创新 • 创优 • 创见
中国已做出2030年前实现碳达峰和2060年实现“碳中和”的庄严承诺，为实现这些目标，除了大幅提升能源利用效率、大力发展可再生能源以外，还需要创新手段来应对碳排放巨大的“难以减排领域”（主要包括工业原料、高品位热源、重卡、船舶等领域）。
近几年，氢能对于“难以减排领域”的深度脱碳作用被越来越多的研究和实践所证明。例如国际能源署发布的《氢能的未来》中认为，依托于可再生能源电解水制氢成本的快速下降，以及氢能炼钢、绿氢化工、氢燃料电池汽车等技术进步，氢能有望在“难以减排领域”得到大规模应用，完成这些领域的深度脱碳。彭博新能源发布的研究也佐证了这一观点。
因此，需要在实现“碳中和”目标的约束下，逐一探讨氢能助推“难以减排领域”深度脱碳的技术路径及潜力，进而讨对氢能发展定位、作用和意义进行重新思考。
一、氢能如何攻克“难以减排领域”
工业领域：氢能可应用于钢铁、化工等行业，实现原料用能、高品位热源等难以减排领域深度脱碳。
中国是全球最大的工业化国家，钢铁、石化、化工等行业需要使用化石能源作为还原剂或原料、提取其中的碳氢组分。在钢铁生产过程中需要使用焦炭作为还原剂，在石化和化工行业需要使用来自化石能源的氢气作为原料，这些领域造成的二氧化碳排放接近15亿吨/年，占全国能源排放二氧化碳的15%左右。化石能源用作工业原料产生的碳排放，很难用可再生能源电力来替代，属于“难以减排领域”，而氢能是破解原料碳排放的重要途径。
例如，在可再生能源制取的绿氢基础上，应用氢能炼钢技术，可大幅降低钢铁生产的碳排放。根据瑞典HYBRIT项目数据，与传统高炉转炉炼钢方式相比，氢能炼钢可降低90%以上的碳排放。目前宝武集团等多个钢铁公司都开展了氢能炼钢示范项目。绿氢还可用于生产合成氨、甲醇等化工产品，进而替代制氢所需的化石能源。2020年9月刚刚完成验收的兰州“液态阳光甲醇”项目，采用了光伏发电+电解水制氢+合成甲醇工艺，成功生产出“零碳甲醇”。在上述工业领域，氢能是最佳、甚至是截至目前唯一的脱碳方案。
交通领域：氢能可在重卡、航运等难以减排领域，与锂电池等技术形成互补。
中国是物流运输大国，虽然高铁、电动汽车发展迅速，开始替代传统燃油汽车，但仍有重卡、航运等“难以减排领域”亟待解决。以重卡为例，根据中国汽车工业协会分析，中国重卡燃料以柴油为主，柴油重卡占全国汽车保有量仅7%，产生了60%以上的交通领域大气污染物。而重卡载重大、对于动力系统功率要求高，如果采用锂电池技术，电池自重将占整车总量的2/3以上；同时很多重卡都采取了“换人不换车”长时间运行模式，锂电池充电时间较长、无法满足这种模式需要；再加上重卡主要分布在中国北方重工业区，低气温对锂电池工作影响严重。
如上所述，重卡也属于较典型的“难以减排领域”，而氢燃料电池具有能量密度较高、加注时间较短、耐低温等特点，能够对柴油重卡进行有效替代，进而实现交通领域清洁低碳发展。值得一提的是，中国锂电池汽车已具备较好发展基础，实践证明，锂电池汽车在小型轿车、客车等领域表现出众，能效、经济性优越，因此氢燃料电池汽车（FCV）应与之形成互补发展，可以专注于重卡、船舶、无人机等对于续航能力和能量密度较高的交通领域。
能源领域：氢能是理想的能源载体，可提升能源系统稳定性和灵活性。
中国能源转型需要解决好供给和需求之间在时间、空间、品种等方面的匹配问题，需要将氢能作为重要能源载体，完成跨时间调节、跨区域配置和跨品种耦合的任务。未来氢能在能源领域中的枢纽位置如图1所示。
图1 氢能在能源系统中的作用示意
