中國儲能網訊：近日，歐盟委員會公布了一個授權法草案，要求生產綠氫的電力應來自現有電力以外的可再生能源電力，以應對近期歐洲電力緊缺現狀，同時規(guī)范綠氫生產真正使用綠電（可再生能源電力），能防止化石能源電力趁虛而入。草案確定的“額外性”標準等問題，一經發(fā)布就引起了業(yè)界廣泛關注，也帶來了諸多爭議，對我國綠氫產業(yè)發(fā)展也有一定的警示作用。
一、歐盟新規(guī)則內容及影響
歐洲為繼續(xù)加大碳中和力度，同時擺脫能源高度依賴進口的問題，加大了對使用綠氫的需求。烏東沖突以來，歐洲的綠氫政策和企業(yè)日益重視氫能的發(fā)展。
5月5日，歐盟20家氫能制造商簽署了一份聯(lián)合聲明，承諾將其電解槽制造能力提高10倍，到2025年達到17.5GW。5月18日，為了加速綠色能源轉型并增加能源自給率，歐盟委員會正式公布了 “REpowerEU”和“EUSolarStrategy”能源轉型行動方案，將2030年可再生能源目標從40%提升至45%；在氫能方面，計劃到2030年可再生氫產量達到1000萬噸，再生氫進口量達到1000萬噸。
但氫能的高電耗可能加劇歐洲當前存在的電力緊張問題，為此歐盟委員會起草了一個規(guī)則，以確保為綠氫提供電力的發(fā)電裝置是其他用途電力的“補充”，以保證生產綠氫的能源來自新增可再生能源電力。由于原內容比較復雜，現將大致原則總結如下：
1.制氫電力滿足嚴格的額外性要求，即制氫電力需求來自新增可再生能源電力，以避免制氫電力增長致使化石能源發(fā)電的增長。
2.為確保氫氣是完全可再生的，制氫設備可以通過以下方式利用可再生能源電力：一是直接與可再生能源發(fā)電設備直連；二是“自發(fā)自用、余電上網”方式下，只能用自發(fā)電力供電并提供相應證明；三是與電力系統(tǒng)聯(lián)結時，制氫設備用電應與可再生電力生產同時進行（發(fā)用電曲線匹配）或使用儲存的可再生能源電力，或者能夠證明是在供電過剩期間制氫，制氫行為有助于增加可再生能源的消納。
草案中盡管提出了分階段實施的安排，但草案提出的相關要求對于綠氫生產提出了很強的限制，引發(fā)了行業(yè)參與者的抗議。但該草案的相關內容，對于真正促進社會減排提供了可供借鑒的意義。
二、中國綠氫發(fā)展：資本很沖動、政策很審慎
在我國，氫能被作為“未來能源”而大加膜拜。在各種碳中和場景中，氫能是解決其它方案無法解決的碳中和死區(qū)的萬能良藥，如重型交通、煉鋼、長時儲能等，這種現象一方面體現了各界對氫能的期許，另一方也展現了當前碳中和可行方案的貧乏，可以說是“手段不夠、氫能來湊”。
作為未來的萬億級市場，各大央企、上市公司紛紛加入氫能（電解水制氫）的角逐，氫能概念成為資本市場非常具有號召力的旗幟。筆者總結氫能的核心邏輯有兩點，一是國外邏輯，既然歐洲、日本將氫能上升到能源轉型的核心以及國家競爭力的主賽場，中國也要迎頭趕上、盡多掌握話語權。二是給氫能打上灰氫、藍氫、綠氫等可辨識顏色，以強調綠氫的重要性與發(fā)展空間。
但由于氫能在成本、技術以及需求等方面的問題，國家政策對于支持氫能發(fā)展仍比較謹慎。今年3月，國家發(fā)改委發(fā)布《氫能產業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃(2021-2035年)》，提出“穩(wěn)慎應用，示范先行”的原則，到2025年可再生能源制氫量達到10-20萬噸/年。整體來看，可再生能源制氫發(fā)展目標低于市場預期，但隨后鄂爾多斯市發(fā)布《氫能產業(yè)發(fā)展三年行動方案》提出至2024年鄂爾多斯市可再生氫產量達到20萬噸/年，體現了地方政府對氫能產業(yè)發(fā)展的迫切要求。
