“双碳”背景下广州市氢能源的创新发展方向

许苑 吴宏禄 王佳奥 戴璟 赵东元

摘要：在“双碳”目标以及十四五能源规划的背景下，大力发展新能源将是中国未来的主要趋势。广州市作为环“粤港澳大湾区”以及“一带一路”的核心城市，包括煤炭、氢能、电力在内的能源却主要靠外来输入。针对这一特点，如何在能源规划方面做出了由传统能源向新能源方向转型的长远而细致的布局，实现节能减排达到“双碳”目标，将面临新的机遇和挑战。氢能具有可持续性且高能量密度的特性，将在新能源占有举足轻重的位置。文章从氢气的制取方法，存储、运输以及氢电转化等方面的技术和成本做出了比较分析；结合广州本地环境资源特色，工业发展现状，将氢能在发源-网-荷的电氢融合，实现削峰填谷、调峰调频的功能贡献方面做出了深入的阐述，从而规划出一条适合广州发展的氢能创新之路。

关键词：广州市；氢能源；电氢融合；创新发展

2020年9月，“双碳”目标的提出，给中国的能源结构及其未来规划提出了改革式的要求。2022年1月，习近平在中共中央政治局第三十六次集体学习时强调，要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系[1]。在此背景下，氢作为一种具有高热值、高能量转化性、无毒性、可再生、可持续的理想清洁能源，既可通过燃料电池来发电，也可以作为一种高温燃料，将扮演举足轻重的作用[2]。

广州市作为国家综合性门户城市、“粤港澳大湾区”核心城市及“一带一路”的枢纽城市，对能源需求要求极高。然而，广州的能源如煤炭、原油、天然气全部依赖外部输送，同时接受大量区外电力及成品油，本地少量水能、太阳能、生物质能以一次电形式进入生产生活。因此，广州属于能源开发利用源-网-荷中典型的荷端。作为荷端，广州能源发展仍存在以下问题：高碳化石能源比重仍然较高，新能源、可再生能源尚未形成规模化应用；本地电力自给率不仅偏低，且电源分布不均，中西部负荷中心缺乏支撑电源，电网局部供电能力不足等。

在氢能已成为全球未来能源发展方向和我国战略新兴产业的大背景下，广州市氢能产业发展迎来重大机遇期，有利于降低本市高碳能源比例；指导电网公司电氢融合业务体系建设，解决局部供电不足问题；推动综合能源服务上下游产业发展。同时，广州具备较好的氢能产业发展基础：1. 广州市及其周边地区具有较好的氢气制备条件，资源禀赋良好；2. 氢能领域高端领军人才引进和技术创新初见成效3. 氢能领域招商引资和龙头企业培育成果初显；4. 燃料电池汽车示范区建设稳步推进。中长期来看，为完成2030年碳达峰和2060年碳中和的目标，广州市应着力建设集可再生能源发电和制氢、储氢、氢储能调峰调频、燃料电池SOFC热电联供、加氢站、氢燃料电池汽车和应急电源车等氢能全产业链全场景式应用示范。实现氢能燃料电池关键材料、核心零部件、系统集成、氢能整车技术和制造以及高效安全新型储氢技术达到国际领先水平，打造成为具有国际影响力的氢能产业及多元化应用典范城市。氢能规模化、商业化应用普及成熟，引领广州市成为世界级新型氢能城市，辐射带动粤港澳大湾区能源变革转型[3]。

一、氢气的制取

我国制氢路线上未来将由化石能源制氢逐步过渡至可再生能源制氢，大规模低成本氢气是关键，路线由“灰氢”向“绿氢”发展。未来“可再生能源+水电解制氢”有望成为大规模制氢发展趋势[4]。

