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1、氫能在“雙碳”目標實施中的角色定位
1.1 我國實施“雙碳”目標的國際形勢
發(fā)達國家在20世紀70–80年代已經(jīng)基本實現(xiàn)碳達峰，美國和歐盟碳達峰時間稍晚，均在2007年前后，碳排放峰值分別為59億噸和51億噸。當 前我國的工業(yè)化進程還遠未結束，碳排放還處于 增長期。
數(shù)據(jù)顯示，2013年我國碳排放達歷史高點之后曾一度出現(xiàn)下降，但之后隨著經(jīng)濟刺激政策實施以及經(jīng)濟增長動能增強，碳排放重新出現(xiàn)增長，到2019年排放總量達到98.3億噸。
當前我國提出的碳減排目標是到2030年前實現(xiàn)碳達峰，到2060年前實現(xiàn)碳中和?？傮w看來我國提出的碳中和目標時間點和目前多數(shù)發(fā)達國家提出的時間點基本接近或略有延后，但是我國碳中和目標是在碳排放還未達峰的狀態(tài)下提出的，因此實施起來難度要遠大于發(fā)達國家。特別是我國目前的一次能源消費結構中煤的消費比重還在58% 左右，遠高于世界平均水平和發(fā)達國家水平。為此需要盡快推進去碳減碳。在此形勢下，氫能的發(fā)展走上歷史舞臺。
1.2 氫能在我國生產(chǎn)和生活領域具有廣泛的應用空間
從能源類型來看，在產(chǎn)生碳排放的傳統(tǒng)化石能源中，我國與煤炭消費相關的碳排放占比約為80%，與石油和天然氣相關的碳排放占比分別為 14%和6%；從具體產(chǎn)業(yè)領域來看，火電的碳排放 占比高達43%，油氣以15%占比居第2位（其中 一半以上與交通運輸有關），鋼鐵和水泥的占比分 別為12%和9%，農(nóng)業(yè)、服務業(yè)、居民生活等其他 領域的碳排放約占21%。
在上述生產(chǎn)和生活領域，都可以通過發(fā)展和延伸清潔氫產(chǎn)業(yè)鏈對生產(chǎn)生活中的高碳行為實施不同程度的低碳替代。如通過發(fā)展可再生能源制氫可以有效減少灰氫應用，降低冶金用氫及石化行業(yè)加氫帶來的碳排放；通過氫儲能提高可再生能源系統(tǒng)穩(wěn)定從而實現(xiàn)更大份額的綠電對火電替代；通過氫能替代傳統(tǒng)交通燃油促進交通綠色革命等。
2、我國氫能消費及氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展路徑
2.1 氫氣消費正處在由化工原料轉向能源的過渡期
2.1.1 目前氫氣消費主要用作工業(yè)原料
近年我國氫氣產(chǎn)量規(guī)模逐年遞增?！吨袊鴼淠茉醇叭剂想姵禺a(chǎn)業(yè)白皮書2020》（簡稱《白皮 書》）數(shù)據(jù)顯示，當前我國氫氣產(chǎn)能約4100萬 噸/年，產(chǎn)量約3342萬噸/年，是世界第一產(chǎn)氫 國；到2030年，我國可再生能源制氫有望實現(xiàn)平 價；在2060 年碳中和情景下，可再生能源制氫規(guī)模有望達到1億噸。從氫氣來源看，化石燃料制氫是我國目前氫氣的主要來源，占比超過 3/4。
從氫氣的應用看，化工、石油煉制和冶金是最主要的應用領域，用氫量占總量的90%~95%，交通燃料用氫目前僅萬噸左右。今后工業(yè)原料用氫還有增長空間，特別是在冶金領域。氫氣用作冶金還原氣及保護氣可以有效提升冶金產(chǎn)品質量。中國鋼鐵企業(yè)普遍開始可再生能源制 氫—氫能冶金立項，探尋循環(huán)經(jīng)濟的可行性。
2.1.2 氫氣作為能源正在終端消費領域全面鋪開
2020年底我國有超過7000輛燃料電池商務車進入示范運營，這些車輛分布在北京、上海、廣州等36個城市，車輛數(shù)量較 2018年翻番。車型結構也發(fā)生較大變化，2020年之前氫燃料車型以中輕型客車、公交車和中輕型物流車型為主。
