作為清潔能源，氫能被許多專家學者視為21世紀最具發(fā)展?jié)摿Φ哪茉粗?。主要原因在于，各國對于控制大氣污染、降低溫室氣體排放的呼聲日益高漲，為氫能發(fā)展提供了良好的輿論環(huán)境；而近年來可再生能源（風電、光伏發(fā)電等）的迅猛發(fā)展和電動汽車產(chǎn)業(yè)的興起提高了市場對于氫能技術(shù)的預期。
2019年我國政府工作報告明確提出“推動充電、加氫等設施建設”。各地方政府密集出臺氫能產(chǎn)業(yè)政策，已有四川、廣東、北京、上海、天津等近20個省市動工氫能產(chǎn)業(yè)園，中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟已于2018年成立。“氫能社會”“未來能源”“基礎能源”等概念層出不窮，氫能甚至被推到“未來能源終極形態(tài)”的高度。
另一方面，氫是一種常見的化工原料，無法從自然界直接獲取，只能作為其他能源的載體，和電一樣屬于二次能源。氫能在生產(chǎn)、儲運和應用等諸多環(huán)節(jié)存在產(chǎn)業(yè)鏈復雜、效率較低、技術(shù)門檻較高、經(jīng)濟性差等問題。急需從氫能技術(shù)的本源出發(fā)，結(jié)合我國能源資源、電力生產(chǎn)的特點及發(fā)展趨勢，界定氫能在我國未來能源系統(tǒng)中的角色定位，理性引導氫能技術(shù)和產(chǎn)業(yè)發(fā)展。
本文將通過分析氫能產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)技術(shù)特征，研究我國氫能未來大規(guī)模應用的可行性，初步探討我國未來能源和電力發(fā)展的適宜模式，論證“再電氣化”路徑及相關問題。
1、氫產(chǎn)業(yè)鏈概述
1.1 氫的基本性質(zhì)
氫氣燃燒只產(chǎn)生水，因此被認為是最清潔、真正實現(xiàn)零排放的能源。但由于其二次能源的基本屬性，氫氣的清潔和環(huán)保性不應僅體現(xiàn)在最終被利用時，還要著眼于生產(chǎn)氫氣的一次能源的來源以及氫氣的制備、運輸、存儲和最終使用等環(huán)節(jié)，從全生命周期的角度來考察。這些環(huán)節(jié)都需要消耗能源資源，也可能會帶來相應的污染物與溫室氣體排放。氫氣的物性參數(shù)見表1。
雖然氫氣的質(zhì)量能量密度遠高于常見的液化天然氣（liquefiednaturalgas，LNG）和汽油等液體燃料，但常壓下氫氣的體積能量密度很低，需要壓縮或液化，才有可能體現(xiàn)其質(zhì)量能量密度高及在儲運和使用方面的優(yōu)勢。氫氣的高密度運輸和儲存需要大壁厚的容器或管道，通常用儲氫密度衡量氫氣在儲存和運輸時的效率與便利性。美國能源部提出的車載氫源的目標要求是：質(zhì)量儲氫密度和體積儲氫密度分別為6%和60kg/m3。由于氫氣的沸點低，深度壓縮與液化能耗高，且氫氣易于擴散和泄露，爆炸范圍寬，同時氫分子還會滲入金屬內(nèi)部發(fā)生氫脆，影響容器和管道的安全性，因此，儲存和使用氫氣需要遵守嚴格的安全和技術(shù)規(guī)范，這會增加其使用成本。
1.2 制氫技術(shù)
1.2.1 煤氣化制氫
目前，主要以煤或天然氣等為原料來制取氫氣，來源于化石燃料的氫氣約占氫氣總產(chǎn)量的95%。幾種相對成熟的制氫技術(shù)見表2。我國是世界上氫氣產(chǎn)量最大的國家之一，年產(chǎn)氫氣量約2000萬t，占世界氫總產(chǎn)量的1/3，并以煤氣化制氫為主。在煤炭價格為500元/t的情況下，煤制氫的成本約0.7元/m3。但是，此類技術(shù)需要結(jié)合CO2捕集和封存技術(shù)才能解決碳排放問題，因此不能作為氫能的長久來源。
1.2.2 電解水制氫
電解水制氫被視為未來可應用于可再生能源消納的主流技術(shù)，主要分為3類：堿性電解水制氫質(zhì)子交換膜（protonexchangemembrane，PEM）電解水制氫和固態(tài)氧化物電解質(zhì)（solidoxideelectrolyte，SOE）電解水制氫。目前，前2種技術(shù)發(fā)展已經(jīng)比較成熟，SOE電解水制氫技術(shù)還處于研發(fā)示范階段。
