高渗透率可再生能源情景下氢能发展分析

鲁 宇，张大弛，韩思雨，王晓晨，付一帆

（1.国网吉林省电力有限公司经济技术研究院，吉林 长春130000；2.国网能源研究院有限公司，北京102209；3.华北电力大学，河北 保定071000）

0 引言

由于二氧化碳所带来的温室效应日益显著，对地球环境与人类生活造成极大威胁。世界各国均着手进行能源结构转型［1-2］。氢气是近年来发展迅速的一种二次能源，具有热值高、来源广、易存储、应用清洁低碳等优点，可广泛应用于工业、交通、家庭用能、航空航天等领域，发展前景广阔［3-4］。

从世界主要国家来看，氢能开发与利用已成为发达国家能源体系中的重要组成部分，美欧日韩等国家地区将氢能纳入到国家能源战略，并结合自身资源禀赋及技术水平等情况制定氢能发展路径［5］。美国是氢能技术发展开拓国，受自身油气等资源丰富因素影响，着力开展氢能技术战略储备。日本能源资源匮乏，是当前推进氢能发展的最主要国家，着力打造“氢能社会”。欧盟主要依靠氢能实现能源的清洁低碳转型。

燃料电池汽车是未来氢能最主要的应用场景之一，当前我国着力开展燃料电池汽车在城市层面的示范推广。从氢能及燃料电池汽车产业链来看，主要包括氢能制取、储运、加注及消费四个环节。氢能产业发展的木桶效应明显，氢能技术及产业的大规模推广有赖于全产业链各项技术的共同进步及协同发展。但目前各环节面临问题众多，直接制约了我国氢能产业的高质量发展。

国内外从氢能产业各环节角度，对氢能发展战略及技术特性等方面进行了诸多研究。文献［3］分析了氢能及燃料电池汽车产业各环节发展面临的突出问题，提出氢能产业的发展不能仅注重规模的发展，更应注重我国氢能产业的高质量发展，并提出相关的发展建议。文献［4］基于氢-电耦合概述了氢能发电机及氢燃料电池汽车发展，认为氢燃料电池汽车是氢能发电的主要方向，但当今依然面临诸多挑战。文献［5］分析了日本、德国、美国等主要国家的氢能发展模式，并基于中国实际情况提出相关启示。综上，当前已经对各环节、诸多角度的氢能发展进行了研究。未来高渗透率可再生能源是能源发展的主要情景［6-8］，对氢能发展具有重要影响。

针对高渗透率可再生能源情景下氢能发展问题研究，本文首先明晰了我国发展氢能的战略意义，开展了高渗透率可再生能源情景下“电-氢”耦合分析，并进一步提出电解水制氢是高渗透率可再生能源情景下“电-氢”耦合的关键环节，随后针对电解水制氢开展了技术路线等方面的关键问题分析，最后针对高渗透率可再生能源情景下氢能发展提出体制机制等方面发展建议。

1 我国发展氢能的战略意义

受“多煤、少气、贫油”的能源资源禀赋限制，我国仍处于煤炭时期，油气对外依存度高，碳排放总量居世界第一［9］。未来，我国将着力依托氢能产业发展及规模化推广，提高可再生能源的大规模开发利用水平，降低油气对外依存度，实现深度脱碳，保障国家能源安全，助力实现“碳中和”目标。

可再生能源开发利用方面，“十四五”期间，我国可再生能源将持续大规模发展，必将带来可再生能源消纳等突出问题［10-11］，严重制约三北地区可再生能源大省规模化发展。氢气存储具有效率高、规模大、周期长的优点，以电解水制氢为代表的氢能发展有利于提供需求侧响应手段，增加系统的可再生能源消纳能力，撬动可再生能源大规模发展［4］。

油气替代方面，习近平总书记在科学家座谈会上的讲话中指出，“能源资源方面，石油对外依存度达到70%以上，油气勘探开发、可再生能源技术发展不足”。当前，受续航里程数、耐低温特性等方面影响，纯电动汽车的应用尚有局限，氢能发展能够加强对远距离、大规模、点对点商用车的替代，降低交通行业油气需求［3］。

深度脱碳方面，习近平总书记在联合国大会上表示，“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030 年前达到峰值，争取在2060 年前实现碳中和。”当前，工业、建筑、交通等行业电能替代存在局限性，如提供高品位热能等，氢能发展能够实现钢铁冶炼等领域对化石能源的替代，填补电能应用空白，实现深度脱碳。

