近日中国石化发布消息，我国最大的绿电制氢项目——内蒙古鄂尔多斯市乌审旗风光融合绿氢化工示范项目正式启动。

项目利用鄂尔多斯地区丰富的太阳能和风能资源发电直接制氢，这种利用可再生能源制得没有碳排放的氢气被称为绿氢。项目投产后，每年可制取绿氢达3万吨。

中石化新星内蒙古绿氢新能源有限公司执行董事 徐振东：项目产出的绿氢和绿氧将由管道输送至煤炭深加工项目，替代现有煤制氢，推动煤化工产品的洁净低碳化。项目建成后，每年可减少二氧化碳排放量约143万吨，相当于植树82.5万棵。

目前，我国已成为世界最大的制氢国，但大部分来自化石能源制氢。《氢能产业发展中长期规划》提出，到2025年，我国可再生能源制氢量将达到每年10万至20万吨，每年实现二氧化碳减排100万至200万吨。

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氢能发展的背景

氢是重要工业原料，在合成氨、合成甲醇、石油炼化中广泛使用，也是金属冶炼的重要原料，广泛用于钨、钼、钴、铁等金属和锗、硅的生产。根据国际能源署（IEA）统计数据，中国2020年氢气生产和消费量约3300万吨，生产方面绝大多数来自于煤、天然气等化石能源，消费方面主要是合成氨、合成甲醇、石油炼化等。

图1 中国氢气生产与消费结构

传统的氢工业，以集中的工业园区建设为主，制氢和用氢统一在园区内，在有限地理空间内实现系统集成，即完成了氢的制、储、用的产业链条闭环。而随着以燃料电池汽车产业为代表的移动氢用户的兴起，打破了传统氢工业有限地理空间的限制，氢从工业原料属性逐渐兼具能源属性，同时对储运的需求也应运而生。在双碳战略背景下，一方面，以风光等绿电制氢替代传统化石能源制氢，是实现传统氢工业减碳的关键技术路径；另一方面，氢的高质量能量密度，为风光等高波动性电源的消纳和储存提供了可选方案；氢与电的深度耦合，使得氢的能源属性进一步明确，“氢能”的内涵和场景由此定性和确立。

在氢能场景下，氢制取方面，风光等绿电制氢区别于传统的化石能源制氢，技术上面临电源高波动性的问题，成本上面临传统制氢方式比价问题。氢储运方面，燃料电池汽车移动氢用户的兴起和风光资源时空分布的广泛性，对氢的储运技术提出了新的要求，大规模、低成本、高效安全的储运技术显得尤为迫切。氢利用方面，对于合成氨、合成甲醇和石油炼化等面临工艺生产流程的重塑，重新达到系统能量和物料的平衡；对于电力方面，氢储能和氢发电等面临技术路线和商业模式的探索；对于交通方面，面临燃料电池技术迭代进步和降成本等问题。在氢能场景下，如何解决和发展氢制、储、用的技术问题，实现产业链条高效、安全和低成本的产业闭环，是行业发展的焦点所在。

根据氢气制取方式和碳排放情况不同，氢气分为灰氢、蓝氢和绿氢，其中灰氢是利用煤、天然气等化石燃料制取，碳排放高；蓝氢则利用化石燃料制取，配合CCUS技术，碳排放相对较低；绿氢是通过可再生能源电解制氢，基本实现零碳排放。目前，国内以灰氢为主，而绿氢发展速度最快。根据国家《氢能产业发展中长期规划（2021-2025）》的要求，氢的制取方面“构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢，严控化石能源制氢。”

目前，绿氢的主要生产方式为电解水制氢，三种常见的电解水方式如下：

碱性电解水制氢是目前使用最广泛的电解水制氢方式；质子交换膜电解水制氢是被认为应对波动性电源极具发展潜力的制氢方式；固体氧化物电解水制氢是效率最高的制氢方式。

此外，热化学反应制氢、光解水制氢、生物发酵制氢等新型制氢方式处于理论研究和实验室阶段。

对比传统化石燃料制氢，可再生能源制氢技术现阶段并不具备经济性竞争优势，但是考虑减排效益，结合可再生能源的电解水制氢是绿色氢能发展的必然选择。随着可再生能源规模不断扩大，可再生能源电力成本仍会进一步下降，相应的电解水制氢成本也将持续下降。

