中國儲能網(wǎng)訊：2024年兩會《政府工作報告》指出：“加快前沿新興氫能、新材料、創(chuàng)新藥等產(chǎn)業(yè)發(fā)展，積極打造生物制造、商業(yè)航天、低空經(jīng)濟等新增長引擎?！边@是中央在全國年度經(jīng)濟發(fā)展規(guī)劃方面首次指出要加快氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。
之前我們曾多次提出“發(fā)展氫能意義巨大，推動氫基建應適度超前”。“氫能、儲能、智能駕駛是新萬億級賽道?！爆F(xiàn)在，氫能已成為國家構建新型能源體系的重點發(fā)展產(chǎn)業(yè)。截止2023年底，我國可再生能源制氫項目達到58個，覆蓋21個省份，合計項目規(guī)模654.5兆瓦。未來“電+氫”，構成全新能源系統(tǒng)?，F(xiàn)在政策發(fā)力,將氫作為獨立能源來發(fā)展：引導產(chǎn)業(yè)打通上下游關鍵環(huán)節(jié)，建設全鏈條的能源體系和各項標準。
氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展意義重大：1、我國風光資源的空間分布不均勻，能源需求大多在胡煥庸線以東南。氫能可以實現(xiàn)能源尤其是新能源的“西氫東送”。2、傳統(tǒng)鋰離子儲能限制較多，氫儲能優(yōu)勢突出，結構性替換需求明顯。3、綠氫替代傳統(tǒng)灰氫，綠色氫能應用空間巨大，包括氫化工、氫冶金、氫交通全面替代成環(huán)保的綠氫，涉及經(jīng)濟活動范圍和需求潛力十分龐大。
當下，氫能的經(jīng)濟性是產(chǎn)業(yè)發(fā)展核心。需進一步提高電解水制氫效率、完善氫基礎設施建設、突破儲運技術。建議增強以下產(chǎn)業(yè)政策覆蓋：1、直接支持上游制氫。包括設備項目研發(fā)、可再生能源制氫項目試點鋪開、擴大示范規(guī)模，從生產(chǎn)端探索降低氫氣制備成本方法。2、完善中游和中下游兩套氫基建設施建設。中游儲氫罐、輸氫管網(wǎng)、運氫罐車結合實現(xiàn)遠距離、大規(guī)模運輸，中下游毛細輸氫管網(wǎng)+加氫站建設助力短距離、應用端輸氫，加速終端滲透、保障需求，能極大降低輸氫和用氫成本。3、考慮對下游應用場景直接補貼。提升氫氣消費經(jīng)濟型，帶動終端需求跟進。參考科技部與山東省聯(lián)合實施的“氫進萬家”大規(guī)模推廣應用示范，對氫燃料電池車輛購置和使用場景進行直接補貼。
一、政策發(fā)力，支持氫能產(chǎn)業(yè)突破發(fā)展
政策發(fā)力支持氫能行業(yè)加快發(fā)展。截止2023年末總計發(fā)布氫能政策438項，其中發(fā)展規(guī)劃類政策180項，財政支持類98項，管理辦法類67項，氫能安全類8項，標準體系類2項。多項國家級政策集中在近兩年出臺。從認知層面將氫作為獨立能源來發(fā)展，打通上下游關鍵環(huán)節(jié)，建設全鏈條的能源體系和各項標準。
2024年兩會《政府工作報告》指出：“加快前沿新興氫能、新材料、創(chuàng)新藥等產(chǎn)業(yè)發(fā)展，積極打造生物制造、商業(yè)航天、低空經(jīng)濟等新增長引擎?！边@是中央在全國年度經(jīng)濟發(fā)展規(guī)劃方面首次指出要加快氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。
2024年3月1日，工信部、國家發(fā)改委等七部門印發(fā)《關于加快推動制造業(yè)綠色化發(fā)展的指導意見》，謀劃布局氫能、儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展；提高氫能技術經(jīng)濟性和產(chǎn)業(yè)鏈完備性。圍繞石化化工、鋼鐵、交通、儲能、發(fā)電等領域用氫需求，構建氫能制、儲、輸、用等全產(chǎn)業(yè)鏈技術裝備體系。同日，山東省《對氫能車輛暫免收取高速公路通行費通知》正式施行，是國內(nèi)首個從氫能應用層面直接施行鼓勵的省級地方政策，標志著地方氫能發(fā)展已經(jīng)具備從產(chǎn)業(yè)化到應用化開啟的基本條件。