首先，在可再生能源资源富集地区，可通过电解水制氢来提升可再生能源的本地消纳能力，特别是可以为工业园区提供高纯氢气和氧气；第二，电解水制氢具有响应速度快、适用规模大、储存时间长等特点，可应用于调峰、调频等辅助服务，进而提高电网运行的稳定性。例如青海省海西州已部署了“风光氢储”多能互补项目，将电解水制氢作为储能调峰的重要手段。第三，氢能还可掺入到天然气管网、尤其是城市燃气管网（具体掺混比例视管网材料而定），在基本不增加改造成本的前提下，满足生产生活的燃气、供热等需求。据测算，掺氢天然气燃烧效率更高、污染物排放更少，有较大发展潜力。例如国电投集团已在张家口开展了可再生能源制氢+天然气掺氢示范项目，类似模式可在绿氢资源丰富地区率先应用。此外，内蒙已开展二氧化碳加氢制甲烷试点工作，为CCUS开辟了新的技术路径。
建筑和其他领域：氢能是高效、经济的分布式能源解决方案。
建筑等领域并非“难以减排领域”，但如果从提升能源利用效率、降低能源服务成本等角度考虑，氢能仍有较多发展空间。例如，氢燃料电池可为家庭、社区和写字楼提供分布式供热发电服务。例如日本推广的ENE-FARM项目，通过固体氧化物燃料电池进行热电联产，系统效率高达90%以上，且使用过程无污染物排放。因此，家用燃料电池热电联产装置未来在中国高档写字楼、别墅区都有推广潜力。这种分布式热电联供系统还特别适用于解决电力、燃气基础设施不可达地区。中国已有地区开始探索“光伏+氢燃料电池”模式，为偏远地区、特别是牧区人口提供能源服务。此外，由于中国正在大力推进信息基础设施建设，5G基站、大数据中心用电量激增给所在地电力供应造成较大压力。“光伏+氢储能+燃料电池发电”可形成一个分布式能源站，为信息基础设施提供能源解决方案。
综上所述，未来氢能将扮演高效清洁的二次能源、灵活智慧的能源载体、绿色低碳的工业原料这三重角色，在工业、交通、能源、建筑等领域发挥重要作用，2050年可形成超过15亿吨二氧化碳的减排能力，并与可再生电力形成协同，实现中国深度减碳目标。
但是，氢能也存在技术难度高，生产成本高，储藏和运输困难大的“两高一大”问题，在制氢过程中也有“灰氢”（化石能源制氢）、“蓝氢”（工业副产品制氢等）、“绿氢”（可再生能源制氢）之分，特别是目前中国的制氢主要不是利用电解质而是化石原料的煤炭和天然气，从而使得制氢过程成为高污染、高排放、低成本的局面（薛进军，孙倩，2020），这些劣势问题不解决，氢能就难以为碳中和贡献力量。
二、氢能发展的瓶颈与问题
亟需颠覆以化石能源为主的氢源结构，由灰氢向绿氢转变。
中国氢气主要来自化石能源、特别是煤炭，基于当前氢源结构发展氢能，与能源转型、节能减排的初衷“南辕北辙”。根据中国氢能标准化技术委员会提供数据，中国2017年氢气产量约为2500万吨，其中来自煤制氢的氢气占62%、天然气制氢占19%，电解水制氢仅占1%。从氢源结构上看，灰氢一家独大、蓝氢开发程度较低、绿氢数量稀缺。使用化石能源制成的灰氢、再去替代终端部门的化石能源消费，这种模式可谓“多此一举”，消耗无谓投资的同时，在物质转化过程中会存在大量能量损失和污染物排放。如果不改变当前氢源结构，氢能经济将“越发展、越耗能、越污染”，而且还会造成“生产地污染、消费地清洁”的结果，进而加剧区域间的不公平现象。
亟需大幅度降低氢能供应链成本，形成替代传统能源的市场驱动力。
当前由于供应链成本过高，氢能难与传统能源形成竞争关系。未来中国氢能发展必须建立在“绿氢”资源基础之上，但成本过高是推广绿氢的最大障碍。如图2所示，当前中国能源价格体系之下，煤制氢成本最低、电解水制氢成本最高。例如在工业领域，煤制氢价格在10元/kg左右，要开展绿氢替代灰氢，电力价格就要控制在0.15元/度以内。虽然有“弃电制氢”的提法，但现实中弃电基本处于数量无保证、电价无优惠状态，根本无法有效降低绿氢成本。再比如交通领域，氢气终端售价须低于40元/kg，氢燃料电池才能比燃油车更具运行成本优势，但在没有补贴的情况下，氢气售价高达60元以上。可见，只有大幅度降低供应链成本，氢能终端应用才能打开。