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绿氢供应体系建设的发展态势与价值

1、氢能供应体系将逐步以绿氢为基础进行重塑

2020年，我国氢气产能约为4.1×107 t，产量约为3.342×107 t，其中化石能源制氢占比为78%，工业副产氢占比为21%，而绿氢在氢能供应结构中占比可以忽略（电解水制氢占比仅为1%）。在消费侧，氢气主要作为原料用于化工（如合成甲醇、合成氨）、炼油等工业领域（见图1）。

着眼中长期，预计2060年我国氢气需求量超过1×108 t，氢能占终端能源消费的比重约为20%，主要作为原料、燃料应用于工业和交通领域（分别占需求总量的60%、30%，见图1）。在碳中和情景下，若基于目前以化石能源制氢为主体的氢能供应体系，氢气生产的碳排放量预计为1×109 t/a，远高于碳汇所能中和的碳排放量。因此，在推动实现碳中和目标的过程中，氢能供应体系需逐步以绿氢为基础进行重塑，辅以加装碳捕集装置的化石能源制氢方式，才能改变氢能生产侧的高碳格局。预计在碳中和情景下，氢能生产侧的绿氢产量为1×108 t/a，在全部氢能中的占比超过80%。绿氢生产总量和占比均逐步提升，在推动氢能供应体系变革的同时，为氢能在能源电力转型中发挥更大价值创造了条件。

图1 我国氢气生产与消费的现状及预测值

2、绿氢将是新能源供给消纳体系的重要组成部分

根据我国当前的风能、太阳能资源禀赋进行测算，风电、光伏发电的技术可开发规模超过1.3×1010 kW。综合考虑氢能供应体系低碳化、技术成熟度、与现代能源体系契合度等因素可以认为，采用风电、光伏发电等新能源的电力进行电解水制氢，是最有可能规模化发展的绿氢制备途径，将逐步成为氢能供应的主要来源。

以2060年绿氢需求量计算，新能源发电装机容量、发电量分别超过2×109 kW、5×1012 kW·h，在总发电装机容量、发电量中的占比分别超过25%、20%。而根据中国电力企业联合会的统计数据，有色金属冶炼是我国目前用电量占比最高的行业，2021年占全社会用电量的比重仅为8.4%。因此，在碳中和情景下，绿电制氢很可能超越金属冶炼等高耗能工业，成为新型电力系统中最大的单一用电负荷。

在中长期开展大规模绿电制氢，将绿氢作为新能源电力的重要转换形式，推动氢电融合并实现绿电和绿氢的灵活高效转化，主要有三方面价值。

① 发挥氢能连接新能源、终端用能的耦合作用，将新能源电力转化为物质形态，丰富新能源消纳途径；促进更高比例的新能源应用，满足下游大规模用氢需求，减少交通等领域对油气的需求，降低油气对外依存度。

② 发挥氢能长时储能优势，解决新能源出力和负荷需求存在的长周期、季节性电量不匹配问题；通过氢能发电为电网提供容量支撑，提升新型电力系统的韧性，改善绿色电力安全可靠供应水平。

③ 绿电制氢过程中产生的绿氧，可满足冶金、化工、机械制造等行业的用氧需求。

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我国绿氢供应体系建设面临的挑战分析

1、绿氢资源与需求的空间分布不匹配

整体来看，用于制备绿氢的新能源资源、绿氢消费需求呈现逆向分布的基本特征。在绿氢生产侧，大型风光电基地集中在西北和北部地区的内蒙古、甘肃、青海、新疆、陕西等省份，海上风电基地主要分布在东南沿海地区。在绿氢消费侧，关于化工用氢分布，现代煤化工基地规划布局呈现近煤炭资源的区位特征，以西北能源“金三角”地区为核心、新疆和山西等省份为补充；石油化工规划布局以七大石化产业基地建设为重点，全部位于在东部沿海地区。根据各省份“十四五”氢能产业发展规划，交通领域氢能应用布局以北京、上海、广东、河南、河北五大燃料电池汽车示范应用城市群（以及“以点带面”拓展形成的产业区域）为主，同样集中在中东部地区。