2 高渗透率可再生能源情景下“电-氢”耦合分析

根据来源进行分类，氢能总体可以分为绿氢、灰氢、蓝氢及废氢。未来氢能发展面临的关键问题之一是对传统化石能源依赖严重，据统计，全球氢能约有96%来源于化石能源制氢以及工业副产氢［12-13］。因此，从全环节来看，即使实现氢能的大规模推广应用，仍然无法真正实现对传统化石能源的替代以及深度脱碳［3-4］。而高渗透率可再生能源为绿氢发展带来重要契机，有助于氢能实现资源与环境双重可持续发展。

高渗透率可再生能源有利于推动“电-氢”系统间深度耦合，“电-氢”耦合技术发展是推动绿氢规模化发展、降低氢能对化石能源依赖度、实现资源与环境双重可持续发展的关键。从具体环节来看，主要包括电解水制氢、氢储能、输氢、新能源等环节相关技术。

2.1 电解水制氢分析

电解水制氢利用在电极上发生的电化学反应将水分子分解成H2和O2，是绿氢的主要来源，预计在2030年左右将成为氢能的有效供应主体［5］。电解水制氢是“电-氢”耦合的关键，其规模化、低成本发展对氢能及电力系统均具有重要意义。

表1 各类氢气对比Table 1 Comparison of various types of hydrogen

从氢能角度来看，是从氢能生产源头降低对化石能源依赖度、实现资源与环境双重可持续发展的关键，且其所生产氢气纯度高，对氢燃料电池汽车等高纯度氢市场具有高适配性，是未来制氢技术发展的主要方向。从电力系统来看，电解水制氢装置能够作为负荷侧一种新型灵活性资源，有助于扩大系统负荷需求、提高系统灵活性，是增强可再生能源消纳能力的新手段。

2.2 氢储能分析

现阶段储氢技术包括高压气态储氢、深冷液化储氢、有机液体储氢、物理类固态储氢等［3］。

高压气态储氢技术相对成熟，充装及释放氢气的速度快，且全环节成本较低，是目前应用最为广泛的储氢技术。但受氢能形态约束，储氢容器的高压耐受需求较高，储氢密度低，此外在H2压缩过程中消耗能量较大［14］。

深冷液化储氢是近期可实用化的一种储氢方式，相较于高压气态储氢，低温液化储氢的储氢密度更高、储存容器体积更小，具有广阔的发展前景。当前发展面临的主要问题是H2的多级压缩冷却液化过程中能耗大，且低温储氢罐的设计制造及材料成本高昂［15］。

有机液体储氢是通过加氢反应将氢气固定到芳香族有机化合物，常温常压下一般为液体，因此便于储运。但在终端应用环节，存在脱氢技术复杂、能耗大等问题，且脱氢催化剂技术有待突破［15］。

相较于气态储氢与液态储氢，物理类固态储氢具有储氢密度更高、操作更为便捷、安全性更好等优点，但当前储氢量远低于商业化应用的水平，且吸附材料的制备也相当昂贵，短期内无法商业化应用［16］。

从高渗透率可再生能源情景下“电-氢”耦合视角来看，氢储能可以通过与电解水制氢技术配合，为电力系统提供调峰、调频及跨季节能量存储等多类型服务，尤其是低谷时段能够利用可再生能源将水电解制成H2（和O2），并将H2储存起来；高峰时段将储存H2通过燃料电池等方式转换为电能输送上网。因此有助于可再生能源消纳、降低传统化石能源碳排放。

然而从“电-氢-电”全环节来看，基于氢储能的“电-氢-电”转换效率总体较低，且电力系统跨季节调峰实践较少，因此相较电化学储能及物理储能等其他储能类型，当前阶段可在电力系统大规模应用的场景相对缺乏，近期可作为备用电源开展应用。

图1 各类储能技术对比Fig.1 Comparison of various energy storage technologies

2.3 输氢分析

由于可再生能源电解水制氢、化石能源制氢、工业副产氢等氢源在地区间分布不平衡，随着氢能需求不断提升，大规模氢气储运将成为必然［3］，输氢技术发展很大程度上将决定未来氢能产业发展速度与格局。

根据H2状态不同，H2主要以高压气态、低温液态和固态材料3种形式进行运输［17］，其中，高压气态输运主要包括长管拖车输送和管道输运两种方式。

受气体状态约束，长管拖车输送的效率低，适用于近距离（运输半径200 km以内）和小规模输送的场景，是当前最主要的输氢方式之一［18］；管道输运的输氢量大，输送过程能耗小，全生命周期的成本低，适用于大规模、长距离运输的场景［19］，但输氢管道建设的一次性投资大，近期无法快速推广。相较高压气态运输方式，低温液态输送的效率更高，但液化过程能耗大，主要适用于远距离、大规模输送的场景［20］；固态材料输送当前不具有商用化应用的条件，因此本文不针对固态材料进行对比分析。

