为顺应全球绿色低碳发展趋势,我国提出二氧化碳排放力争2030年前达到峰值,力争2060年前实现碳中和。

我国的碳排放约42%来自于电力系统,能源电力系统碳减排对于实现“碳达峰”、“碳中和”目标(“双碳”目标)起着决定性的作用,构建以新能源为主体的新型能源系统,实施可再生能源替代措施,可以有效控制化石能源总量,促进构建清洁、低碳、安全、高效的现代能源体系,保障实现“双碳”目标。

氢能具有能量密度大、热值高、储量丰富、来源广泛、转化效率高等特点,是清洁的二次能源,可以作为高效的储能载体,是可再生能源实现大规模跨季节储存、运输的有效解决方案,被专家学者认为是最具有应用前景的能源之一。绿色氢能是指可再生能源转化的电力电解水所制备的氢气,因其从生产到消费全过程碳排放量几乎为零而被称为“绿氢”。利用富足的可再生能源电解制氢,运用储存和运输技术,将氢输送到能源消费中心多元化利用,可以有效解决风电、光伏、水电等可再生能源不稳定以及长距离输送的难题。

目前,全球每年生产氢气约为1.17亿t,其中副产氢气0.48亿t,专门制氢约为0.69亿t。全球约98%的纯氢是通过碳密集型方法,使用天然气或煤为原料生产的灰色氢能,其余2%的氢能则通过电解方式生产的绿色氢能。中国每年约生产2500万t氢,其中灰氢约占96%以上。目前制氢原料仍以化石燃料为主,存在制氢成本高、碳排放污染等问题,而氢能产业可持续发展的前提是清洁无污染,制氢原料应从化石燃料向可再生能源(风能、太阳能、水能等)方向逐渐转变。为引导氢能产业绿色健康发展,多地结合多能互补示范基地建设开展可再生能源制氢示范项目,不仅提高了风光等新能源的消纳能力,体现综合能源项目的示范效果,还丰富了氢能的来源。

化石原料制氢成本较低，为当前制氢的主要手段。

目前制氢路线主要分为三种：灰氢、副产氢及绿氢，在当下各具备一定的优劣势。从最终产物纯度来看，电解水制氢（绿氢）纯度最高，但受限于当前电解水制氢成本较另外两种明显更高，因此产量占比较低。化石能源制氢（灰氢）及副产氢目前技术成熟，制氢成本较低，但生产受到地理限制，一般在靠近矿产的工业区，且生产过程碳排放量较大。因此，与早期风力、光伏发电类似，技术不完善、上游成本高使得来源转向了碳排放量较大的化石能源。

“贫油少气”的资源禀赋决定了我国煤制氢为化石燃料制氢的主要方式。

受限于我国“贫油少气”的资源禀赋，尽管均以化石能源制氢为主要手段，但我国煤制氢占比高达 43%，天然气及、石油制氢仅占 29%，而全球制氢方式中，煤制氢占比仅为 18%，天然气占比达到 48%。电解水制氢方面我国 2020 年未产生大规模电解水制氢产量，产量微小，预计随制取设备成本以及绿电价格下降，未来电解水制氢占比将不断上升。

考虑碳排放成本情况下，煤制氢成本略高于天然气制氢。

根据测算，在煤价及天然气价格均属正常区间（煤价：800 元/吨，天然气：2.5 元/Nm3）时，天然气制氢成本略高于煤制氢。由于天然气占制氢总成本比例达 73%，煤炭占比约为 54%，天然气制氢对于原料价格更为敏感。若考虑碳排放成本，假设征收 175 元/吨 CO2 情况下，单位天然气制氢成本将增加 0.84 元/公斤，单位煤制氢成本则会增加 3.85 元。未来更多产业将被纳入碳交易市场情况下，天然气制氢成本将可能低于煤制氢。

资源丰富，但氢能产业长期发展无法完全依赖副产氢。

我国工业副产氢资源非常丰富，可作为我国氢能行业起步阶段的过渡性氢源，根据测算，副产氢出厂价格仅略高于化石能源制氢。然而，副产氢资源分布不均，主要位于我国焦炭行业以及煤炭产地，即西北地区，难以覆盖至东部、南部及中部地区，在考虑储运成本后经济性大打折扣。此外，我国企业在环保、节能要求提高后加装了副产氢回收装置，从而使得大部分副产氢内部消化。因此，从长期来看，副产氢不适合作为主要氢源。

绿氢，未来主流制氢技术。

电解水制氢主要有碱性电解（AWE）、质子交换膜（PEM）电解、固体氧化物（SOEC）电解这三种技术路线。碱性电解水制氢技术路线成熟，设备造价低，更具经济性。PEM 电解水由于具有良好的对可再生能源发电波动的适应性以及更高的能量转化效率，目前已成为主流的电解水技术。根据国际能源署（IEA）数据显示，2015-2019 年间，全球新增电解槽装机中，PEM 电解槽装机容量占比超过 80%。

绿氢制造过程中碳排放量极低，可充分助力“双碳”目标的实现。根据测算，化石能源制氢由于利于含碳元素作为原料，不可避免地会产生碳排放，而绿氢利用水电、风电以及光伏等可再生能源及水作为原料，可实现超低碳排的制氢效果。其中水电电解水制氢的单位碳排放<1 kg CO2/kg H2，光伏发电则<3 kg CO2/kg H2。在面临“碳达峰”“碳中和”需求下，绿氢是最具可持续性且接近于无碳排放的选择。

可再生能源资源丰富，我国绿氢开发具备资源禀赋优势。受益于我国“东高西低”的优势地理条件，我国水电资源得天独厚，长江流域的大型水电享誉全球。新能源方面，根据中国气象局风能太阳能资源中心估计，我国陆地 70 米高度上风功率密度达到 200W/㎡（瓦/平方米）以上的风能资源技术可开发量为 50亿千瓦，全国陆地太阳能资源理论储量 1.86 万亿千瓦。绿氢所需可再生电力来源丰富，随新能源装机的高速推进，将有越来越多的可再生电力可用于制氢。

成本为当前可再生能源制氢最大掣肘。电费是电解水制氢成本的主要组成部分，根据测算在电价成本为 0.3 元/kWh 的情况下，碱性与 PEM 电解水的制氢成本分别约为 21.6 元/kg、31.7 元/kg。在其他条件不变的情况下，若电解水制氢需要获得与化石能源制氢相同的价格竞争力，则电价需降到 0.05 元/kWh。

还原碳成本，可再生电力及电解技术降本，绿氢降本空间极大。目前我国加速推进碳市场建立，充分还原碳排放的外部成本，随碳价被纳入各个领域，化石能源制氢较绿氢需考虑额外的碳排放成本，增加绿氢成本竞争力。此外，风电、光伏目前各自通过风机大型化、提升组件效率、规模化建设降低 EPC 成本情况下，可再生能源电价仍将继续下降。目前能充分适应风电、光伏间歇发电特性的 PEM 电解水方式的关键材料与技术国产化率低，且未形成规模化，在装置方面具备较大降本空间。

当前电解水制氢可实现电能年际间转移，助力消纳新能源“弃风弃光”。如前文所述，电力作为“过程性能源”在不转换为其他能量的形式下无法实现能量在时间维度上的储存。随“双碳”目标的提出，新能源发电将成为电力系统的主要组成部分，由于我国优秀风光资源主要位于三北地区，距离电力核心消纳区域存在距离。在此情况下，利用“弃风弃光”制氢可以实现帮助消纳风光资源，在长期，随电解水制氢以及储运的成本下降，可建设大型风电、光伏制氢基地，成为我国氢能的主要来源。

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