考虑到广州地域海上风电、光伏发电等波动清洁能源由于峰谷不平产出的富余电能存储需求，同时为解决未来分布式发电的推广应用带来的用户侧余电消纳问题，实现“荷随源动”，应重点突破规模化电解制氢和并网传输技术，集成可再生能源供电端与电解制氢响应端的通讯和控制技术，建立电网与管网从社区园区、区域经济带到全国广域规模的调度决策平台和综合安全保障体系，支撑可再生能源制氢的规模化应用。因此需开展大规模电解制氢与电网适配技术研究，保持绿色氢能稳定供应与可控调配，为规模化电解制氢和并网传输提供物质基础和技术支撑。

（一）碱水电解制氢

碱水电解（alkaline water electrolysis， AWE）技术最为成熟，且在电解制氢，特别是在大规模应用项目中占据主导地位。碱水电解利用30%KOH溶液为电解质，以石棉为隔膜，分离电解得到的H2和O2，效率在70%以上，最高达到80%。为降低大规模生产成本，AWE的催化剂通常采用非贵金属，如Mn，Co，Ni等，但气体产物中带有水蒸气、碱液，且出现氧中氢，氢中氧等情况，因此需要额外纯化装置；同时，在变载、调速等方面难以快速响应，因此与波动性可再生能源发电的适配性有待改善[4]。

（二）质子交换膜（PEM）制氢

这类电解槽以纯水作为反应物，质子交换膜在槽中一方面传导质子，同时还具备隔绝氢、氧气体的作用，可以克服碱水电解杂质气体的缺点，因此氢气纯度较高，后续仅需添加干燥脱水流程。在结构上，极板与膜实现零间距，欧姆阻抗小，在提高电解效率上效果显著，且更加紧凑化；目前技术最高可以承受5 MPa压力，在与波动性可再生能源的适配性方面也更加灵活。PEM水电解作为一种制氢路径在绿色制氢领域极具发展前景[6]。

（三）固体氧化物制氢

作为一种新型水电解技术，高效可逆固体氧化物电解（RSOC）中的固体氧化物充当电解质材料，工作温度范围在400～1000 ℃，通过热量驱动其中的电氢转换，无需使用贵金属作为催化剂，能量转化效率可以达到80%以上。而且可以实现制氢、发电双功能可逆，既可解决可再生能源消纳问题，又可参与电网调峰调频给电力系统带来极大灵活性。

此外还有甲烷等天然气制取“蓝氢”等，不同制氢方法在能耗成本、效率及发展阶段的比较如表1所示[6]。

二、氢存储和运输

（一）氢气的存储

1.固体存储

能量密度高且安全性好的固态金属储氢，技术较为成熟，有效控制系统成本，满足特定市场要求，如分布式供能系统等，作为最有发展前景的氢气储存方式，将其作为中远期储氢的重点技术方向。

2.液态存储

液态储氢技术储存密度高，但当前阶段操作较复杂、液化成本高、存在蒸发汽化损失等问题，随着技术的进步，可以作为广州市中期储氢的主要手段。

3.高压气态存储

高压气态储氢技术具有成熟度高、常温工作、成本较低等优点，鱼雷车运输量可达10 t/d，综合压缩、存储等成本为2元/kg，储氢容量为1%～2%，相对较低，是中小量200 Km距离内固定式储氢的首选方法。

面向未来还需加快拓展固定式储氢应用市场，针对特定细分市场需求，固态储氢与高压和液体储氢相结合，开发复合储氢技术，如基于镁基储氢材料的复合氢浆、静态压缩高密度储氢一体化装置等，满足运氢和加氢站需求；面向绿氢供应链，简化供氢流程，降低供氢成本，开发高容量车载储氢系统。

（二）氢气的运输

除传统车载运输等方式之外，氢气快速运输的一种创新方向，是通过现有的天然气管道，输送加压后的氢气天然气混合气，一方面可以降低氢气运输成本，另外也可以进入天然气应用场景中代替天然气。

德国已实现20%掺氢混合天然气管网运输[8]，法国GRHYD在2018和2019年分别在天然气中注入6%和20%氢气，英国HyDeploy项目于2020年同样实现掺入20%氢气，验证了天然气掺氢运输的可行性。