制氫裝置在國內(nèi)外均有商業(yè)化運行。其中，PEM電解水制氫裝置成本較高，一般是堿性電解水裝置的3倍左右3種電解裝置的主要技術(shù)特點對比見表3。
從經(jīng)濟性考慮，目前堿性電解水制氫裝置比較適合規(guī)?；稍偕茉粗茪?。
為提高電解水效率，需提升電極材料性能，如降低電極的析氫和析氧過電位。雖然鉑族金屬的綜合性能較優(yōu)，但由于其成本過高，在實際應用中，通常采用鐵族金屬特別是鎳基材料作為電極材料，高效率、低成本的電極材料仍待進一步開發(fā)。
目前，電解水制氫的主要問題是能耗高、效率低，關鍵技術(shù)的突破應集中在降低設備成本、提高電解槽的能源轉(zhuǎn)化效率以及搭建集中式大規(guī)模生產(chǎn)系統(tǒng)等方面。
1.3 儲氫技術(shù)
氫氣的儲運是制約氫能大規(guī)模發(fā)展的瓶頸之一。常用的氫氣儲存方式主要有高壓氣態(tài)儲氫、液態(tài)儲氫和固態(tài)氫化物儲氫等。3種技術(shù)概述及優(yōu)缺點對比見表4。因為氫氣的體積能量密度和沸點（–253℃）低，其儲存運輸成本為等能量天然氣的數(shù)倍。常用的氫氣輸運技術(shù)及特點對比見表5。
目前應用最廣泛的高壓氣態(tài)儲氫多采用25～35MPa的碳纖維復合鋼瓶儲運氫氣。常見的壓力等級為35MPa和70MPa。常溫下，氫氣在35MPa時密度約為23kg/m3，70MPa時約為38kg/m3。35MPa儲氫瓶的質(zhì)量儲氫密度僅有5%。氫氣壓縮是耗能過程，根據(jù)壓縮條件不同，能量損失10%左右。
液態(tài)氫的體積可減小到氣態(tài)氫的1/800左右，液態(tài)儲氫需要配合深冷技術(shù)（低于–253℃）。氫液化是高耗能過程，伴隨30%~40%的能量損失，而且由于儲存溫度與室溫溫差大，液態(tài)氫的逸散損失也比較大，只適合大規(guī)模高密度的存儲。
在一定溫度壓力條件下，金屬可以大量吸收氫生成固態(tài)金屬氫化物，如LaNi5H6、MgH2和NaAlH4，且該反應具有很好的可逆性。金屬固態(tài)儲氫花費的能量約是壓縮方式（70MPa）的1/2，液化方式的1/5；體積能量密度比壓縮和液化儲存高約3倍，但質(zhì)量能量密度較低。金屬氫化物儲存罐的重量是汽油罐的4倍左右，使其在運輸方面受限。儲氫材料目前價格較高，難以規(guī)?；瘧茫送膺€存在使用壽命的問題。考慮到目前使用的儲氫罐單體容量有限且其成本相對高昂（約85元/(kW·h)），儲氫罐目前并不適用于大規(guī)模氫儲能。
與壓縮空氣儲能應用的情況類似，將高壓氣體壓縮儲存于地下鹽洞中可以實現(xiàn)大規(guī)模儲能。美國在得克薩斯州已驗證了地下850m處鹽洞中3000萬m3氫氣的儲存。該方案避免了使用高壓金屬容器，可大大降低氫的儲存成本，是未來大規(guī)模儲氫的可選方案，但受地質(zhì)條件制約，難以大范圍推廣。
1.4 氫能發(fā)電
燃料電池能將氫的化學能直接轉(zhuǎn)化為電能，具有較高的能量轉(zhuǎn)換效率，因此燃料電池發(fā)電是未來氫能利用的主流技術(shù)。根據(jù)工作溫度和電解質(zhì)的不同，燃料電池分為中低溫條件下工作的質(zhì)子交換膜燃料電池（protonexchangemembranefuelcell，PEMFC）、堿性燃料電池（alkalinefuelcell，AFC）和磷酸燃料電池（phosphoricacidfuelcell，PAFC），此外還有在高溫工況下工作的熔融碳酸鹽燃料電池（moltencarbonatefuelcell，MCFC）和固體氧化物燃料電池（solidoxidefuelcell，SOFC）。據(jù)美國能源部發(fā)布的氫燃料電池技術(shù)比較，各種燃料電池的特性和應用場景見表6。
在氫能利用中，質(zhì)子交換膜燃料電池（PEMFC）可作為電動車上的移動電源而備受關注。但是PEMFC電極主要采用鉑族金屬作為催化劑，因此造價一直居高不下。對于大規(guī)模固定式的發(fā)電系統(tǒng)，熔融碳酸鹽燃料電池（MCFC）和固體氧化物燃料電池（SOFC）在裝機容量和單位成本上或更具優(yōu)勢，更適合在大規(guī)模集中儲能系統(tǒng)中應用。