三、綠氫發(fā)展仍需破除幾個誤區(qū)
綠氫發(fā)展進入加速階段已成共識，但歐盟新規(guī)仍給我們較多啟示。我國在發(fā)展綠氫的過程中，主要關注點在于電解水制氫成本，而對于綠氫真正實現碳減排方面的機制考慮較少，而歐洲在這方面理念較為先進，一方面要求制氫電力必須是可再生電力，同時要求不能因制氫帶來的用電需求導致化石能源電力的增長。引申來看，綠氫的推廣仍需跳過以下認識誤區(qū)，才能真正找準其合理地位，促進產業(yè)良性發(fā)展和減碳作用的充分發(fā)揮。
1.“電解水制氫”不等同于綠氫
從終端能源來看，氫能無疑具有零碳、高密度、高品質等優(yōu)勢，但作為二次能源，氫能的灰綠之分取決于制備氫能的能源含碳量。按定義，綠氫主要來自可再生能源電力制氫，但由于電能的難以區(qū)分問題，在電解水制氫時容易混雜化石能源電力，這也是歐盟新規(guī)反復界定可再生氫的原因。
由于我國在電力消費側一般將各類電力混同考慮，而較少考慮電力構成成分，碳排放核算時也統(tǒng)一計算碳排放因子，這種思維也影響到綠氫發(fā)展，產業(yè)方在投資決策和運營過程中，普遍都考慮電解槽滿負荷運行，較少考慮制氫用電與可再生能源電力匹配才算真正意義的綠氫，這樣就將“電解水制氫”與綠氫的概念混同。據了解，在各地實際運行的制氫項目中，為保證項目經濟性，制氫設備利用小時較高，雖然制氫總電量可能跟配套新能源項目年總發(fā)電一致，但制氫設備功率大部分時段與新能源發(fā)電不匹配（配套新能源功率需遠大于制氫功率），這里悄然利用了“電量置換”。
采用煤制氫，噸氫煤耗約7噸，每噸氫碳排放約為18噸。對于堿性電解槽制氫，每噸氫能耗電5萬千瓦時，其中只要45%以上的制氫電力來自化石能源電力，其排放就將高于煤制氫。由于新能源發(fā)電利用小時數小，保證電解槽有效利用時市電比例一般較高，造成制氫間接排放其實很高。從這個角度，不對綠氫生產使用可再生能源電力進行要求，“電解水”制氫不但在成本上遠高于煤制氫，在降碳角度上也處于劣勢；而相對于工業(yè)副產氫，其劣勢更加明顯。
2.新能源制氫沒有那么美好
誠如歐盟新規(guī)的種種限制，將對歐洲綠氫產業(yè)產生較大沖擊，在我國如果要求制氫電力來源于可再生能源，其產業(yè)前景也并沒有描繪中那么美好。
在國內，將“新能源制氫”甚至是“棄風棄光制氫”作為發(fā)展氫能的一個重要理由，其明顯的問題有兩點：一是新能源制氫成本要取得優(yōu)勢，新能源電價要足夠低，如果利用電力系統(tǒng)輸送的新能源電力，還需疊加輸配電成本；二是如果全部用新能源電力，由于新能源發(fā)電低密度特性，必然造成電解槽利用時長大幅降低，造成單位氫能折舊、資金成本增加，按照當前電解槽成本測算，如果利用小時按3000小時，每千克氫能的其它成本（折舊、資金成本、運維）將大于5元。
3.氫儲能仍需合理定位
由于氫能的可儲存特性，產生了將氫能用于儲能的預期，可再生能源制氫-氫氣儲存-燃料電池發(fā)電聽起來是零碳利用的完美途徑。但當前技術、成本條件下，電-氫-電全過程能源轉化綜合效率只有30%-40%，度電綜合成本（最終上網1kWh電量）超過1元，對比現在技術路線較為成熟的電化學儲能、抽水蓄能，儲氫的效率、成本等各方面均無法與其他常規(guī)儲能方式相競爭。盡管氫能具備長時儲能特性，但氫能大規(guī)模存儲依然帶來較大的儲存成本，相對而言，煤電、燃氣電站長期儲能+CCUS的方案可能更優(yōu)。