2020年之后由于燃料電池發(fā)動機技術進步以及效率大幅改進，適應多種場景用途的氫燃料電池車開始投入使用，進一步擴大了應用領域。燃料電池汽車數(shù)量的增長帶動相關加氫站布局。《白皮書》統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2020年底國內已建成加氫站128 座，是2018年的近4倍。國內加氫站“東西南北中”布局框架已基本形成。
氫氣能源屬性的界定對氫能產(chǎn)業(yè)推廣起到至關重要的推動作用。《中華人民共和國能源法（征求意見稿）》已將氫列為能源范疇，這是認識的重大突破。2020年10月《新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī) 劃（2021–2035年）》也明確提出到2035年實現(xiàn)燃料電池汽車商業(yè)化應用的發(fā)展愿景，進一步明確了氫能源的應用路徑。
作為國內最大能源化工企業(yè)之一，中國石化聯(lián)合國內數(shù)家綠電企業(yè)，提出依托加油站分布優(yōu)勢，計劃建立油電氣氫能源站的規(guī)劃目標。按照目前各地氫規(guī)劃的部署，以加氫站為代表的氫燃料消費終端布局預計很快會在全國大范圍普及。目前最需要跨越的是成本障礙，國內煤制氫成本9 ~ 11元/kg，工業(yè)副產(chǎn)氣制氫成本10~16元/kg，電解水制氫成本30~40元/ kg，電解水制氫成本最高。由于制氫成本較高，現(xiàn)階段加氫站氫氣售價遠高于汽油和柴油售價，是導致加氫虧損的重要原因之一。
2.1.3 上游企業(yè)開始綠氫布局
國內綠氫生產(chǎn)已經(jīng)以不同形式在各地展開。據(jù)不完全統(tǒng)計，截至2020年全國有34個綠氫項目在建，其中21個位于西北和華北地區(qū)，約占項目 總量的62%。34個綠氫項目的投資方包含了15家央企、8家地方國企以及11家民營企業(yè)，初步形成了不同所有制企業(yè)組成的綠氫產(chǎn)業(yè)投資群。隨著各地氫能發(fā)展規(guī)劃實施落地，預計還會有更多企業(yè)進入上游氫能領域。
2.2 國內氫能中長期需求預測與產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線
2.2.1 氫能中長期需求預測
《白皮書》預計國內可再生能源制氫有望在 2030年前后實現(xiàn)平價，與世界同步?！栋灼奉A測在2030年碳達峰情景下，我國氫氣年產(chǎn)量將達3715萬噸，其中可再生能源制氫產(chǎn)量約500萬噸，占氫氣總產(chǎn)量的15%；在2060年碳中和情景下，我國氫氣年產(chǎn)量將增至1.3億噸左右，可再生能源制氫產(chǎn)量約1億噸，綠氫占比76%。
2.2.2 氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線
氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重點任務是持續(xù)推進供給側改革與產(chǎn)業(yè)鏈系統(tǒng)優(yōu)化，探索適合中國國情的科學的氫能發(fā)展模式，同時為未來的氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展奠定技術與商業(yè)發(fā)展基礎。加氫站布局在全國鋪開后，氫能終端需求開始發(fā)力，之后圍繞上游資源供給的項目投資布局及產(chǎn)業(yè)化推進應該成為重點?；谥袊斍皻淠墚a(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀，預計氫能 產(chǎn)業(yè)發(fā)展將經(jīng)歷兩個重要時期。
1）灰、藍、綠氫“三氫并存”時期