1.5 氫能的其他利用
氫作為一種能源載體，除了采用氫燃料電池發(fā)電外，還可以用于氫內(nèi)燃機或者富氫燃氣輪機的聯(lián)合循環(huán)發(fā)電和供熱等，此外還可以作為工業(yè)原料，用于合成氨、與CO2合成燃料、油品加氫提質(zhì)、金屬除雜等。因此，氫被視為可以串聯(lián)起民用、工業(yè)和電力系統(tǒng)的紐帶，來構(gòu)建未來多用途、高靈活性且低碳的能源系統(tǒng)。
1.6 氫能利用的能量轉(zhuǎn)化效率
根據(jù)國際能源署（IEA）在2015年發(fā)布的《氫能與燃料電池技術(shù)路線圖》，采用電解水制氫，再利用制取的氫氣發(fā)電的模式包括：
1）制氫、壓縮，直接用于燃料電池發(fā)電；
2）制氫、壓縮、混入天然氣運輸，共同進行燃氣發(fā)電；
3）制氫、甲烷化、壓縮、運輸，再以甲烷的形式進行燃氣發(fā)電；
4）制氫、壓縮、運輸、零售，用于燃料電池發(fā)電。據(jù)統(tǒng)計，基于現(xiàn)有技術(shù)，各種模式由于電解（損失27百分點）、壓縮（損失3~6百分點）、運輸（損失2~3百分點）、零售（損失10百分點）、轉(zhuǎn)化利用（燃料電池損失50%效率，燃氣輪機損失60%效率）等各環(huán)節(jié)的能量損失，整個流程電到電的轉(zhuǎn)化效率只有不到30%。
1.7 氫儲能
目前，常用的儲能方式為抽水蓄能及各種化學電池儲能。根據(jù)相關統(tǒng)計：截至2018年12月底，全球已投運儲能項目累計裝機180.9GW，其中，抽水蓄能規(guī)模最大，為170.7GW，其次為電化學儲能和熔融鹽儲熱，累計裝機規(guī)模分別為6.5GW和2.8GW；我國儲能裝機31.2GW，96%為抽水蓄能，約30.0GW，電化學儲能和熔融鹽儲熱裝機分別為1.01GW和0.22GW；氫儲能份額微乎其微，在技術(shù)上還處于研發(fā)示范階段。
氫儲能作為一種化學儲能方式，是少有的能夠儲存百GW·h以上，且可同時適用于極短或極長時間供電的能量儲備方式，被認為是極具潛力的新型大規(guī)模儲能技術(shù)。
氫儲能相較于其他儲能方式的劣勢在于能源轉(zhuǎn)化效率低、成本高。美國Sandia國家實驗室在2015年發(fā)布了關于儲能技術(shù)經(jīng)濟性分析的報告，總結(jié)了各種已商業(yè)化的儲能技術(shù)的價格、效率及使用壽命，見表7。目前常用電化學電池的效率為70%~80%，而氫儲能系統(tǒng)即便在考慮熱電聯(lián)供的條件下效率也僅有40%左右。
除此之外，電解水制氫和燃料電池發(fā)電需要維持一定的溫度，系統(tǒng)冷啟動的速度顯著慢于電化學電池，部分系統(tǒng)需要與電化學電池耦合組成發(fā)電系統(tǒng)來縮短響應時間。
1.8 小結(jié)
氫產(chǎn)業(yè)鏈涉及制氫、儲氫、輸氫、氫燃料電池等技術(shù)環(huán)節(jié)，各環(huán)節(jié)均已有較為成熟的技術(shù)。目前，電解水制氫的能量轉(zhuǎn)化效率約為70%。儲氫多采用儲罐高壓儲氣體氫，壓縮過程會損失10%左右的能量，面向產(chǎn)業(yè)化應用還需進一步提高儲氫的體積能量密度，并降低成本。氫燃料電池的發(fā)電效率為50%~60%，其中PEMFC的響應較好，可應用于燃料電池車和氫儲能領域，而對于固定發(fā)電系統(tǒng)，宜采用成本更低和效率更高的MCFC或SOFC。與其他儲能技術(shù)相比，氫儲能能夠提供較長的儲能周期，但是目前氫儲能的整體電-氫-電的能量效率僅為30%左右，能量損失高于其他常用的儲能技術(shù)。
2、氫能在我國未來能源系統(tǒng)中的角色定位分析
2.1 小儲能是我國能源發(fā)展急需解決的問題