（三）氢气衍生物储运

考虑到氢气长期存储的技术难题以及存在的安全问题，氢气还以衍生物如氨、甲醇等化工原料的形式储运。相比氢气储运不仅成本极低、基础设施更加完善，而且同时也延长了存储周期。

1.甲醇

甲醇作为一种基本的有机化工原料，用途广泛，在一定条件下可分解得到氢气，用于燃料电池，同时，甲醇还可直接用作燃料。合成甲醇存储，以捕捉CO2以及制备绿氢为前提，一方面解决了氢安全的问题，另外还实现了碳捕捉回收，符合广州市能源规划，同时也响应了减碳的战略政策。

由CO2制取甲醇方法有两种，一是采用电催化，使得CO2还原制取甲醇，其工业化尚存一些关键性挑战；二是CO2加H2在催化体系如Cu-Zn-Al作用下得到甲醇；三是生物质催化反应生成甲醇，后两种方法需要的是绿氢，在CO2捕捉技术日趋完善的基础上，可以实现存储氢气的目的。当前，利用捕集后的CO2与绿氢合成制备甲醇的技术逐渐成熟，甲醇可考虑作为较长时间存在的过渡性清洁燃料。中科院大连化学物理研究所李灿院士团队的“液态阳光”技术，充分的利用这一过程，实现甲醇制取[9]。

2.氨

液氨储氢技术是指将氢气与氮气反应生成液氨， 作为氢能的载体进行利用，氨燃气轮机更容易适配电网的体量，相比目前燃料电池电站的1 MW级，氨燃气轮机已有40 MW级问世[10]，国内目前针对氨燃气轮机的研究与国际前沿尚存在一定差距。然而，广州化工产业发达，氨作为化肥等形式存在，在本地化工园区已有大规模生产和储运的基础。

在储运环节，甲醇、氨为液态，所以与氢气相比，存在一定优势，而且氢及氢的衍生物混烧发电技术、氢氨融合是目前国际清洁能源的前瞻性、颠覆性技术方向之一。

同时，还应同期重点发展中型以上规模氢能储能系统和氢能调峰电站，以及备用应急发电、分布式发电等技术及设备，加快发展固体氧化物燃料电池技术，以及基于固体氧化物燃料电池技术的冷热电三联供集成技术和设备等。

三、源-网-荷电氢融合

氢能作为能源互联转化的重要媒介，推动能源清洁高效利用，实现大规模深度脱碳，将应用于新型电力系统“源、网、荷”各环节，呈现电氢耦合发展态势，实现电力系统这一能量系统与氢供应链这一物质系统时间层面的协调运行，以及电力系统与氢供应链通过电氢转换环节形成的空间拓扑链接。

电氢融合产生的诸多成果未来能够为电网提供巨大的调峰及消纳可再生资源能力。发展氢能，需充分开发利用分布广、潜力大的清洁能源，可以缓解由于弃风弃光所带来的经济损失；利用电氢灵活转换参与调峰调频，实现氢能跨季节存储，有效利用电力负荷特性曲线的互补性进行峰谷调节，可以大幅降低电网运行成本；开展创新氢能技术研究，取得清洁能源规模化开发和外送效益，能够有效降低电力供应成本。

（一）电源侧

利用可再生能源绿色制氢技术，将水电、风能、太阳能等可再生能源电力清洁高效地转换为氢能，推动氢能在电源侧与可再生能源耦合，电氢融合能够促进大规模可再生能源消纳，提高可再生能源利用率。

（二）电网侧

发挥氢储能作用，可以积极参与电网调峰调频辅助服务，提高电力系统安全性、可靠性、灵活性，实现能源跨地域不同时间尺度的能源优化配置。电网侧电氢耦合技术的创新发展，借助研究规模化水电解制氢、高安全低压储氢及电氢灵活转换技术，开展氢能相关科技项目研发，探索氢能多领域、多场景应用。通过电解水制取绿氢，建设氢能调峰、应急备用等氢电一体化低碳示范，为未来大规模氢储能应用提供技术和商业模式验证。（氢能长周期储能描述已删除）