當前至 2030 年是灰氫、藍氫、綠氫并行發(fā)展的多氫源擴張時期。這一時期全國氫氣主要供應區(qū)域仍維持現(xiàn)有制氫（包括專門制氫企業(yè)以及副產(chǎn)氫企業(yè)）項目地域分布。這一格局下，氫氣的供應主要用于滿足本地的工業(yè)原料需求，是在綠氫還沒有大規(guī)模發(fā)展起來的形勢下滿足工業(yè)發(fā)展對氫原料剛需的現(xiàn)實格局；這一時期滿足快速增長的交通氫燃料需求的氫源以灰氫為主，其積極意義在于依托灰氫探索氫能交通的商業(yè)經(jīng)營模式。
國內的加氫站布局進入快速擴張期，將帶動氫能交通燃料需求快速增長。風電、太陽能發(fā)電裝機容量密集的“三北”地區(qū)由于存在一定程度的棄風、棄光、棄水現(xiàn)象，業(yè)界會考慮依托這些“廢棄”電量發(fā)展一批小型綠電制氫示范項目。示范項目運營一方面可以部分替代產(chǎn)地附近的灰氫應用，另一方面也是為將來綠氫大規(guī)模推廣應用做好技術和商業(yè)準備，屬于“探路工程”。
考慮到這一時期的堿性電解槽等綠氫制備關鍵設備還不完全具備大規(guī)模量產(chǎn)的條件，故業(yè)界將發(fā)展重點聚焦在建設示范項目上比較穩(wěn)妥。從地域分布看，這一時期的氫能基本以“自給自足”式的就近供應為主。氫能項目雖然可能會“遍地開花”，但氫氣的集輸將僅限于小規(guī)模近距離。
2）藍氫和綠氫技術迎來10年的同頻共振“窗口期”
“雙碳”目標提出后，CCS/CCUS技術的研發(fā)和項目推廣進程顯著加快，碳交易和碳稅制度設計保持跟進，助推藍氫技術應用。綜合國家發(fā)改委CCS課題研究成果、《白皮書》、世界氫能理事會以及雷斯塔公司有關氫能技術公司的結論，到2030年我國的藍氫和綠氫制備技術基本上同時達到商業(yè)應用階段。
3、綠氫時代的重點工程布局
要開辟綠氫時代，氫能行業(yè)在當前及今后必須建設一批重點工程和特色工程，使之成為氫能產(chǎn)業(yè)的主體。從氫能發(fā)展趨勢看，以下 5 個方面涉及到氫的產(chǎn)供儲銷體系建設，可以將其稱為綠 氫“五大工程”。
3.1 建設水陸結合的綠電制氫工程
西北、華北和東北組成的“三北”地區(qū)橫跨東西方向，同時具備豐富的風力、太陽能資源；太陽能資源除“三北”地區(qū)富集之外，在地理上呈南北縱向分布的東中部地區(qū)亦有大量分布?；诖速Y源分布格局，我國可構建三北與東部“縱橫結合”的兩大陸上綠氫經(jīng)濟帶，這是未來中國綠氫產(chǎn)業(yè)的核心，目前甘肅、寧夏及吉林已有相關規(guī)劃。山西和河北及其周邊地處“縱橫”交匯處，是兩大綠氫帶的交匯地，在未來中國陸上氫經(jīng)濟帶中可以發(fā)揮重要影響。
此外西南水電、東部沿海地區(qū)海上風電制氫也是重要的制氫選項。未來海上風電輸送至陸上電網(wǎng)具有一定難度，可考慮風電制氫。2020年中國海上風電累計裝機容量達6.7GW，占全球23%。海上風電采用電解水方式，通過管道或船舶將氫氣運輸?shù)接脷涞兀诔杀竞椭芷谏隙季邆湟欢▋?yōu)勢；若能利用天然氣管道，成本還會進一步降低。目前英國、荷蘭等部分歐洲國都已經(jīng)開始了海上風電制氫項目的探索。
3.2 依托天然氣管網(wǎng)跨區(qū)域輸氫工程
1）氫氣跨區(qū)域流動包含四大流向
未來除綠氫產(chǎn)地自身消費之外，資源稟賦及發(fā)展水平差異導致的跨區(qū)域流動可能發(fā)生，具體包括北氫東輸、西氫東輸、海氫上岸以及東氫外送4個流向，形成全國范圍的氫資源保障體系。
北氫東輸工程主要輸送“三北”地區(qū)氫氣至東中 部地區(qū)，西氫東輸工程主要輸送西南的水電制氫 至東中部，海氫上岸工程主要考慮海上風電制氫 在東部發(fā)達地區(qū)直接消費。但是理論上講上述輸 氫通道運輸方向應該都是可逆的。如果外部條件 發(fā)生變化，東部的氫氣也有輸送至中部、西部的 可能。