為保障能源供應同時控制CO2排放，我國能源轉(zhuǎn)型步伐不斷加快，風電和光伏發(fā)電裝機規(guī)模持續(xù)保持兩位數(shù)的高速增長率，日益成熟并快步邁向平價化。我國燃煤發(fā)電的增長速率已明顯放緩，未來燃煤發(fā)電量將呈現(xiàn)緩慢增長的總體特征，保守估計將在2030年達到峰值。
較之傳統(tǒng)化石能源以及水能、核能等能源形式，風能和太陽能最大的特點是會受到自然條件的影響而在短時間內(nèi)發(fā)生大范圍的波動。因此，大規(guī)模風電、光伏發(fā)電機組的接入，首先需要解決其發(fā)出電能的間歇性問題，使系統(tǒng)總的電能輸出能夠滿足用電負荷的需要。
解決新能源接入帶來的間歇性問題，最直接有效的手段是采用儲能技術(shù)。氫能作為一種二次能源，具有發(fā)電過程本身零排放、可跨能源網(wǎng)絡互聯(lián)和可大容量儲能等特點，因此近年來被部分專家學者認為有望成為應對新能源大規(guī)模接入的終極解決方案。在其所構(gòu)建的未來場景里，氫能將代替相當部分電能，成為核心的終端能源消費承載主體之一，在交通、工業(yè)、建筑等領域發(fā)揮不可替代的重要作用，構(gòu)成未來能源的“氫能社會”。顯然，如果能夠依托我國能源資源特點，解決我國新能源大規(guī)模接入帶來的間歇性問題，無疑將極大推動新能源在我國的快速發(fā)展，促進能源轉(zhuǎn)型，滿足我國國民經(jīng)濟和社會發(fā)展的需要。
2.2 氫能作為二次能源的應用場景分析
電能和氫能都是清潔的二次能源，均具備成為未來終端能源消費承載主體的潛力，但兩者的能量表現(xiàn)形態(tài)和應用場景有顯著差異，以其為核心構(gòu)成的能源供應體系也截然不同。選擇電能還是氫能作為我國未來能源體系的核心，將極大影響我國的能源生產(chǎn)結(jié)構(gòu)和消費結(jié)構(gòu)，影響經(jīng)濟發(fā)展的效率、成本乃至人民的日常生產(chǎn)、生活方式。
本文以交通產(chǎn)業(yè)為例，結(jié)合我國能源資源特點，分別以采用煤炭、可再生能源作為一次能源為例，對比分析采用電能、氫能2種不同二次能源時的能源轉(zhuǎn)化效率及技術(shù)經(jīng)濟性，從而對“氫能社會”的前景作出總體判斷。
2.2.1 采用煤炭作為一次能源的應用場景
該場景下，一次能源均采用最重要的傳統(tǒng)化石能源——煤炭。路線1是采用基于煤炭的氫能燃料電池汽車技術(shù)路線，具體為“煤→煤氣化制氫→儲氫→氫燃料電池發(fā)電→氫燃料電池汽車”。我國目前所生產(chǎn)的氫氣中，采用煤氣化重整制氫是最主要的來源，也是最經(jīng)濟的制氫方式，研究分析此路線下的氫能實現(xiàn)路徑具有現(xiàn)實意義。事實上，國內(nèi)目前積極推進氫能產(chǎn)業(yè)的部分企業(yè)，正是將這一制氫方式作為基礎技術(shù)路線。路線2是以電能為核心的煤基電動汽車技術(shù)路線，具體為“煤→燃煤發(fā)電→電池儲能→電動汽車”。其中的電池儲能技術(shù)以目前較為先進且普遍應用的鋰電池為首選。
參考前文有關數(shù)據(jù)，對2種技術(shù)路線的典型能源轉(zhuǎn)化效率進行對比?？芍郝肪€1總效率為51%×90%×50%×90%=20.7%，路線2總效率為44%×90%×90%=35.6%?？梢姡肪€2（煤基電動汽車路線）的能源利用效率是路線1（煤基氫燃料電池路線）的1.72倍，具有顯著的能源轉(zhuǎn)化效率優(yōu)勢。
對2種技術(shù)路線進行經(jīng)濟性對比。參考前文數(shù)據(jù)，在煤炭價格為500元/t的情況下，我國煤制氫的成本約為0.7元/m3。按氫儲能及燃料電池發(fā)電的效率為45%計算，每m3氫氣可發(fā)出1.339kW·h的電能，相當于制氫部分的度電成本為0.52元。相比較而言，目前我國燃煤發(fā)電到用戶的用電成本（包含相關企業(yè)合理利潤）與煤制氫部分成本（純生產(chǎn)成本）相當。參照美國Sandia國家實驗室在2015年發(fā)布的關于儲能技術(shù)經(jīng)濟性分析的報告可知：氫儲能部分投資成本150美元/kW，發(fā)電部分投資成本1000美元/kW；而鋰離子電池儲能投資成本300美元/kW，發(fā)電投資成本400美元/kW?？梢?，氫儲能發(fā)電成本是鋰離子電池儲能發(fā)電成本的1.64倍。