（三）用户侧

通过氢燃料电池热电联供、区域电网调峰调频及建筑深度脱碳减排的应用，可扩展氢能在终端用能领域的应用范围和综合能源业务发展，推动冷-热-电-气多能融合互补，提升终端能源效率和低碳化水平。推动煤电/气电+碳捕获与封存（Carbon Capture and Storage，CCUS）技术、新能源发电+电制氢制甲烷/甲醇技术、无电力电子装置的风力发电制氢系统（通过负荷调节实现调频，适用于离网型制氢系统）的研究，构建综合能源生产单元（IEPU），形成兼顾多种能源产品和灵活性调节功能的能源供给模式，并服务于电网调度[11]。

总结而言，电氢融合在源端利用富余风、光、水等可再生能源制氢，就地销售到市场上可获得较好收益，但是输氢成本较高，长距离运输环节占氢能全产业链40%以上成本，送到需求端不具备经济性；在网侧，氢储能站通过参与电网辅助服务和销售氢氧获得收入，具备一定的经济性；西北地区具有丰富的风力和光伏资源，经济发达的广州等东南地区是重要的用氢、用电需求地，绿氢的输送通道和特高压输送通道基本重合，且输电成本损耗仅为不大于5%的线损，合理利用特高压通道长途输电，在负荷侧通过特高压直接制氢，在成熟的电力市场价格机制下，相比“源侧电制氢+管道输氢”应用场景，“特高压输电+负荷侧制氢”在经济上更具有竞争力。

四、广州市氢能的发展路径

综合广州市能源输入的特性，电力系统当前瓶颈和对氢能的突出需求，以及氢气制取、储运以及源-网-荷端电氢融合的分析，为实现构建电氢协同技术研发中心，突破波动电力电解，大功率燃料电池等“卡脖子”关键技术，开展示范等近期目标，以及开展技术转化孵化，推动产业发展的长期目标，规划出一条广州氢能体系建设的创新发展路径。

（一）布局氢能规划设计

当前，广州氢能全产业链布局初步形成，具备一定规模的制氢产业能力，培育了氢燃料电池、储氢等国内先进的科技研发企业。广州供电局建成网内首个高安全标准氢能与燃料电池实验室，率先建成全国首个中芬能源合作示范项目—“多位一体”微能源网示范项目，通过合作引进了目前国内最大单体功率的（额定发电功率60kW）固体氧化物燃料电池一套 （SOFC），组建国内一流氢能创新联合体，解决电氢协同低碳技术发展的关键问题，促进氢能与电力系统的深度融合。

（二）形成电氢融合基本格局

到2025年，实现利用波动性新能源进行规模化电解制氢、固体储氢等核心装置与技术的重大突破，完成MW级电解制氢、燃料电池及10 MW级固体储氢样机研制与工程示范。建设绿色氢、电综合调峰电站2～3座、加氢站3～5座。初步建成广州氢能枢纽、产业集聚中心和比较完整的氢能产业链，形成氢能装备自主设计与制造能力，初步实现规模化应用。建成检测检验环境、科技产业创新服务平台，氢能基础设施布局、产业配套比较完善，形成粤港澳大湾区氢能运营中心。

（三）壮大电氢融合规模

到2030年，完成一批20 MW级电氢协同的低碳能源枢纽中心部署，电氢融合支撑绿色低碳的用能形式，实现清洁燃料替代和多能互补的智慧能源发展，氢能源在终端用能结构中占比达到5～8%，广州电网企业扩展清洁燃料供应服务，成为低碳能源供应服务商。广州市氢能行业将建成集制取、储运、交易、应用一体化的氢能产业体系，氢能与电力、热力等共同支撑二次能源供给。建成大湾区氢能研发设计中心、装备制造中心、检验检测中心、市场运营中心、国际交流中心。燃料电池动力系统在汽车、轨道交通、船舶、航空等领域的装机量累计超过10万套。广州电网建设绿色氢电综合调峰电站不低于10座，建成加氢站100座以上。