2023年8月，國家發(fā)改委等六部門印發(fā)《氫能產(chǎn)業(yè)標準體系建設指南(2023版)》，提出到2025年，基本建立支撐氫能制、儲、輸、用全鏈條發(fā)展的標準體系，制修訂30項以上氫能國家標準和行業(yè)標準。重點加快制修訂氫品質(zhì)檢測、氫安全、儲氫、氫液化相關裝備、氫加運、燃料電池和汽車等方面的標準。
2023年6月，國家能源局發(fā)布《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》，主要是推動可再生能源制氫，開展大規(guī)模氫能制備和綜合利用示范應用。研發(fā)先進固態(tài)儲氫材料，制氫方面要攻堅突破大容量、低成本、高效率電氫轉換技術裝備。
2022年3月，國家發(fā)改委和能源局發(fā)布《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃》，提出了氫能產(chǎn)業(yè)各階段目標：到2025年，基本掌握氫能產(chǎn)業(yè)鏈相關核心技術和制造工藝，可再生能源制氫量達到10-20萬噸/年，部署建設一批加氫站，爭取燃料電池車輛保有量約達到5萬輛，實現(xiàn)二氧化碳減排100-200萬噸/年。到2030年，形成較為完備的氫能產(chǎn)業(yè)技術創(chuàng)新體系、清潔能源制氫及供應體系，有力支撐碳達峰目標實現(xiàn)。到2035年，形成氫能多元應用生態(tài)，可再生能源制氫在終端能源消費中的比例明顯提升。
2023年，我國氫能產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)都取得了較大進展，商業(yè)化步伐加快。根據(jù)調(diào)研情況，我國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展已從實驗室走向產(chǎn)業(yè)化，應用示范項目在三北和山東地區(qū)快速鋪開，國央企氫能產(chǎn)業(yè)項目試點和招投標建設力度大幅提升，氫能產(chǎn)業(yè)生態(tài)正在形成。
產(chǎn)業(yè)發(fā)展早期，氫能相關的政策支持至關重要：一是優(yōu)化氫氣的管理標準，將氫氣從?；饭芾磙D變?yōu)槟茉垂芾恚淖児妼淠艿恼J識。二是制定重點細分產(chǎn)業(yè)的發(fā)展政策，如在制氫裝備領域，突破電解水制氫效率難題，鼓勵新型制氫項目試點鋪開。三是有必要直接補貼產(chǎn)業(yè)鏈中游氫基建、下游燃料電池等應用潛力大的場景，帶動終端氫能消費、推動綠氫替代進程。
二、氫能應用潛力需求巨大，場景豐富
氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展可以解決新能源時代的難題。一是我國風光資源的空間分布不均勻，能源需求大多在胡煥庸線以東南。氫能可以實現(xiàn)能源尤其是新能源的“西氫東送”。第二，綠氫替代傳統(tǒng)灰氫，綠色氫能應用空間巨大，包括氫化工、氫冶金、氫交通全面替代成環(huán)保的綠氫，涉及經(jīng)濟活動范圍和需求潛力也十分龐大。
先看第一點：
必須承認的是，中國可再生能源資源豐富，但風光伏等綠電資源存在著供給和消費的區(qū)域錯配，新能源供給多在西部、需求多在東部。供給端：大型風光基地主要集中在三北，比如內(nèi)蒙古、甘肅、青海、新疆、陜西等省份。其中，光伏資源分布“高原大于平原、西部大于東部”，“西豐東貧”。其中，青藏高原最為豐富，年總輻射量超過1800kWh/m2，部分地區(qū)甚至超過2000kWh/m2。三北地區(qū)是2023年陸風裝機的重點區(qū)域。內(nèi)蒙古、河北、新疆裝機居前列，吉林、甘肅、內(nèi)蒙古新增并網(wǎng)裝機位列前三。需求端：以“胡煥庸線”為分界，我國東南部能源消費占全國70%。2023年全社會用電量前5大省均位于東部沿海。
現(xiàn)在，用光伏、風電等可再生能源制氫、儲氫，就可以解決新能源供需錯配的問題。傳統(tǒng)電化學（鋰離子）儲能的劣勢在于鋰資源開采本質(zhì)上是高能耗產(chǎn)業(yè)，而氫氣儲能可以做到完全零碳無污染，在長期清潔能源體系建設中意義舉足輕重。氫氣儲能的單位能量密度更高，容儲限制更少、存儲時間更長、移動和部署靈活，對地理環(huán)境和空間的要求更少，適合作為國家戰(zhàn)略級能源儲備形態(tài)。