图2 不同制氢工艺的氢气生产成本对比
亟需突破氢能产业链关键技术和设备，提升产业发展自主化水平。当前中国氢能产业核心技术创新能力不足、关键部件自主程度不高、产品性能指标与国际先进水平差距较大。长期以来，燃料电池核心部件—质子交换膜、催化剂、膜电极等—都严重依赖进口，其成本占到燃料电池系统的30%甚至更高。最近虽然涌现出一批企业做出了国产化产品，但性能指标远远落后于国际先进水平，且成本较高、稳定性有待检验，短期内难以完全实现对进口产品的替代。基于当前技术掌握程度，如果强行通过补贴手段刺激下游需求，相当于把大量补贴资金输送至国外公司。
三、政策建议
做好氢能发展的顶层设计，将氢能作为实现“碳中和”、应对难以减排领域的核心解决方案。
氢能即将成为能源系统的新成员，其发展必须服从和服务于能源革命的总体要求。需要认清的是，中国拥有多个与氢能存在替代关系的能源解决方案，因此氢能并非中国的必选项，而是备选项和优选项。因此，应从中国能源系统的核心问题出发，找准切入点，选择融入能源系统的合适路径。应重视氢能对实现”碳中和”的意义和作用，围绕“难以减排领域”，统筹经济效益、节能减碳和产业发展等因素，逐步构建绿色低碳的多元化氢能应用场景。
制定清洁制氢路线图，引导灰氢有序退出、蓝氢高值利用和绿氢大规模发展。
构建“灰氢、蓝氢、绿氢”评价体系，引导清洁低碳氢源的优先开发和传统制氢方式的清洁低碳发展。研究制定清洁制氢发展路线图，明确不同技术条件和时间阶段的发展重点。近中期，应定位在以蓝氢、绿氢来保证氢气增量需求。即在确保资源供应和氢气需求相衔接条件下，优先利用工业副产氢，鼓励在“弃电”现象严重地区建设现场制氢项目，实现清洁制氢、副产品高值化利用和提升可再生能源消纳的“三赢”。中长期，应着力打造绿氢为主体，多种方式并存的低碳氢源结构。此外，还应鼓励光解制氢、生物制氢、煤制氢+CCS等新技术的研发，为清洁制氢做好技术储备。
完善氢能管理体制，建立健全氢能推广的激励机制。
氢能发展需要在体制机制上做出重大调整和创新。首先，可参照天然气兼具能源和危化品的模式进行管理。其次，需要明确氢能产业链各个环节的监管部门和对应的责任义务。例如氢气压力容器标准、液氢相关标准、加氢站的归口管理部门和审批流程、油氢气氢合建站监管模式等。第三，在重点地区可采用以政策红利代替补贴红包的方式，通过加强环境监管、能源和煤炭消费总量控制等方式，以及碳排放交易、碳税等价格机制，为氢能应用拓展市场空间。
开展技术、模式等综合示范，因地制宜探索氢能发展路径。
近几年，尽管全球很多国家都在积极发展氢能产业，但尚未形成“放之四海而皆准”的发展模式。在发展之初不确定性较多的情况下，尤其是技术不成熟、自给率不足条件下，不宜过早进行大规模推广。而是应做好试点示范工作，探索可复制、可推广的发展路径。应结合氢能在中国发展现状和未来定位，开展技术、体制机制、标准法规等全方位综合示范，并根据不同地区氢能资源优势和产业发展基础，选择不同示范内容，打通氢能供应链和产业链，为氢能大规模融入能源生产和消费体系提供经验借鉴。
制定氢能发展的碳足迹标准，形成清洁、低碳、低成本和长效的氢能生产供应链。
氢能产业要评估它从原料采集、生产‘运输、使用、回收的全生命周期碳足迹，制定氢能发展的碳足迹标准和测量指标，来引导氢能产业的发展，逐步形成由中国特色的氢能产业链。
2021年是十四五规划元年，绿色低碳发展将是十四五的主旋律，我们期待绿色能源特别是氢能能够助力绿色发展，促进2030年碳达峰和2060年碳中和目标的实现。
