网讯：氢能具备化工原料和能源的双重属性，作为能源应用，氢能既可以保障能源供给，亦可以削峰填谷。得益于其能量密度高、清洁、可实现季节性储能等独特优势，叠加氢能制储运及应用的技术进步与相关成本下降，氢能正成为推动能源低碳转型、建设能源强国的重要战略组成。
“过去因为氢气的安全性问题，大家往往谈‘氢’色变，但实际上大可不必，氢气爆炸极限是4.0%~75.6%，以燃料电池车和燃油汽车着火为例，氢气由于密度较小、气压较大，会快速向上方扩散，燃烧稳定，氢燃料电池车在发生氢泄露后并不会发生爆炸；而燃油汽车在发生泄露并被点燃后，火焰将迅速蔓延全车。”在9月21日召开的2024年海峡两岸能源电力融合发展论坛上，中国科学院院士郑南峰分析道。
在论坛上，郑南峰院士发表了题为《氢能发展的机遇与挑战》的主旨报告，他在报告中指出，发展可再生能源是保障我国能源安全的重要战略，然而随着可再生能源的大规模高速发展，电力系统也面临着新能源并网消纳、资源负荷分布不均等挑战，迫切需要大规模、跨季节长周期的储能策略。氢能作为一种能源载体，对于解决新能源的间歇性和不稳定性问题至关重要，利用可再生能源直接电解水制氢，通过“荷随源动”技术将电解水设备运行功率与新能源出力波动紧密耦合，不仅能够提高可再生能源的有效利用率，支撑电力系统的调节能力和灵活性，还能显著降低绿氢的生产成本，实现绿氢制备全生命周期的“零碳”足迹。
作为能源应用是氢能未来的拓展方向
郑南峰院士认为，氢能和氨基能源作为新型能源载体，正在成为连接新型电力系统与现代能源体系的关键桥梁，“绿电-绿氢-绿氨”路径对于推动氢能与电力耦合、氢能与化工耦合以及实现“双碳”目标具有至关重要的意义。
“当今全球能源领域面临发展瓶颈和众多难题，我国传统能源高度依赖进口，存在‘卡脖子’风险，因而我国正在积极构建产业低碳转型和能源新赛道，我国在建立改变能源利用方式的颠覆性技术和新赛道方面绝不能落后。”郑南峰院士分析说，“中国新能源产业的发展对电网影响深远，随着新能源产业快速发展，电网调节压力增大，更大规模可再生能源的利用急需新能源消纳、储能技术的支撑，现有储能技术难以实现高容量、长时储能的限制为氢能发展创造了难得的机遇。”
据郑南峰院士介绍，氢的能量密度很高，达到140.4兆焦耳/千克，约为锂电池能量密度（0.72兆焦耳/千克）的200倍，接近标准煤能量密度（20.8兆焦耳/千克）的7倍，是汽油（43.1兆焦耳/千克）和天然气（41.9兆焦耳/千克）能量密度的3倍还多。此外，氢能可实现电能跨季节、长周期、大规模存储。以锂离子电池为代表的电化学储能在短周期、分布式、小规模可再生能源储能方面具有显著优势，而氢能则是目前集中式、大规模、长周期储存的最佳途径。“我国新能源发电与社会用电量季节性供需不匹配，氢储能可在电网负荷低时储存能量，在高峰时释放，有助于平衡电网供需，提高电网的调节能力。时间上，氢能可以满足数天、数月乃至更长时间的储能，空间上可以满足跨区域、长距离的转移，应用范围上可转换为电能、热能、化学能等。”郑南峰院士进一步解释道。
郑南峰院士指出，氢的应用场景涉及化工、交通、工业、建筑与供热、电力领域，但目前氢主要还是作为化工原料使用，作为能源应用是其未来的拓展方向。氢作为化工原料，其三大主要产品是绿氨、绿甲醇、绿色航煤（SAF）；交通将成为氢能消费的重要突破口，在交通领域，氢能与油、锂电池形成竞争关系，氢气具有绿色、续航长、加注时间短的优势，基于氢能的燃料电池车有望与纯电动汽车形成互补发展，但业界普遍认为只有当制备1千克氢气的价格降至35元以下，其经济性才具备市场竞争力；我国工业高温领域产生的二氧化碳排放占总排放的7%，在冶金工业领域，以氢替代碳用作炼钢还原剂可实现“零碳排放”，但反应也从放热变为吸热，需要额外的能量补给；我国建筑和供暖领域产生的二氧化碳排放占比为12%，未来可以在现有的天然气管网掺入20%的氢，以有效降低碳排放，但需额外寻找有效防治管网氢脆现象的手段。
先立后破
稳步改变我国氢能供给结构
郑南峰院士在报告中指出，灰氢是指化石能源制氢，涵盖煤、焦炭气化制氢，石油重整制氢、天然气重整制氢，制备1吨灰氢将产生9~20吨二氧化碳排放。蓝氢是指“灰氢+CCUS技术”，即将制氢过程中产生的二氧化碳捕获封存至地下，又或者是工业副产氢，其制备没有造成额外的碳排放。绿氢是指可再生能源制氢，囊括绿电电解水、生物质气化、光/热化学分解水，绿氢制备无二氧化碳排放。此外，还存在一种名为白氢的未来可探索资源，即存在于自然界中的天然氢，白氢的发现位列《Science》2023年度十大科学突破。