表2 各类输氢技术对比Table 2 Comparison of various hydrogen transmission technologies

输送距离是影响输送方式经济性的重要因素之一，不同运氢方式下运输成本随运输距离变化关系不同，因此不同距离适宜的运输方式不同。经测算，在0～1 000 km范围中，管道运输的成本最低；考虑到管道建设周期长，对近期长管拖车运输与低温液态输送进行对比，运输距离在250 km 内时，长管拖车运输成本更低，超过250 km低温液态输送更具成本优势。

2.4 用氢分析

氢能在终端消费领域的应用广泛，尤其是与煤炭、油气同为化学能载体，在储运、燃烧等方面特性相似，有望广泛应用于航空、航运、钢铁生产、化工生产、高温工业热能、长途公路运输等电能替代受限的领域，实现能源消费侧的深度脱碳。当前，日本积极推广基于氢燃料电池的家庭式热电联产系统ENE-FARM，并取得了广泛应用及良好经济效益。

受技术成熟度及经济性影响，氢能近期在终端消费领域尚且无法大规模推广，综合考虑我国基础设施建设等情况，新能源汽车将是近期氢能应用的最主要领域。从“氢-电”耦合角度来看，氢燃料电池汽车与纯电动汽车同属新能源汽车，在能源转型升级、降低对外石油依存度、满足交通出行需求等方面功能重叠，氢燃料电池汽车发展需要从新能源汽车整体视角加以研判［3-4］。

当前，氢燃料电池汽车与纯电动汽车因各自技术性能限制在应用场景上呈现良好的互补特性。氢燃料电池汽车能够弥补纯电动汽车续航里程短、充电速度慢、不耐低温的缺陷［21-22］，而纯电动汽车成本低、基础设施完善［23-24］。从动力系统来看，氢燃料电池系统约占整车成本50%左右，达6 000元/kW左右，而动力电池系统约占纯电动汽车整车成本的40%，为1 500 元/kWh 左右。从燃料成本来看，氢燃料电池发电效率仅有50%左右，且氢能应用成本高（除制取、储运环节外，加氢站建设成本高达1 500万元左右），导致每公里燃料成本高达0.5 元，而锂电池等电化学储能效率高达95%，且充电桩建设成本低，每公里燃料成本不足0.1 元。因此，短期内，氢燃料电池着重投放具有固定线路的商用车市场，而纯电动汽车侧重满足个人机动出行的乘用车市场，两者结合可以实现全品类汽车的替代。

长期来看，氢燃料电池汽车与纯电动汽车的性能与经济性都处于不断提升过程中，从氢燃料电池汽车来看，随着燃料电池及整车制造技术进步，燃料电池汽车的制造成本在下降，而基础设施的不断完善又推动燃料电池汽车使用成本降低，规模效益将逐渐凸显；从纯电动汽车来看，锂电池能量密度过去的十年间从100 Wh/kg增长到300 Wh/kg，且耐低温能力不断提高，纯电动汽车的续航里程数逐渐与油车、氢燃料电池汽车匹敌，而随着快充技术发展以及换电模式推广，用户的使用舒适度进一步提升。因此，未来随着氢燃料电池汽车与纯电动汽车技术进步，二者在新能源市场上性能逐渐同质化。由于纯电动汽车当前市场规模较大，具有较强的先发优势，技术进步及基础设施建设速度是决定氢燃料电池汽车未来发展前景的重要因素。

图2 新能源汽车发展格局Fig.2 Development pattern of new energy vehicles

3 电解水制氢发展关键问题分析

综上所述，电解水制氢是提高可再生能源消纳能力、实现深度脱碳的关键，是未来氢能制取的主要方向，因此是高渗透率可再生能源情景下需重点关注与突破的技术。当前，电解水制氢发展依然面临诸多问题，需加以重点分析与研判。

3.1 电解水制氢成本问题

当前电解水制氢发展的瓶颈是成本过高［25］，其中电价成本约占70%。根据测算，电解水制氢所用电价成本需降至约0.15元/kWh时在经济性上具有竞争力。因此当前诸多研究主张利用可再生能源弃电量进行H2制取，依托价格低廉的弃电量，降低制氢成本的同时提高可再生能源利用水平［26-27］。根据测算，从整体来看，利用弃水、弃风、弃光电量开展电解水制氢具有一定的潜力。

表3 2019年弃电量、制氢潜力与分布Table 3 Electricity curtailment and hydrogen production potential and distribution in 2019

然而，从可再生能源弃电分布来看，主要集中于西北、西南等可再生能源大省，与氢能主要需求地区普遍相距较远，考虑到当前氢能储运效率与成本，不具大规模、长距离输送的技术与基础设施等方面条件。