類似天然氣西氣東輸工程運行至今，出現(xiàn)了南氣北輸。天然氣管網(wǎng)輸送方向變更的主因在于東部地區(qū)的氣源隨著國際市場變化供應變得更加充分，將來的氫氣輸送也存在類似動因。東部地區(qū)同樣也有較為豐富的可再生能源，若再考慮天然氣制氫以及海上風電制氫力度加大等因素，東部出現(xiàn)氫氣供應富足的可能性存在。
2）建設氣氫一體化輸送管網(wǎng)工程
目前我國氣氫拖車運輸技術成熟，是普遍采用的運氫方式，但這種運輸技術效率低，僅適用于小規(guī)模及200公里以內的短途運輸。目前40噸長管拖車一次只能運輸400 kg氫氣，不能滿足大規(guī)模、長距離運氫需求。一旦產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)模擴大，管道輸氫就成了首選，但專門的氫氣管道建 設成本巨大。因此將氫氣摻入到天然氣，組成摻 氫天然氣（HCNG），再通過現(xiàn)有天然氣管網(wǎng)輸送至目的地之后再行分離的方式被認為是未來大規(guī)模輸氫的最佳選擇之一，這應該也是將來中國綠氫經(jīng)濟時代的主流氫氣輸送方式。
世界氫能理事會的研究報告顯示，管道輸氫提供了最具成本效益的輸氫方式。管道輸氫能夠以輸電線路 1/8 的成本輸送10倍的能量，并可有效利用天然氣基礎設施。當前至2030年是我國實現(xiàn)碳達峰的關鍵時期，這一時期的系列“煤改氣”對于碳排放的達峰有重要影響。與之相關的天然氣輸送工程包括干線、支線以及村村通、縣縣通工程計劃會進入快速實施期。
天然氣管網(wǎng)的豐富和完善事實上為將來的輸氫創(chuàng)造了條件。特別需要指出的是，國內的東北、西北、華北是重要天然氣產(chǎn)地，也是天然氣中亞管線、中俄東線以及未來可能建立的過境蒙古的中俄天然氣管線的必經(jīng)之地，是未來的綠氫富集地，應統(tǒng)籌地區(qū)天然氣與氫輸送，按照輸氫輸氣管網(wǎng)一體化要求建設天然氣管網(wǎng)工程。
3.3 上馬氫儲能成為重點工程之一
1）氫儲能是支撐綠電系統(tǒng)穩(wěn)定的重要途徑
國家提出建立新能源為主體的新型電力系統(tǒng)之后，電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的建設成為重中之重。增強電力系統(tǒng)穩(wěn)定性舉措應來自以下幾個方面：第一層保障是新能源系統(tǒng)自身體系的穩(wěn)定能力提升，包括發(fā)展核電、地熱發(fā)電等穩(wěn)定性新能源以彌補風電、太陽能發(fā)電的間歇性不足；第二層保障是發(fā)展各種儲能項目；第三層保障是依托以氣電為主的火電調峰。儲能技術的應用可以有效進行能源余缺調劑，同時提高新能源的滲透率，被稱為電力系統(tǒng)的“調節(jié)劑”。
氫能作為綠色能源載體，可以一次性獲得并可以長期儲存，可以通過氫能燃料電池的技術整合成為電、熱、氣網(wǎng)一體化的結合點，是大規(guī)模消納新能源，實現(xiàn)電網(wǎng)和氣網(wǎng)互聯(lián)互通且具柔性的重要途徑。目前歐盟、加拿大、美國等都在開展氫儲能項目試驗，我國在安徽六安等地區(qū)也建立了相關示范項目。2020年全球氫總儲量達到1億立方米左右，總功率達100MW，預計2030年全球氫總儲量達到400億立方米，功率總量達1×105 MW。
出于保持新型電力系統(tǒng)“硬穩(wěn)定”考慮，我國應該發(fā)展依托棄風、棄光、棄水電量以及需求谷電量的氫儲能工程。氫儲能較其他儲能方式雖然具有轉換效率低的不足，但其儲能規(guī)模大、周期長且穩(wěn)定的優(yōu)勢則是其他物理、化學儲能形式所無法比擬的。因此，當電力系統(tǒng)穩(wěn)定與效率出現(xiàn)矛盾的時候，必要的效率犧牲換來的是整個系統(tǒng)的穩(wěn)定，產(chǎn)生的社會效益同樣具有經(jīng)濟價值。若考慮棄電制氫則不存在效率損失問題。