2021年，我国年制氢产量约3300万吨，是世界最大的制氢国，且主要为灰氢。尽管氢能的发展空间巨大，但是成本高仍是行业痛点，如果制氢成本降不下来，氢能应用很难实现大规模产业化。郑南峰院士强调，当前我国氢能产业发展机遇和挑战并存，主要的挑战是成本和安全问题，成本问题涉及如何实现氢能的绿色廉价获取、高效储运、低成本规模应用，此外，氢能基础设施的建设运营也有待加强。未来，可再生能源的大规模开发有望推动绿氢的平价化，绿氢生产的价格会大幅度下降。
政策方面，国家发改委、国家能源局在2022年联合印发了《氢能产业中长期规划（2021~2035年）》，明确提出“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，严格控制化石能源制氢。”“到2025年，初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。”“在焦化、氯碱、丙烷脱氢等行业集聚地区，优先利用工业副产氢，鼓励就近消纳，降低工业副产氢供给成本”。
地方政府也相继出台有利于氢能发展的政策，山东、四川、吉林、陕西等地相继对氢能车辆免高速通行费。以干线物流为例，按每千米成本2.5元来估算，每天跑600千米，每年跑300天，高速通行费用每年可节省约45万元。
郑南峰院士在报告中强调，工业副产氢产量大、分布广、价格低，短期发展优势显著。目前，已有30多个省市区发布涉及氢能的规划和政策，其中不少地区如山东、山西、内蒙古等省区都提出要发挥本地的“工业副产氢资源优势”。
“要用便宜的氢源打通产业链，布局加氢站、加氢管道、氢能车等，工业副产氢是中国氢能产业发展的过渡方案。”郑南峰院士表示，“先吃饱，再吃好，优先使用灰氢，逐步过渡到绿氢，这与构建新型电力系统相似，我们要以‘先立后破’的方式稳步改变我国氢能供给结构。”
为解决氢能制储运环节存在的技术难题和产业化挑战，今年8月，中央企业绿色氢能制储运创新联合体在京正式启动。创新联合体将致力于构建以央企为主导的产学研融合、大中小企业融通的良好生态，持续完善运行机制，凝聚优势科研力量，加强技术攻关，实现从基础研究到产业化的全链条创新，共同推动我国绿色氢能产业蓬勃发展。
以科技创新为引领，加快推进“绿电-绿氢-X”的闭环应用
据国际能源署（IEA）预测的全球氢气需求及电解槽装机规模，2030年氢气需求1.5亿吨，其中电解制氢5000万吨，电解槽总装机可达590吉瓦；2050年氢气需求4.3亿吨，其中电解制氢3.3亿吨，电解槽总装机可达3.3太瓦。
当前，电解水制氢主要的技术路线包括：碱性电解水ALK、质子交换膜电解水PEM、阴离子交换膜电解水AEM、固体氧化物电解水SOEC。据郑南峰院士介绍，在传统电解水装备应用场景，产氢经济性并非首要考虑因素，传统电解槽具有要求稳定电源的能量交互特征，定功率运行，不考虑系统响应时间。而技术最成熟、广泛应用的碱性电解槽技术存在电流密度低、能耗高、系统动态响应速度慢，难以匹配可再生能源电力的波动性等问题，影响了其与可再生能源的耦合效率。PEM电解水制氢技术具有高电流密度、高产氢纯度、响应速度快、灵活性高等优势，但实际应用中仍存在成本高，阳极材料贵、耐久性低等“卡脖子”问题。
为突破上述难题，近年来，厦门大学与福建省、厦门市政府三方共建的嘉庚创新实验室，迭代布局短期、中期、长期三大绿氢制备技术路线，突破适应可再生能源波动特性的大规模电解水制氢关键技术，降低材料与装备成本，为可再生能源离网制取绿氢提供高经济性的成套解决方案。
“我们团队突破性研发的高性能碱性电解水制氢装备具有宽功率波动、快速响应的优势，为新能源大规模消纳提供了解决方案。”郑南峰院士如是说。据介绍，该创新技术在有59个国家和地区450个项目参赛的第三届TERA-Award智慧能源创新大赛中荣获百万美元的唯一金奖。
嘉庚实验室PEM电解水制氢团队开发的低铱阳极高电流密度电解槽，阳极催化剂铱载量降低60%以上，可大幅降低制氢成本，同时，保持高电流密度、低能耗、高稳定性。该创新技术装备不仅入选国家能源领域首台（套）重大技术装备项目，还获得了2024年氢能专精特新创业大赛冠军。
郑南峰院士指出，未来新能源消纳需要低成本适应宽功率波动的混联制氢方案，即ALK-PEM混联制氢。厦门大学、嘉庚实验室联合国家能源集团等央企单位，正着力攻关30兆瓦混联制氢系统集成与示范应用。国家能源集团在宁夏建设有全球最大规模可再生氢碳减排示范区，示范区内的煤化工基地将为项目示范落地及产氢经济性提供支撑。
在郑南峰院士的设想中，产学研各界力量将共同推动“绿电-绿氢-X”的闭环应用，其中的“X”可以是氨基移动式能源、波动性储能，也可以是化工原料、能源消费终端。通过不断研发突破电源技术、制氢技术、氢储运技术，加快发展以能源科技创新引领的新质生产力，氢能、氨基能源因其独特的双重属性将成为连接新型电力系统与现代能源体系的媒介，推动我国新能源产业的高质量发展。
