完成30%氢气混燃试验；德国实施1.65万千瓦燃气轮机25%掺氢测试。

　　聚焦国内，围绕氢能高质量发展重大需求，我国持续加强基础研究、关键技术和颠覆性技术创新，推动构建协同高效的创新体系。

　　制氢方面，单槽10兆瓦碱性电解槽完成示范项目招标，15兆瓦碱性电解槽研发成功；兆瓦级质子交换膜电解槽产品下线并得到工程验证；固体氧化物、阴离子交换膜电解槽实现小批量应用；海上风电海水直接电解制氢技术完成中试。

　　储运方面，镁基固态储运氢车实现下线交付，单次可运氢超1吨；首次非金属管道纯氢高压测试和爆破试验，掺氢天然气管道泄放燃爆试验成功实施；首套使用连续型正仲氢转化换热器的氢液化系统成功开车；首辆民用液氢槽车下线。

　　多元化应用方面，燃料电池系统和电堆功率稳步提升，主流产品分别达到150千瓦和200千瓦水平；首个大F重型在运燃机掺氢技术完成自主升级及示范验证，掺氢比例达到7%；兆瓦级纯氢燃气轮机开展研制及应用验证；氢冶金电熔炼工艺与焦炉煤气零重整竖炉直接还原两项氢冶金技术实现工程验证。

　　创新支撑方面，推动国家能源研发创新平台、全国氢能信息平台等建设，开展能源领域国家重点研发计划、首台（套）重大技术装备评定和示范应用等工作部署。

　　“尽管我国在多种电解水技术方面已具备一定领先优势，但目前尚未有可支撑大规模离网及适应波动的电解水制氢技术。”郑南峰坦言。

　　对此，郑南峰认为，亟须开发可适用于离网的混联制氢技术，通过从基础研究的角度开展高性能低成本催化剂、长寿命电极、复合隔膜等核心材料内部演化机制的研究，攻克波动性绿电到绿氢系统关键核心技术，支撑绿电可离网混联制氢规模化生产，助力我国在氢能领域的持续性引领。

　　四个“强化”勾勒发展路径

　　展望未来我国氢能产业，《报告》用四个“强化”勾勒出发展路径。

　　强化政策引领，推动产业健康有序发展。各地应统筹氢能供应能力、产业基础和市场空间，合理布局氢能制备、储运、加注、应用等产业链项目，有序推进产业发展。根据产业发展实际需求，制定完善氢能基础设施管理办法。鼓励产学研用各方参与氢能基础与安全、制备、储运、加注、应用全链条标准研制。支持龙头企业、行业机构针对氢能各环节研发新技术、新工艺、新方法，布局研制一批关键技术标准，推进产业化市场化应用。

　　强化基础研究，提升关键核心技术水平。面向氢能产业发展需求，应积极支持龙头企业联合有实力的科研机构组建创新联合体，组织实施关键核心技术攻关项目和国家重大攻关任务。电解槽产品持续迭代，向大容量、长寿命、低能耗等方向演进。持续推进高温气冷堆制氢技术基础研究。持续提高高压气态储运效率，固态、液态、有机液体等储运技术开展工程验证。积极有序开展长距离、大规模纯氢管道输运技术研究。在确保安全性和适用性的前提下，研究论证掺氢在城镇燃气领域试点应用。持续提升燃料电池稳定性、耐久性。燃气轮机完成更高比例掺氢验证。

　　强化示范推广，有序推动多元化产业化。各地应有序推进清洁低碳氢能在工业、交通、发电等领域应用，持续引领产业链供应链降本。随着可再生能源制氢示范项目陆续投运，清洁低碳氢能供给能力将进一步提升。持续推进氢能供给、消纳相结合的风光制氢一体化项目。不断扩大工业领域炼化、合成氨、甲醇等领域可再生能源制氢替代应用规模。交通领域继续呈现多元化发展趋势，持续增长燃料电池在重载交通、长途物流和无人机等领域应用规模。有序布局发电领域燃料电池分布式热电联供、纯氢（掺氢）燃气轮机等项目，发挥氢能调节周期长、储能容量大的优势，逐步拓展到可再生能源消纳、电网调峰等应用场景。

　　强化合作交流，赋能产业链高质量发展。氢能科学和技术国际联合研发应进一步加强，推动氢能全产业链核心技术、材料装备和国际项目创新合作。中国技术和产业龙头应积极拓展国际市场，提升中国氢能产业的国际竞争力。探索构建氢能绿色价值实现机制，推动清洁低碳氢能标准制定、碳减排效应核算。以国际项目示范为抓手，推动在氢能装备、清洁低碳氢能贸易与产品碳足迹等方面标准规则互认和认证体系互联互通。

　　“传统能源逐步退出，必须建立在新能源安全可靠替代的基础上。要加快建设新型能源体系，注重传统能源与新能源多能互补、深度融合。”中国工程院院士、中国氢能联盟战略指导委员会委员彭苏萍指出，氢能是21世纪极具发展前景的二次能源，燃料电池是21世纪的能源革命性技术，未来10~20年将是我国氢能源与燃料电池产业发展的重要机遇期，需紧密联系我国能源发展实际，从战略、政策、技术、资金、国际合作等方面积极谋划，通过改革创新破解发展难题，助力实现氢能源与燃料电池高质量发展。

责任编辑：余璇

观察丨推进氢能“制储输用”全链条发展|氢能_新浪财经_新浪网 (sina.com.cn)