国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、生态环境部四部门近日联合印发《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》。该文件提出，支持制氢用氢降碳，鼓励企业大力发展可再生能源制氢，支持建设绿氢炼化示范工程，推进绿氢替代。
通过绿氢替代，推动炼化等工业领域脱碳，促进可再生能源消纳利用，被普遍视为实现“双碳”目标的重要路径。中国工程院院士衣宝廉指出，要实现碳达峰、碳中和目标，必须大力发展可再生能源，利用可再生能源电解水制备绿氢，从而实现储能和可再生能源的再分配，并促进难以脱碳领域如交通、冶金、建筑等领域脱碳。
01 电氢耦合发展优势明显
作为应用广发的零碳绿色能源，发展绿氢的意义在当下已成为共识。在华北电力大学教授刘建国看来，绿氢的主要优点是电解水过程中，电消耗量来自可再生能源，与传统化石燃料制氢相比，在碳减排方面具有显著优势。因此，发展可再生能源制氢，是推动交通、化工或钢铁等碳减排难度较大行业脱碳的重要解决方案。
“绿电可通过绿氢实现储存、运输，从而实现氢电耦合，促进可再生能源消纳。”刘建国表示，“双碳”目标下，绿氢在电力系统具有其它能源产品无法替代的独特作用。他认为，可再生能源电制氢是未来氢能发展的主要方向，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。
氢能与电能耦合形成“电氢能源体系”，是能源转型与发展的重要趋势。中国工程院院士、中国电力建设集团有限公司首席科学家张宗亮认为，“电-氢”耦合提高新能源利用率，氢作为柔性负荷，具备宽波动可调可行，可大幅降低一体化基地的新能源弃电率，提高新能源整体利用率。相较于传统的一体化基地新能源弃电率控制在10%以内，加入制氢负荷后，可将新能源弃电率控制在5%以内。
由于拥有的多重优势，近年来，绿氢在全世界范围内发展不断加快。中科院大连化学物理研究所研究员邵志刚指出，从全球来看，截至2022年，产业链目前共有228个氢气项目，其中，已宣布的17个规模可再生能源制氢项目超过1GW，低碳氢年产量超过20万吨。他强调，“能源变革需要氢能，氢能是实现能源低碳化的核心技术之一。”
在国内，绿氢发展势头也同样迅猛。由中国产业发展促进会氢能分会编写的《国际氢能技术与产业发展研究报告2023》(简称《报告》)指出，截至2022年，全国已建成和规划可再生能源制氢产能达410万吨/年，2022年全年电解水制氢项目约52个。预计到2030年，我国可再生能源制氢新建投资规模将达到3750亿元，绿氢产能接近副产氢。
02氨氢融合促进深度脱碳
氢能有着广阔的应用场景，目前，氢在燃料电池汽车、热电联产、氢冶金、绿氢化工、绿色建筑等领域的应用都已取得较大突破。例如，在绿氢化工领域，利用氢气加成二氧化碳制备甲醇，可以实现二氧化碳的循环利用;在氢冶金领域，富氢高炉、氢气竖炉等绿色冶金技术也进入示范应用阶段。未来，氢能将助力交通、建筑、工业等领域深度脱碳。
刘建国认为，氢能的应用领域和场景具有很强的多样性，除了用作燃料，还可作为原料应用于多个领域进行深度脱碳，主要包括工业原料、工业供热、交通运输、住宅取暖、发电等。他建议，深化氢能应用，利用不同地区的风光等资源，积极开展绿氢示范工作，推进绿色化工、绿色钢铁、绿色交通、绿色航运等多场景规模化应用。
其中，由绿电制取绿氢，再由绿氢制取绿氨的方式，正在从绿氢的众多应用场景中脱颖而出。“氨氢融合能源体系将助力氢能发展，”刘建国指出，绿氨既可以作为储氢介质，同时也是相对廉价的零碳燃料。在他看来，作为解决氢气储运和应用的有效技术路线，氨氢能源体系的建立，对氢能发展具有重大意义。
张宗亮认为，可再生能源制取的绿氢、绿氨能够实现工业领域化石能源替代，帮助冶金技术进步，改善建筑、交通领域碳排放。在中国“双碳”目标下，为安全高效消纳大规模可再生能源，构建新型电力系统需要充足的灵活性资源，以氢为基础的绿氢、绿氨、绿甲醇，是辅助构建高灵活性新型电力系统的有效途径。
根据中国产业发展促进会氢能分会统计，我国2022年合成氨产量约为6000万吨、合成甲醇产量约8100万吨，其氢气需求量分别达到约1059万吨、1012万吨，绿氢替代潜力巨大。其中，风光一体化绿氢合成氨项目市场关注度最高。从项目分布区域来看，主要集中在可再生资源丰富的“三北地区”，其中内蒙古多伦县风光储氢制绿氨项目规模达到60万吨。
03制氢技术进步成为关键
当前，包括蓝氢和绿氢在内的“低碳制氢”取代传统能源制氢的速度正在加快。根据中国产业发展促进会氢能分会预测，到2025年，中国氢气的年需求量将达到4058万吨，到2030年，中国氢气的年需求量将达到4910万吨，届时，电解水制氢供应量约为1100万吨/年，相当于75~100GW电解制氢容量。
随着绿氢替代需求的加快，制氢技术进步的重要性正在显现。在刘建国看来，电解水制氢技术急需进步。“要发展大规模、高效率、低成本、负荷可调范围广的电解水制氢技术，”他表示，从材料、性能、效率和成本来看，碱性电解水制氢技术(ALK)和质子交换膜制氢技术(PEM)两种主流电解水技术都有自身的优势和局限。
刘建国指出，虽然碱性电解水技术成熟、成本较低，但可调节范围小，响应时间慢。在特定的应用场景(如车规级氢能、波动性可再生能源)中，PEM的响应速度快、可调范围广等优势日渐明显，国际、国内许多新建项目已经开始选用PEM电解槽。
据了解，国外的PEM电解水制氢技术起步较早，已开始进行商业化推广，目前国际领先水平为直流电耗小于3.9kW·h/Nm3，单槽产氢量达到500Nm3/h。在各国PEM制氢设备厂商中，美国普顿、美国康明斯、德国西门子等公司有明显的技术领先优势，且均已推出可用于可再生能源制氢储能的兆瓦级产品。
《报告》显示，现阶段，电解水制氢占全球氢气产量不足1%，随着可再生能源发电规模的扩大和成本的下降，以及碱性(ALK)、质子交换膜(PEM)与固体氧化物(SOEC)电解水制氢技术水平逐渐提升，电解水制氢综合成本预计在10年内下降50%以上，将逐步替代化石能源制氢。