因此，綜合考慮，路線1（煤基氫燃料電池路線）的經(jīng)濟性明顯低于路線2（煤基電動汽車路線）。
對2種技術(shù)路線進行碳排放強度對比。由于路線2（煤基電動汽車路線）的能源利用效率比路線1（煤基氫燃料電池路線）高出約1倍，即獲得單位電能所需的煤炭消耗量，路線1比路線2高出約1倍，意味著路線1的碳排放量同樣會高出約1倍。這是不考慮轉(zhuǎn)化過程中投入各種生產(chǎn)資料而產(chǎn)生碳排放的情況。如果考慮轉(zhuǎn)化過程的碳排放，可以用轉(zhuǎn)化過程中的經(jīng)濟性成本來簡單衡量（成本越高，投入的社會資源越多，碳排放量越大）。由于路線1經(jīng)濟性更差，可認為其轉(zhuǎn)化過程的碳排放量更大。兩者疊加考慮，路線1的全生命周期碳排放量比路線2高出1倍以上。
可以簡單認為煤炭利用過程中的常規(guī)污染物（如二氧化硫、氮氧化物、粉塵等）排放與CO2排放同比例增減，因此路線1的普通污染物排放量將比路線2高出約1倍。并且，對比直接燃煤發(fā)電過程與煤制氫過程，制氫過程污染物排放的壓力更大，特別是水耗及對水體的污染都要高得多、嚴重得多。因此，采用煤制氫的氫能路線，其整體環(huán)保性要較直接燃煤發(fā)電差得多。
當然，這2條路線都是采用化石燃料（煤炭）作為一次能源，都屬于利用高碳能源的路徑，正因如此，采用煤氣化制氫的氫能，在國際上被認為是“臟氫”，和氫能經(jīng)濟所提倡的低碳環(huán)保目標背道而馳，并不被國際上提倡氫能經(jīng)濟的主流專家所認同。
總之，以煤炭為一次能源，采用氫能的燃料電池技術(shù)路線，無論從能源利用效率，還是技術(shù)經(jīng)濟性及溫室氣體和污染物排放等方面比較，都明顯較煤基電動汽車路線差。
2.2.2 采用可再生能源作為一次能源的應用場景
該場景下，一次能源采用可再生能源（風能或光能）。路線1為“新能源發(fā)電→電解水制氫→氫燃料電池發(fā)電→氫燃料電池汽車”，路線2為“新能源發(fā)電→電池儲能→電動汽車”。其中，路線1即為目前國際上提倡發(fā)展氫能社會的主流技術(shù)路線。
對2種技術(shù)路線進行能源轉(zhuǎn)化效率對比。參考前文資料，路線1（新能源氫燃料電池路線）的典型能源轉(zhuǎn)換總效率（未計路線中相同的新能源發(fā)電及輸電環(huán)節(jié)，下同）為：65%×90%×50%×90%=26.3%。路線2（新能源電動汽車路線）總效率為90%×90%=81%。
可見，路線2（新能源電動汽車路線）的能源利用效率為路線1（新能源氫燃料電池路線）的約3倍。顯然，采用氫能路線將對新能源發(fā)出的電能造成極大的浪費。
對2種技術(shù)路線進行經(jīng)濟性對比。首先，效率差即代表獲得單位能量輸出所需的新能源發(fā)電輸入電能差，也即同樣單位能量輸出，路線1（新能源氫燃料電池路線）所需原料（新能源發(fā)出的電能）成本將是路線2（新能源電動汽車路線）的3倍以上。其次，同樣參照美國Sandia國家實驗室在2015年發(fā)布的關于儲能技術(shù)經(jīng)濟性分析的報告，氫儲能發(fā)電的成本是鋰離子電池儲能發(fā)電的1.64倍。而路線1還多出了電解制氫環(huán)節(jié)，也會帶來相應的成本增加。因此，如果一次能源采用可再生能源，路線1（新能源氫燃料電池路線）的經(jīng)濟性明顯劣于路線2（新能源電動汽車路線）。
對2種技術(shù)路線進行碳排放強度對比。雖然本場景下一次能源來自可再生能源，不會產(chǎn)生碳排放，但轉(zhuǎn)化過程的碳排放仍然存在。如2.2.1所述，簡單以轉(zhuǎn)化過程中的經(jīng)濟性成本來衡量（成本越高，投入的社會資源越多，碳排放量越大），由于路線1（新能源氫燃料電池路線）經(jīng)濟性更差，可認為其轉(zhuǎn)化過程的碳排放量也明顯更大，其整體環(huán)保性也要較路線2（新能源電動汽車路線）差很多。