再看第二點：
氫能未來最大增量還是在于對傳統(tǒng)能源的替代。從全球來看，氫氣年消費量也達到9400萬噸，逐步增長。2020和2021年兩年均增幅超過1.6%，在全球終端能源消費總量中占比達到約2.5%。國際能源機構普遍認為2050年氫能在全球能源終端總需求中的占比將達到12%以上。我國氫氣消費也逐年攀升，從2017年不足2000萬噸增長至2020年的3342萬噸，年復合增速超過19%。根據(jù)碳達峰愿景測算，2030、2060年我國氫氣年需求量將達到3715萬噸和13030萬噸以上，在終端能源中的消費占比分別達到5%和20%以上。
因此，未來用綠氫替代灰氫，應用需求巨大，場景眾多。氫能直接應用包括氫化工、氫冶金、氫建筑、氫交通。包括氫汽車、氫軌道交通、船舶等，降低長距離交通對石油能源依賴。間接應用涵蓋氫內(nèi)燃機發(fā)電、氫燃料電池再發(fā)電、氫能轉電能可適用于所有用電場所，替代化石能源。通過氫儲能，可以分布式和集中式發(fā)電，為家庭住宅、商業(yè)建筑等供電。
三、提高制氫效率，讓氫的價格市場化
氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的根本是解決供需錯配、匹配下游應用，下一步就是讓氫氣價格市場化。氫氣定價的基本框架為：氫氣需求端價格=氫氣生產(chǎn)端成本+氫氣中游儲運成本-政策直接補貼。由此可知，完善氫運輸基礎設施建設和儲運技術突破降本直接利于氫能的市場化發(fā)展。截止2023年底，生產(chǎn)側，氫氣指數(shù)全國平均水平從2022年的年均3.159元/標方下降至2023年年均的3.062元/標方，消費側，氫氣指數(shù)全國平均水平從2022年的年均5.251元/標方下降至2023年的年均5.135元/標方。
未來有沒有一種可能？氫氣成本降低到與傳統(tǒng)能源相當?shù)乃?。參考日本氫燃料電池?zhàn)略委員會在2019提出的規(guī)劃，氫氣的長期目標成本價格為2050年20日元/標方，及人民幣1元/標方?？紤]到兩國能源使用基礎成本不同，如果以天然氣價格測算，在不考慮環(huán)境價值，不考慮處理碳排放的額外成本的情況下?lián)Q算，氫氣目標價格應該在人民幣0.7元/標方。
未來要提高可再生能源制氫效率和占比，突破電解槽技術瓶頸，上游電解水制氫技術和效率突破。
發(fā)展制氫技術，降低單位電耗才能降成本。單位電耗，即制一立方氫氣耗多少電，直接決定單位制氫成本。當下電力成本占電解水制氫約70%，根據(jù)調(diào)研情況，標桿企業(yè)在1000標方的電解槽內(nèi)能做到每標方綜合耗能4.8度電。在理論100%轉換效率下為3.5度電，在90%轉換效率的假設下仍有18.7%的優(yōu)化空間。電流密度關系著電解槽能量轉換效率，間接影響制氫成本。業(yè)內(nèi)領先企業(yè)能做到3500A~4000A/m2，目標值能達到9000A/m2，有近125%的提升空間。
發(fā)展制氫設備，電解槽是電解水制氫的核心，關鍵看電極、隔膜、管理系統(tǒng)等零部件。電極是與水發(fā)生電化學反應分解出氫氣的材料，在該方面我國自主化技術已較為成熟。隔膜是分離氫、氧氣體的材料，目前自主技術較國外仍有差距，以進口為主。管理系統(tǒng)負責將多個電解槽連接，實現(xiàn)同步管理，提高綜合效率。在未來，電解槽結構的優(yōu)化與電極、隔膜效率的提高是制氫技術的發(fā)展方向。
當前綠氫應用在商業(yè)盈利上的主要挑戰(zhàn)一是度電成本過高，在風電、光伏新增裝機量快速大幅提升的環(huán)境正在逐步解決。二是“碳稅”較低。碳稅較低是因為我國碳交易機制起步較晚，碳交易市場在2021年啟動，碳稅制度與統(tǒng)一碳排放市場還未正式建立。相比之下，歐美國家在碳稅制度上布局全面，具備先發(fā)優(yōu)勢，有針對進口碳密集型產(chǎn)品的“碳關稅”和交易碳配額的“EU ETS”制度。
上游制氫環(huán)節(jié)盈利，會進一步促進氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。當制氫環(huán)節(jié)技術與設備成熟了，成本降低，制氫企業(yè)實現(xiàn)可觀盈利，綠氫的應用才會更經(jīng)濟、便捷。當綠氫的市場價格逐步趨近甚至倒掛藍氫、灰氫，以及其他能源價格時，綠氫的下游產(chǎn)業(yè)將迎來全面高速的增長。