2）氫儲能工程布局方向：建設布局西北、華 北、華東、西南地區(qū)的氫儲能工程
按照2019年度全國棄風、棄光、棄水電量1000 TWh估算，被棄電量至少可以制得200億 ~300 億立方米氫氣。“三北”、東部以及西南地區(qū)是未來中國綠電的主力供應地，保障新型電力系統(tǒng)穩(wěn)定很大程度是保障“三北”地區(qū)風光電、東部光伏以及西南水電系統(tǒng)穩(wěn)定性。在上述地區(qū)建設一定數(shù)量的氫儲能工程是理論上的系統(tǒng)穩(wěn)定舉措之一。
氫儲能工程選址應堅持資源導向和區(qū)域協(xié)調原則，在“三北”與東部交匯地河北及山西等地區(qū)，在風電大省內蒙古、河北、山西、新疆等地，在光伏大省山東、河北以及水電大省四川、云南、廣西等地均可以考慮建設一批氫儲能項目，東部沿海地區(qū)也應考慮建設一批氫儲能項目。由于氫儲能發(fā)電在能量轉換過程中產(chǎn)生損失，因此氫儲能工程氫源應嚴格遵守來自綠氫原則，徹底杜絕藍氫轉換帶來化石能源增長壓力。
3.4 重分布式天然氣制氫工程
1）依托天然氣制氫豐富氫源供應具有可行性
綠氫成為主體氫源之后，藍氫并不會完全失 去市場，理想的格局應是形成綠氫為主，“藍 綠”互動的良性格局。未來隨著非化石能源發(fā)展 力度加大以及全球能效水平的持續(xù)提升，天然氣價格最終呈下行態(tài)勢，依托天然氣外加CCUS技術制取一定數(shù)量的藍氫可能性完全存在。
2）布局一批天然氣管線沿線分布式制氫項目
布局基于天然氣制氫的藍氫項目重點考慮兩個區(qū)域。一是依托國內天然氣管網(wǎng)沿線地區(qū)氣源供應的管網(wǎng)沿線布局項目，如西氣東輸、川氣東送工程等中東部管網(wǎng)沿線地區(qū)。西部及華北、東北有大量可再生電力項目，沒有發(fā)展藍氫的必要。制氫的基本思路應該是盡可能通過綠電制取綠氫， 藍氫在某種程度上是一種補充。
二是依托東部沿海的LNG接收站氣源優(yōu)勢，根據(jù)需要建設一定數(shù)量的天然氣制氫項目，同時基于制氫帶動近距離氫氣運輸及消費。將來在內地的中部地區(qū)及上海、廣東、山東、福建、江蘇等LNG氣源供應充分地區(qū)均可建立起相應的基于天然氣制氫的藍氫項目，形成氫氣供應“藍綠”互動格局。
3.5 打造全國范圍氫走廊干線工程
首先建議依托陸上高速公路網(wǎng)，形成跨區(qū)域的氫走廊主線。在主線帶動下，發(fā)展支線。創(chuàng)建跨區(qū)域氫走廊應充分依托資源分布優(yōu)勢，盡可能因地制宜實現(xiàn)資源就近消費，節(jié)省氫的使用成本。
結合陸上資源分布，可以考慮以下4條線：創(chuàng)建 “橫貫三北”地區(qū)交通氫走廊工程，依托使之成為連接西北、華北、東北氫交通線，并繼續(xù)向海外絲綢之路經(jīng)濟帶地區(qū)延伸，不久前全線貫通的京新高速就是很好的氫走廊選擇；建設東部沿海地區(qū)氫走廊，實現(xiàn)交通能源升級，助力東部跨越；創(chuàng)建長江經(jīng)濟帶氫走廊，將長江經(jīng)濟帶氫走廊延伸至大西南地區(qū)，與“三北走廊”形成呼應；創(chuàng)建連接西南、西北的氫走廊，形成全國陸上氫走廊閉環(huán)。
其次是建設水上氫走廊。《國家綜合立體交通網(wǎng)規(guī)劃綱要》數(shù)據(jù)顯示，到2035年，全國“四縱 四橫兩網(wǎng)”高等級航道將達到2.5萬公里左右。“四 縱”主要包括京杭運河、江淮干線、浙贛粵、漢湘桂4條跨流域水運通道；“四橫”主要包括長江干線及主要支流、西江干線及主要支流、淮河干線及主要支流、黑龍江及主要支流4條跨區(qū)域水運通道；“兩網(wǎng)”包括長三角高等級航道網(wǎng)和珠三角高等級航道網(wǎng)。中長期內氫作為交通能源，可在水運發(fā)揮重大影響，應同時建設陸上和水上氫走廊。