如果采用棄風棄光來制氫，則原料成本的問題將不復存在。但是：首先，棄風棄光同樣可以用來為電池充電；其次，棄風棄光的量很少，根據(jù)相關統(tǒng)計，我國棄電率呈逐年下降趨勢，2018年我國總體棄風率7%、棄光率3%，隨著可再生能源供需預測和匹配技術(shù)的提升，以及電網(wǎng)調(diào)度能力的提升，棄電率可進一步降低。風電、光伏等發(fā)電設備的年平均利用小時數(shù)2000左右，若棄風棄光占10%，則制氫設備的年利用小時數(shù)僅200，即不足2.5%的利用率，利用率太低，難以獲得好的經(jīng)濟效益。況且，采用路線1（新能源氫燃料電池路線）的能量轉(zhuǎn)化效率僅26.3%，再考慮氫氣的運輸?shù)拳h(huán)節(jié)的能耗，總體效率可能不到20%。所謂利用棄風棄光制氫，實質(zhì)上80%以上的電能都浪費了，以如此低下的效率來利用棄風棄光并不科學。
其實，隨著可再生能源發(fā)電成本的持續(xù)下降，預計未來建設一定富余容量的可再生能源發(fā)電裝置作為正常的備用裝機，將會成為常態(tài)，也應該是科學合理的。
2.2.3 氫能及電能路徑應用場景辨析
既然從能源轉(zhuǎn)化效率、經(jīng)濟性、環(huán)保性與碳排放等方面看，氫能較之電能作為二次能源明顯處于劣勢，但仍然支持者甚眾，有無其他選擇氫能的理由呢？
可以實現(xiàn)大規(guī)模及長周期儲能，以實現(xiàn)新能源與可再生能源的消納，是貌似可以成立的一個重要理由。但仔細分析，其實也是明顯站不住腳的。無疑氫氣是可以大規(guī)模長期存儲的，但正如前文提到的，氫氣的儲存成本很高（遠高于天然氣），而整個過程的效率又很低（70%以上的能量浪費了），這就決定了氫本質(zhì)上作為長期儲能的介質(zhì)，在技術(shù)與經(jīng)濟性上均不具有可行性（與天然氣未能作為長期儲能介質(zhì)一個道理）。將氫氣用作短期儲能事實上也有同樣的問題，既然采用諸如電池儲能等方式就能夠以較高能源轉(zhuǎn)化效率實現(xiàn)同樣的目的，且整個過程經(jīng)濟性更高、排放量更低，為什么還要選擇氫能呢？
另一理由是氫能汽車充氣時間短，而電動汽車需要較長充電時間。這是事實，但這是可以逐步解決的技術(shù)問題。還有電動汽車在特別寒冷的冬天存在電池衰減及不能啟動的問題，這類問題只要設置一個電池的溫控系統(tǒng)就能解決，并非不可逾越的技術(shù)障礙。諸如此類的問題相較于效率問題，都是技術(shù)層面的問題，是工程師能夠解決的問題。
并且，還應當看到，從當前狀況看，電能路徑已較氫能具有明顯優(yōu)勢。電池儲能技術(shù)正在快速進步，價格處于下行通道，并醞釀重大顛覆性技術(shù)突破。而制氫模式，受（電解制氫）基本原理所限，且氫能利用的流程過長，效率損失疊加，導致其在電池能夠勝任的應用場景下沒有競爭優(yōu)勢，并很難形成技術(shù)與經(jīng)濟性方面的顛覆性進展。因此，從發(fā)展的眼光來看，直接采用電能作為二次能源的能源體系也更有科學基礎，應該成為未來我國能源和電力發(fā)展的主要路徑。
雖然氫能作為一種自身清潔的二次能源載體，貌似可以銜接能源轉(zhuǎn)型中的“缺失環(huán)節(jié)”，即可憑借電解水制氫，將大量可再生能源從電力部門轉(zhuǎn)移到其他工業(yè)。但是，無論一次能源采用煤炭還是可再生能源，無論從能源利用效率還是從技術(shù)經(jīng)濟性、碳減排及污染物排放上看，“電到氫再到電”都明顯劣于直接儲電方式。未來氫能在我國能源系統(tǒng)中的角色定位，將更多是在一些特殊場景和條件下（如氫作為工業(yè)生產(chǎn)副產(chǎn)品已經(jīng)存在，或當?shù)乜稍偕茉窗l(fā)電特別富裕而可用于制氫替代煤制氫），作為我國多種能源并存情況下的一種補充能源形式而存在，并不會占據(jù)主導地位。
從世界范圍看氫能發(fā)展的態(tài)勢，還可以簡單分析一下一些積極發(fā)展氫能國家的情況，例如日本。作為發(fā)展氫能經(jīng)濟最為活躍的國家，日本由于自身缺乏能源資源，能源自給率僅為6%，無論是煤炭、石油還是天然氣，都需要進口。例如將從澳大利亞進口的煤炭改為從澳大利亞進口氫，雖然經(jīng)濟性較低，但避免了后續(xù)轉(zhuǎn)化利用的污染物和溫室氣體排放，減輕了國際原油市場波動對國內(nèi)交通和能源體系的沖擊，樹立了清潔低碳環(huán)保的國際形象，還可以將在氫能技術(shù)方面多年的巨額投入適當回收。