以氢电融合的形式，统筹规模化输电和输氢网络布局，是破解新能源资源、用氢负荷需求空间错配的关键举措。考虑终端用氢形式，在局部输氢基础设施建设的基础上，与特高压输电结合，共同构建氢电供应网络体系；积极利用西北地区的风光资源，发挥大电源、大电网优势，推动绿氢供需在空间上的绿色集约、互联互通。

面向“十四五”时期及中长期，西北地区大型风光电基地的新能源将主要通过特高压输电实现远距离外送中东部地区消纳；全国大电源、大电网结构将进一步优化和补强，制氢所需电量可部分采用输电方式传输至中东部地区的负荷中心，实现就地制氢、就地消纳。此外，西北地区水资源相对匮乏，大型风光电基地集中的内蒙古、甘肃、青海、新疆、陕西等省份的水资源总量不到全国的10%，采用大规模输电方式不会因集中式制氢而加重当地的缺水问题。需要指出的是，截至2021年已投运的32个特高压工程，跨省跨区年输送电量约为2.4×1012 kW·h；若碳中和情景下制氢所需的5×1012 kW·h电量全部采用输电方式传输，则特高压输电线路需成倍增加；鉴于当前特高压工程站址、线路走廊趋于紧张的现状，采用大规模输电方式需结合特高压网架规划及线路的外送能力实施。

当受端是规模化稳定用氢需求，而送端具备大规模绿电制氢的新能源资源及水资源等条件时，可在异地制取绿氢后通过“点对点”、规模化纯氢或掺氢运输到下游用氢环节。纯氢输送适合大规模稳定用氢、对氢气纯度要求较高的工业用户，纯氢输送管道本身具备一定的储氢功能，但当前的纯氢输送成本相对较高。天然气掺氢利用经适当改造的已有天然气管道输送，结合中长期天然气管网规划布局实施，更适合下游可直接采用掺氢天然气的用户。

2、绿氢生产与消费的时间特性不匹配

新能源资源波动性对制氢波动性的传导、下游连续稳定用氢需求，二者存在时间错配问题。不同种类制氢设备的技术特点有差别，如碱性电解水制氢装置的负载上限可达120%，质子交换膜电解水制氢装置的负载区间为20%~150%。在上游制氢端，制氢设备为了适应新能源发电的间歇性和波动性，仅从绿氢生产侧出发难以保证规模化、连续稳定的氢能供应。在下游用氢端，化工、交通等重点领域在中长期逐步实现绿氢替代后，应用场景需要氢能的连续稳定供应。例如，对于煤化工领域3×105 t/a合成氨项目，设计年运行时间一般在7000 h以上，从运行安全、设备寿命、经济性出发，需要氢能供应满足不间断生产的要求；在交通领域，重点城市群的燃料电池汽车规模化发展后，同样需要依托加氢站建设可靠的供氢网络，保证氢气的连续稳定供应。此外，随着氢能在发电、供暖等领域的推广应用，氢气需求将受到季节用能峰谷特性的影响。

为了调节绿氢供需的时间错配，需统筹规划储氢基础设施，将之作为连接上游新能源波动性发电制氢、下游连续稳定用氢需求之间的缓冲器；在新能源发电的高峰时段，用余电制氢以充分发挥氢能的长时储能优势，实现上游制氢、下游用氢的解耦。值得指出的是，相比于电储能，氢储能可将上游新能源资源转化为氢能进行存储，释能阶段输出的二次能源品种更为灵活，更有利于支撑终端用能的多元化稳定用氢：直接对下游的化工和交通用户进行规模化、连续稳定供氢，或与电储能一样将氢能再转化为电能输出，甚至基于氢能供热或热电联产来满足下游用户供暖需求；将弃风弃光转化为氢能并进行跨季节存储，在降低制氢成本的同时，增强新能源供给适应下游用能需求季节性波动的能力。