（四）构建电氢零碳生态

伴随着广州区域外海上风电、安全核电、西北部清洁电源，以及本地零碳火电、生物质、氢储能和新型储能电站的全面建成和投入使用，广州市将构建零碳电力供应，电氢协同构建能源消费终端的零碳生态，电力行业率先实现碳中和。广州作为先行示范城市，2060年全域内加氢站覆盖市内主要地区，燃料电池车辆保有量达到1000万辆。可再生能源电解水制氢在制氢环节中的比例预计将达到80%以上，电力行业将成为重要的清洁燃料供应服务商。届时全市将以可再生能源制氢为主，氢能供应体系建设规模化，氢能终端应用普及，涉及氢能交通、分布式供能等方面，标准体系完善。2060年以后是氢能产业的成熟期，广州市零碳能源系统初步形成，以广州市为中心的氢能社会将初步形成。

五、结论

广州既是西电东送的受端负荷中心也是氢燃料电池汽车示范城市。广州市氢能的发展符合“双碳”目标的实现，氢能作为可再生能源大规模利用的理想载体以及耦合消费终端各种应用需求的理想载体，因此在未来新能源的发展中，属于必不可少的一项，由于广州有着自身独有的特性，氢能的发展需要从当地政策扶持，到技术的发展和灵活协调匹配。

（1）氢气由“灰氢”向“绿氢”制取的转变，碱性水电解、PEM水电解以及固体氧化物电解等有各自的优势和潜能，能够为广州市氢能发展提供支撑。

（2）通过源-网-荷的电氢融合，实现新能源源侧辅助消纳，网侧耦合储运，用户侧调峰调频，结合经济效益，得出在成熟的电力市场价格机制下，“特高压输电+负荷侧制氢”在经济上更具有竞争力，可节省40%储运成本。

（3）结合广州市氢能的政策规划、布局，在当前发展基础上，提出了未来氢能发展的目标进程，创新性的构建了适合广州市的氢能发展模式与方向。

（4）RSOC，IEPU等若干电氢转换及综合管理技术仍然不够成熟，有待在与广州市氢能整体发展进程中协同优化。另外，氢气属于危险化学品，能源电力企业在资质许可、运维标准、安全管理、制度流程都较为欠缺，开展电氢融合过程中需要进一步完善。

参考文献：

[1]新华社. 习近平主持中共中央政治局第三十六次集体学习并发表重要讲话. [2022-01-25]. http：//www.gov.cn/ xinwen/ 2022-01/25/ content_5670359.htm.

[2]胡国平，陈超，卢合顺，等.可再生电能制氢路线的科研前沿、技术瓶颈和解决方案展望[J]. Engineering，2020，6（12）：1364-1380.

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[6]俞红梅，邵志刚，侯明，等．电解水制氢技术研究进展与发展建议[J]．中国工程科学，2021，23（2）：146-152.[7]EVTank & 伊维经济研究院. 中国氢气存储与运输产业发展研究报告（2019）.2019-7.

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[9]Jijie Wang， Chizhou Tang， Guanna Li， et al. High-Performance MaZrOx （Ma = Cd， Ga） Solid-Solution Catalysts for CO2 Hydrogenation to Methanol[J]. ACS Catalysis. 2019， 9， 11， 10253–10259

[10]三菱重工开发全球首台40MW氨气燃气轮机.工业快报[2021-03-18]. https：//kuaibao.lzzcloud.com/news_info/607441.html.

[11]赵波，赵鹏程，胡娟，等.用于波动性新能源大规模接入的氢储能技术研究综述[J].电器与能效管理技术，2018，16： 001-7.

资助项目：2022年3月广东电网有限责任公司南方电网公司“广州超大型城市新型电力系统顶层设计专项规划”（0301002022030301GH00062）

作者简介：许苑（1984— ），女，汉族，福建人，硕士研究生，高级工程师，研究方向：电网规划、综合能源规划。

*通讯作者：赵东元（1973— ），男，汉族，山西大同人，博士研究生，正高职称，研究方向：能源互联网、电力系统电力电子设备、电能质量。