四、發(fā)展氫基建，突破儲運技術
要實現(xiàn)氫能產(chǎn)業(yè)鏈閉環(huán)，就是要發(fā)展“氫基建”，發(fā)展成熟的氫能基礎設施、儲運技術，進行提前建設布局，包括氫氣運輸管道、加氫站、液氫基礎設施用。目前氫能產(chǎn)業(yè)鏈還處于爆發(fā)早期，如果沒有氫能供應體系，氫能產(chǎn)業(yè)就像電動車沒有充電樁一樣無法壯大。提前布局氫能產(chǎn)業(yè)鏈基礎設施建設，可以改善氫能儲運難、成本高的問題，氫能供給的經(jīng)濟性得到保障。類比當年，提前進行大規(guī)模的充電樁建設，對發(fā)展中國的新能源車產(chǎn)業(yè)意義巨大。2024年初中國新能源汽車保有量超2000萬輛、充電樁超820萬臺，車樁比2.45：1，遠高于同期歐美。有必要提前建設布局合理、適度超前、供需匹配、安全有序的加氫站供給網(wǎng)絡。
發(fā)展氫儲運，有獨特優(yōu)勢：實現(xiàn)大規(guī)模、長周期、長距離運輸。主要是氫氣化學性質(zhì)穩(wěn)定，基本沒有剛性的儲存容量限制。方便跨區(qū)域流動，氫氣的運輸也突破了配電網(wǎng)絡的限制，幫助綠電跨區(qū)域、長距離、不定向的轉移。儲運氫，以氣態(tài)和液態(tài)兩種為主。
我國液氫儲運規(guī)模存量小、發(fā)展空間較大。國外以北美為代表的國家液氫發(fā)展快，得益于民間應用。2022年美國1/3加氫站為液氫儲氫，其中33%用于化工，37%用于電子、冶金，10%用于燃料電池汽車加氫，僅有18%的液氫用于航空航天和科研試驗。
對于長距離海上運輸，氫氣需要轉換成能量密度更大的液態(tài)儲運才能具備更強的經(jīng)濟性。為保障我國在液氫儲運領域彎道超車，需提前布局液氫基礎設施的建設。目前，全球已經(jīng)有數(shù)十座液氫工廠，歐美等地區(qū)液氫應用于民用領域的技術已經(jīng)相對成熟，美國壟斷了全球85%的液氫生產(chǎn)和應用。2021年日本首次實現(xiàn)將液氫作為能源進口的形式，通過液氫貨船進行液氫運輸。標志著未來有望形成以液氫為主要載體全球氫能供應鏈。我國沿海地區(qū)具有建設LNG接收站條件的地區(qū)可以考慮建設液氫港口，充分利用LNG氣化過程中產(chǎn)生的大量冷量，可在解決LNG冷能利用問題的同時，有效降低氫液化的能源需求和資本成本，保障我國未來氫能產(chǎn)業(yè)的國際競爭優(yōu)勢。
我國氣氫儲運發(fā)展較快。截止2023年底，全國已建成加氫站428座，2023年新增70座。已建成加氫站中274座處于運營狀態(tài)，占比64.0%，其中35Mpa加氫站數(shù)量為237座，占比達到了86.5%。但在加注壓力上還有較大提升空間，歐、美、日等加氫站多采用70MPa壓力，但我國示范性加氫站、車載供氫系統(tǒng)多是35MPa。
未來要把三北的綠氫“遠距離+低成本”地運輸?shù)綎|部，輸氫管網(wǎng)的建設必不可少。長短結合：短距離氫管道：主要用于氫氣站與各個用戶之間的氫氣配送，輸氫壓力較低，管道直徑較小，作為輸氫網(wǎng)絡的“毛細血管”。長距離氫管道：主要用于制氫工廠與氫氣站之間的長距離運輸，輸氫壓力較高、管道直徑較大，形成輸氫網(wǎng)絡的“主動脈”。目前全球氫氣輸送管道總里程已超過5000公里，美國輸氫管道總里程已超過2700公里排名第一，歐洲氫氣輸送管道長度也達到1770公里以上。我國輸氫管道運輸研究起步相對較晚，以摻氫管道為主，純輸氫管道規(guī)模較小，在用管道總里程數(shù)較短，且在化工園區(qū)內(nèi)應用為主。如中國石化建有的金陵—揚子氫氣管道、巴陵—長嶺氫氣輸送管線以及濟源—洛陽氫氣管道等。
長距離的輸氫管道、純氫管道建設也是重點，規(guī)模效應明顯：當運距從50公里提升至500公里時，長管拖車的人工費用和油費將急速提升，成本將會從4.3元/kg提升至17.9元/kg，經(jīng)濟性將變得相當?shù)?，相比之下，輸送距離為100km時，管道輸送運氫成本就降至1.43元/kg，遠低于高壓長管拖車及低溫液態(tài)輸氫。