歐洲國家（例如德國）發(fā)展可再生能源制氫，則是因為在這些國家，天然氣是最重要的一次能源，可再生能源的消納主要通過天然氣發(fā)電調(diào)峰來解決，同時將可再生能源發(fā)電高峰時出現(xiàn)的富余通過電解制氫，并入高度發(fā)達的天然氣管網(wǎng)，具有一定的現(xiàn)實可行性。但是，允許并入天然氣網(wǎng)的氫氣量是有限的，一般燃氣輪機只能接受5%的氫氣，家用燃氣灶具最多可以接受20%的氫氣。此種方式的安全性和經(jīng)濟性尚待進一步驗證。如果是用于燃氣輪機發(fā)電，則仍然是從電到氫再到電，能源轉(zhuǎn)化效率仍然很低。如果是民用灶具或供熱，則是從電到氫再到熱，能源轉(zhuǎn)化效率也低于從電直接到熱。且無論安全性和經(jīng)濟性，我國并沒有高度發(fā)達的現(xiàn)成天然氣管網(wǎng)，發(fā)展可再生能源電解制氫并入天然氣管網(wǎng)的基礎條件不如歐洲，只有在極少數(shù)條件下可以嘗試，并無大規(guī)模推行的可行性。
因此，基于我國富煤、貧油、少氣的一次化石能源資源稟賦特點，應對二氧化碳減排的國際壓力，面對未來大規(guī)模風電、光伏等可再生能源大規(guī)模接入的現(xiàn)實狀況，有必要尋找更好的解決方案
3、"再電氣化"路徑—未來我國能源和電力的解決之道
大力發(fā)展可再生能源發(fā)電，提升一次能源轉(zhuǎn)化為電能的比例，將電能作為主要的二次能源載體，在此基礎上，構(gòu)建以電動汽車為標志的高度電氣化用能體系，以及其他電能替代，實現(xiàn)能源的安全、高效、清潔、低碳和經(jīng)濟利用，是我國未來能源和電力發(fā)展的根本出路。相對于將氫能作為主要二次能源載體的“氫能社會”需要面臨的更多的技術(shù)挑戰(zhàn)和大規(guī)模的重復基礎設施建設，我國電力技術(shù)已較為發(fā)達，電力基礎設施齊全，已分布到絕大部分用能地區(qū)，無需再建設一套新的輸能系統(tǒng)?？梢詫⑦@一選擇稱為“再電氣化”路徑。
將一次能源盡可能高比例地轉(zhuǎn)化為電能，并將電能作為最重要的二次能源，自身并不存在大的技術(shù)障礙。我國多年來煤炭轉(zhuǎn)化為電能的比例穩(wěn)步提升，也體現(xiàn)了這種技術(shù)發(fā)展趨勢。我國能源存在的瓶頸問題是CO2的排放和石油的保障供應。解決問題的途徑是大力發(fā)展可再生能源發(fā)電，并實施“再電氣化”路徑。隨著新能源發(fā)電大規(guī)模接入電網(wǎng)，我國必須要解決的關鍵技術(shù)問題是如何應對由此帶來的電能供應的間歇性問題。對此，作者認為未來可從以下方面應對。
3.1 新能源發(fā)電適度參與調(diào)峰和區(qū)域互補
隨著新能源發(fā)電技術(shù)的快速發(fā)展，其經(jīng)濟性將大幅提升。以光伏發(fā)電為例，業(yè)內(nèi)專家認為，2021年左右，光伏組件價格將降低到2元/Wp以下，系統(tǒng)造價將降低到4元/W，度電成本將降低到0.4元。如此，未來在配置新能源發(fā)電裝機時，可有更大的經(jīng)濟性空間，有條件配置更多新能源發(fā)電備用容量，利用容量富余，使其具有一定的調(diào)峰能力。少量的棄風棄光或者是最為經(jīng)濟合理的方式，也會是今后新能源發(fā)電的常態(tài)。同時，我國國土面積遼闊，不同區(qū)域之間的光伏發(fā)電可實現(xiàn)陰晴互補，風、光、水等資源間也具有一定互補性，在一定程度滿足電網(wǎng)調(diào)峰的需要。
3.2 化石能源發(fā)電機組作為最主要的調(diào)峰機組