此外，弃电具有随机、量小、波动性大等特点［28-29］，进而导致电解水制氢设备利用率很低，尤其是随着我国可再生能源利用率逐年提高，利用弃电开展电解水制氢的规模始终有限，因此利用弃电量制取大规模H2不具现实可行性。

未来电解水制氢的发展，在充分利用弃电资源的基础上，必然要大规模利用可再生能源发电主体单量，因此其规模化、商业化发展有赖于自身技术进步及规模效应带来的低成本H2制取。

3.2 电解水制氢技术路线选择

根据电解槽类型，电解水制氢可分为碱性电解水、质子交换膜电解水及固体氧化物电解水制氢3 种［3］。其中，碱性电解水制氢技术最为成熟，制氢能力最强，经济性最好，具有在当前阶段示范推广的条件；质子交换膜电解水虽然处于产业化前期阶段，但负载范围广、响应速度快、占地面积小、降本潜力大、电解质无害，属于电网友好型技术，与可再生能源发展适配性好，发展前景广阔；固体氧化物电解水制氢总体尚且处于实验室阶段，本文不进行重点分析对比。

表4 各类电解水制氢技术对比Table 4 Comparison of various technologies for hydrogen production by electrolysis of water

从当前国内外技术水平来看，国内电解水制氢市场以碱性电解水制氢技术为主，标杆企业竞争优势明显，技术水平同国外总体相近；质子交换膜技术市场占有率较低，技术水平与西门子等国外先进企业相差较远。

3.3 电解水制氢运行模式分析

针对电解水制氢这一制氢场景，通常存在“源端制氢-输氢-用氢”以及“输电-负荷侧制氢-用氢”两种模式，两种模式对比本质是输氢与输电的优劣势对比。

受全环节成本与效益、行业间壁垒、电网企业参与积极性等多重因素影响，从全环节来看，区域内氢能的制取、输送与利用普遍倾向于采用“源端制氢-输氢-用氢”模式，电网企业参与度不足。然而，根据测算，对于氢气远距离、大规模储运情景，相较“源端制氢-输氢-用氢”模式，采用“输电-负荷制氢-用氢”模式效率更高、安全性更好，因此需要电网公司等的大力参与。

图3 两种模式对比Fig.3 Comparison of the two modes

当前H2从管理定位上依然属于危化品，因此H2制取需要在化工厂等特定区域开展，增加了H2运输成本，制约着“输电-负荷侧制氢-用氢”模式的示范落地。此外，电价机制不灵活同样使得终端用电成本较高，进而导致“输电-负荷侧制氢-用氢”模式推广以及制氢企业参与需求侧响应的积极性不足，同样需要推动解决。

4 结语

本文针对高渗透率可再生能源情景，从全环节分析了氢能发展的战略意义，并提出了“电-氢”耦合的关键环节及其面临的主要问题。主要结论如下：

1）氢能发展对提高可再生能源发展、保障能源安全、实现深度脱碳均具有重要战略意义，而高渗透率可再生能源情景为从源头保障氢能可持续发展提供契机。

2）“电-氢”耦合环节众多，而电解水制氢是“电-氢”耦合的关键，当前面临着制氢成本过高、各类技术路线不成熟、参与模式有约束等挑战。

针对高渗透率可再生能源情景下氢能发展诸多问题，主要提出以下建议：

1）加强氢能关键技术攻关和应用，注重通过联合攻关等加强质子交换膜制氢技术布局。加快推进可再生能源电解制氢、氢储能、燃料电池热电耦合、氢发电系统等关键技术研发，超前部署氢能在电解水制氢、分布式供能等领域的示范应用，抢占未来氢能技术发展的制高点。

2）将可再生能源发电制氢纳入到可再生能源消纳措施方案。在可再生能源消纳总体部署中，进一步研究制定可再生能源制氢具体实施方案，适时在可再生能源大省试点推广应用风电、光伏发电制氢技术，探讨与可再生能源发电企业合作制氢的可能性，探索解决可再生能源消纳的新途径。

3）近期坚持以商用车为主的氢燃料电池汽车发展路线，中远期逐步发展乘用车。以商用车为主的发展路线有利于提高氢能基础设施利用率，保障投资收益，并按需稳步带动乘用车发展，避免跃进式增长。优先发展商用氢燃料电池汽车可以积累氢能调度供应和加氢站运营经验，便于在国内氢能产业核心技术相对成熟后推广至其它车辆用途。。

4）推动负荷侧制氢特许，着力推动氢能的能源管理定位。当前，受氢能属于危化品的管理定位，H2在市内制取通常要求在化工厂，因而在负荷侧电解水制氢存在约束。作为参与氢能产业的核心切入口，应着力推动负荷侧制氢特需，为电网企业参与氢能产业提供可能。同时，着力推动政府改变氢能的危化品管理定位。