eo記者 潘秋杏
編輯 姜黎
“在2030年碳達峰情境下，我國氫氣的年需求量將達到3715萬噸，在終端能源消費中占比約為5%，部署電解槽約80GW。在2060年碳中和情境下，我國氫氣的年需求量將增至1.3億噸左右，在終端能源消費中占比約為20%?！敝袊鴼淠苈撁烁泵貢L、中國鋼研總經理助理韓偉在近期舉辦的首屆粵港澳大灣區(qū)（廣州）氫能論壇中給出了這樣一組預測數據。
不少國家已經將氫能納入國家發(fā)展戰(zhàn)略。據統計，截止2020年底，有16個國家已經制定了國家級氫能戰(zhàn)略。對比已發(fā)布的氫能戰(zhàn)略，在氫氣制取方面，遠期均以綠氫為主，即利用風能、太陽能等可再生能源制氫，依賴電解水制氫技術。但由于運輸成本和電價制約，當前電解水制氫成本仍較高。
加拿大國家工程院院士、加拿大皇家科學院院士，上海大學特聘教授、可持續(xù)能源研究院院長張久俊提醒，由于車輛本身和加氫站需要定制以符合氫氣要求，即使氫氣現在變得便宜，也需要數年才能成為最常用的能源，并且需要大量的資本支出。
綠氫成本下降依賴新能源成本下降
構建以新能源為主體的新型電力系統，隨機性、波動性的新能源將逐步成為主體，給新型電力系統帶來新的挑戰(zhàn)，加劇電力系統供需兩側的雙重波動和不確定性。
將電力轉化為氫氣，即氫儲能，可提升電力系統的調節(jié)能力。電解水制氫將難以儲存的電能轉化為可儲存的氫氣，氫氣可作為能源和原料，供氫燃料電池車、氫燃料電池應急備用電源、化工原料、工業(yè)還原保護氣體等場景使用。
“傳統儲能方式解決的是短周期電力電量平衡，大范圍、長周期電力電量平衡問題需要找到新的方式來解決。氫能具有可大規(guī)模、長周期存儲的潛在優(yōu)勢?！睆V東電網有限責任公司廣州供電局氫能源研究中心負責人楊波說。
氫儲能、抽水蓄能、電池儲能三者對比，氫儲能和電池儲能選址靈活，抽水蓄能選址落地困難，從存儲周期和儲存容量上看，氫儲能較抽水蓄能和電池儲能有優(yōu)勢。不過當前氫儲能成本高于抽水蓄能和電池儲能，技術成熟度也較低。
楊波介紹，在現有燃料電池技術中，高溫固體氧化物電池可逆、可共電解，且具有較高的電解效率，既可以解決可再生能源消納問題，又可以參與電網調峰調頻，給電力系統帶來極大靈活性，此外設備利用小時數高，具有較高的成本優(yōu)勢。不過該模式在國內外均處于實驗室研發(fā)階段。
當前電氫轉換缺乏相關標準和指引。楊波指出，氫能屬于危化品管理范疇，能源電力企業(yè)在?；奉I域的資質許可、運維標準、安全管理、制度流程都較為欠缺，在開展電氫融合探索中存在較大挑戰(zhàn)?！敖ㄗh根據氫電系統的應用場景、技術參數分層分類開展涉氫安全標準制定，提高標準的針對性和適用性，科學統籌安全與發(fā)展?！?
經濟性則是綠氫發(fā)展亟待解決的問題。電解水制氫成本占氫能全產業(yè)鏈成本30%以上。電解水制氫成本一般包括設備成本、用能成本（電力）、原料成本及運營費用等。根據國際可再生能源署（IRENA）的測算，相比于電價65美元/MWh（折合人民幣約0.42元/kWh）時，當電價為20美元/MWh（折合人民幣約0.13元/kWh）時制氫成本大幅下降，且下降幅度明顯高于由于電解槽設備成本降低帶來的成本下降幅度。
澳大利亞工程院院士程一兵指出，目前電費成本占電解水制氫成本的70%左右。電解水制氫的成本大概是煤制氫、化石能源制氫成本的2-3倍，甚至還可能更高?！爱斍帮L電、光伏快速發(fā)展，下一步成本下降主要依賴新能源成本的下降?！?
以光伏為例，程一兵指出，當前光伏電池以硅為主，硅電池在大幅降低成本上有一定難度。中國光伏平準化度電成本下降曲線趨于平緩，需開發(fā)新型電池。在目前的光伏技術中，鈣鈦礦/晶硅疊層太陽能電池能有潛力突破單結硅電池理論效率極限，可大幅降低光伏發(fā)電成本。
中能建廣東電力設計院氫能技術中心孫翔認為，氫能產業(yè)補貼集中在燃料電池、整車集成、加氫站等環(huán)節(jié)，對綠氫制取政策、財稅補貼較少，從氫能全產業(yè)鏈均衡發(fā)展來看，建議相關部門研究給予綠電制氫一定的政策支持。
光伏結合谷電制氫
廣東粵華發(fā)電有限責任公司有關負責人介紹，利用低谷電制氫有利于電網填谷需求，提高電網的經濟性，同時大幅降低制氫成本。目前電網峰谷差在60%以上，低谷時段發(fā)電機組超低負荷運行，能源轉換效率和設備安全性大幅下降，浪費資源。
該負責人解釋，機組由100%負荷調節(jié)到30%負荷時，發(fā)電熱耗由7400kJ/kWh上升到8300kJ/kWh，單位發(fā)電能耗增加12%；低負荷運行時，爐膛熱負荷降低，存在鍋爐滅火爆燃事故危險，需要投入燃油伴燃，發(fā)電成本上升，經濟性下降。低谷時大量發(fā)電機組低負荷旋轉備用，需要用電負荷增加，以降低調峰深度。利用低谷電制氫可以安全有效提高機組效益和保障電網安全。
“利用低谷電制氫，不但可以解決可再生能源消納問題，同時也可以提升輸電通道利用率。”楊波說。
孫翔認為，光伏和谷電結合起來制氫（即白天利用光伏發(fā)電制氫、晚上利用谷電制氫）有較好的經濟效益。
在廣東，氫燃料電池汽車專用制氫站用電價格按廣東省發(fā)改委《關于蓄冷電價政策有關問題的通知》（粵發(fā)改價格函〔2017〕5073號）規(guī)定的蓄冷電價政策執(zhí)行。谷時用電價格為電網平期電價的0.25倍，約0.17元/千瓦時。
孫翔給出一組數據，按照光伏0.45元/千瓦時電價，年發(fā)電小時數1100小時，谷電0.17元/千瓦時，年谷電時段2920小時，折算后，光伏和谷電制氫平均電價0.25元/千瓦時，假定在不考慮容量費的情況下，與北方風光資源豐富地區(qū)制氫電價接近，年利用小時可達4020小時。按照58度電制取1公斤氫氣，考慮設備折舊和運維費用，氫氣制取成本約23元/公斤，在高純氫需求中心，氫氣出廠價可以賣到30元/公斤。
不過，制氫項目落地并非易事。按照現有政策規(guī)定，制氫項目需落地在化工園區(qū)或作為特定企業(yè)配套危險化學品生產項目，才能辦理危險化學品安全生產許可證，某種程度上限制了氫能產業(yè)發(fā)展。
楊波建議，通過科研示范、產業(yè)示范等一事一議方式，推動小型項目試點并合法納入安全生產許可審批，由點及面，分級分類穩(wěn)妥推進電氫融合示范項目。