依據(jù)我國能源資源稟賦特點，化石能源發(fā)電機組，尤其是煤電機組，既要承擔發(fā)電的基本任務，又要扮演最主要的調(diào)峰機組角色。應充分認識到，煤炭具有天然的可長周期經(jīng)濟和安全存儲等優(yōu)點，我國較為豐富的煤炭資源儲量也利于保障國家能源和電力的安全。煤電機組是很好的調(diào)峰機組，尤其是季節(jié)性的調(diào)峰。我國煤電機組的裝備水平可以確保年利用7000h，并且機組可以在30%左右的低負荷穩(wěn)定運行。當然，對于參與調(diào)峰的煤電機組應給予適當?shù)恼{(diào)峰電價，使其具備生存發(fā)展能力。
3.3 物發(fā)揮水電機組調(diào)峰能力
水電既有天然便于調(diào)峰的特點，又是可再生清潔能源，因此，應給與政策引導，大力開發(fā)有調(diào)節(jié)能力特別是有季節(jié)調(diào)節(jié)能力的水電資源。
3.4 核電機組適度參與調(diào)峰
一定比例的核電可以作為基荷機組，提供電網(wǎng)電源供應的穩(wěn)定基礎。同時，今后發(fā)展核電也要考慮一定的調(diào)峰能力。
3.5 建設蓄能調(diào)峰機組
抽水蓄能電站調(diào)峰效率較高，并有長期調(diào)峰能力，在有資源條件的地方可建設盡可能多的抽水蓄能電站。有條件的地域也可以適度發(fā)展壓縮空氣儲能發(fā)電調(diào)峰。配合新能源電站的開發(fā)建設，配置一定比率的固定式電化學儲能裝置能提升新能源電站的上網(wǎng)電能品質(zhì)。發(fā)展電池儲電調(diào)峰，還有助于電站黑啟動。
3.6 智能電網(wǎng)及泛在電力物聯(lián)網(wǎng)推進用能和儲能的智能化
智能電網(wǎng)及泛在電力物聯(lián)網(wǎng)在發(fā)、輸、供、用、儲電各環(huán)節(jié)的協(xié)調(diào)統(tǒng)籌優(yōu)化中，將起到越來越重要的作用。隨著電池儲能技術(shù)的發(fā)展，預期在未來電能生產(chǎn)和消費諸環(huán)節(jié)中，電池儲能技術(shù)將起到非常重要的作用，特別是隨著電動汽車的日益普及，其調(diào)峰作用將越來越大。通過智能電網(wǎng)及泛在電力物聯(lián)網(wǎng)，構(gòu)建發(fā)、輸、供電與用電和儲電的智能化系統(tǒng)，將會大大提升可再生能源發(fā)電的消納能力。
總之，“再電氣化”路徑是我國能源和電力發(fā)展的必由之路。應對這一能源生產(chǎn)和消費方式的重大變革，還會遇到許多挑戰(zhàn)，需要解決許多問題，如合理確定新能源裝機的容量（富余裕度）和構(gòu)成（風、光、水、火、核電等比例），火電機組的合理配置與容量裕度，分散式與固定式電化學儲能裝置的容量與構(gòu)成，以及用電側(cè)管理及儲電、調(diào)峰的激勵政策等等，都需要進一步深入研究，這也是“再電氣化”路徑未來研究的重點。
4、結(jié)語
隨著風電、光伏發(fā)電為代表的新能源發(fā)電技術(shù)的快速發(fā)展，能源領域正在經(jīng)歷深刻的技術(shù)和消費革命。在實現(xiàn)高效、清潔、低碳的同時，需要解決新能源間歇性所帶來的電力消納問題。
氫能作為二次能源，將其作為一種儲能方式是解決該問題的潛在方案，但通過分析其基本原理、技術(shù)經(jīng)濟性及未來發(fā)展?jié)摿Γ擅黠@看出，氫能模式對于解決未來能源和電力發(fā)展問題難以起到關鍵作用。
通過新能源、水電（包括抽水蓄能）、核電、火電及分散式和固定式電化學儲能的適當配置與協(xié)調(diào)發(fā)展，以及智能電網(wǎng)和泛在電力物聯(lián)網(wǎng)技術(shù)的發(fā)展和應用，提升一次能源轉(zhuǎn)化為電能的比例，將電能作為主要的二次能源載體，實現(xiàn)“再電氣化”，能夠充分發(fā)揮我國電力技術(shù)和電力基礎設施的優(yōu)勢，是解決這一問題的最現(xiàn)實可行的路徑，將有力推動實現(xiàn)我國能源和電力的生產(chǎn)和消費革命，是我國能源和電力發(fā)展的必由之路。
文獻信息
蔣敏華,肖平,劉入維,黃斌.氫能在我國未來能源系統(tǒng)中的角色定位及“再電氣化”路徑初探[J/OL].熱力發(fā)電,2020(01):1-9[2019-12-27].