3、现有体制机制及标准与绿氢供应体系不匹配

现阶段的氢能供应以化石能源制氢为主，将氢气作为原料就地应用于化工、炼油行业，氢气按易燃易爆危险化学品进行管控。虽然《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》明确了氢能在能源体系中的定位，但将氢气作为能源产品，针对可再生能源电解水制氢、规模化氢储运等的产业垂直管理与安全监管体系有待建设，产业规划、安全管理等方面的主管机构没有明确归口，跨部门协调、跨领域协作机制亟待完善。随着绿氢供应全产业链、各环节逐步从试点示范转入推广应用，有关体制机制与产业发展实际不匹配的短板逐步显现。

现行的氢能标准体系主要针对燃料电池和交通领域应用，绿氢供应相关的标准规范制定滞后于行业发展，缺乏工程数据和实践案例支撑，不协调、不配套的现象较为突出。目前，在绿氢供应中的制氢、氢储运等环节，统一的技术导则、行业约束标准缺失，而不同企业的电解水制氢、电氢系统集成、管道输氢等项目差异性较大（如设计技术水平、性能指标、项目验收、运行维护、服务条款），对比基准不统一等问题严重，制约了行业的规范化发展。需要说明的是，绿氢供应体系涉及电能和氢能的接口与耦合，不同于现有标准体系中按照产业链条进行划分的模式；需基于氢气的能源属性，系统研究氢电融合相关的标准体系框架，以此保障绿氢供应体系建设需求，切实发挥标准对产业发展的引领作用。

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有关绿氢供应体系建设的发展建议

以绿氢为基础重塑氢能供应体系，不是单一考虑加快发展上游的新能源电解水制氢并逐步替代化石能源制氢，而是统筹绿氢上 / 下游规模化供需和储运网络布局，以系统性思维推动氢电融合发展、调节绿氢供需时空错配。

1、注重顶层设计，统筹规划布局

绿氢供应体系建设是系统工程，应协同推进产业链上“制、储、输、用”各环节，与新型电力系统建设进程相协调。建议采用氢电融合发展的系统性思维，开展绿氢供应体系顶层设计；统筹全产业链的中长期规划布局，集中式与分布式并举，大规模、长距离储运与就地消纳利用结合，确保整体资源的优化配置。发挥绿氢供应体系在促进大规模、高比例新能源消纳方面的关键作用，增强新型电力系统的长时储能与灵活调节能力，提高整个能源供应体系的鲁棒性。

2、建设基础设施，化解时空错配矛盾

绿氢供应体系供应侧、需求侧的时空错配矛盾需要化解。建议依据氢电融合理念，统筹各地区、各领域发展规划，稳步推动输电与输氢、制氢与储氢相关的基础设施建设。特高压输电线路、氢储输系统互为补充，消除新能源资源与用氢需求的空间错配，实现可再生能源的充分利用，提高绿氢大规模推广应用的技术及经济可行性。制氢与储氢相互协同，开展绿氢供需的时间错配调节，提升绿氢供应的灵活性和可靠性，为高比例可再生能源接入新型电力系统提供大规模的储能能力支撑。

3、开展试点示范，驱动技术创新

在绿氢供应体系发展初期，市场机制尚未成熟，需要为新技术创造成长环境、提供产业化机遇。发挥领军企业在产业发展方面的“龙头”作用，以“产学研用”协调发展模式构建行业技术创新体系。从原始技术创新、单项技术攻关及优化升级、领域技术集成创新三方面着手，把握资源禀赋和能源供需特点，因地制宜开展多类场景、不同规模的试点示范，从而引导甚至驱动技术创新成果的应用转化落地。

4、完善体制机制，营造发展环境

绿氢作为未来新型能源体系中的重要组成部分，相应的管理机制尚不健全，制约绿氢工程项目高效率实施、绿氢供应体系高质量建设。建议论证并修订审批核准、建设运营、安全监管等行业政策，完善跨部门协调模式，探索碳税、差别电价、特别路权等绿氢价格补偿机制；加快构建多层次、全方位的氢能技术标准体系，涵盖国家标准、行业标准、团体标准、企业标准。尽快将氢气按照能源属性管理，匹配氢能规模化发展、多元化应用的实际需要。

文章来源： 千龙网，中国工程科学， 南方能源建设