文丨翟俊香 何广利
2020年，国家主席习近平在第七十五届联合国大会明确表态，中国力争在2030年实现碳达峰，在2060年前实现碳中和。氢能被誉为全球能源转型的新支柱，大规模发展氢能是实现“双碳”目标的重要举措之一。
国际可再生能源署2022年1月发布的《能源转型的地缘政治:氢因素》显示，到2050年，氢能将占到全球能源使用量的12%；同时，将有30%以上的氢气用于国际贸易。这一比例高于目前的天然气，因此，氢能尤其是基于可再生能源的“绿氢”，将重塑全球能源格局，改变世界能源贸易的竞争环境。
为了加快氢能技术发展，全球多国出台了氢能顶层设计和战略路线。今年4月，日本宣布拟修订“氢能源基本战略”，新修订纲要明确规定2040年氢气供应量达到1200万吨/年，投入约合7730亿元人民币建设大规模供应链和产业园区；2020年，欧盟发布《欧盟氢能战略》，指出将通过大规模部署氢能覆盖所有难以脱碳领域，最终实现2050年“气候中性”目标；2020年，美国发布了《氢能计划发展规划》，设定了到2030年氢能发展的技术和经济指标，如工业和电力部门氢气价格1美元/kg，研究、开发和验证氢能转化相关技术，解决技术和市场壁垒，最终实现跨应用领域的广泛部署。2022年3月，国家发展和改革委员会牵头制定的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》正式出台，明确了氢能的总体战略定位——氢能是未来国家能源体系的重要组成部分；氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体；氢能产业是战略性新兴产业和未来重点发展方向。
绿氢制取成本由维护成本（主要是电力费用）和固定投资成本（主要是电解系统费用）构成。电力费用一般占比为50%～70%，由可再生能源电价与电解系统能耗组成；电解系统费用占比为20%～30%。目前，真正可以商业化的电解水制氢技术路线只有两个：一是碱性（ALK）电解水制氢，二是PEM（质子交换膜）制氢。
从制氢产业发展来看，碱性（ALK）电解水技术成熟度较高，我国绿氢示范项目几乎都采用该技术。目前，碱性电解制氢系统单体产氢量为1000～2000Nm3/h，制氢能耗为4.5～5.0 kWh/Nm3-H2，系统成本约为2000元/kW。按照陆上风电度电成本0.25元/kWh计算，当前碱性制氢成本约为20元/kg-H2。PEM制氢单体产氢量约为200～300Nm3/h，采用贵金属催化剂、钛基双板等材料，系统成本是碱性电解水成本的3～5倍，当前PEM制氢成本约为28元/kg-H2。 随着可再生能源装机规模增加，度电成本将进一步降低（最新报道的陆上风电度电成本已低于0.1元/kWh）。通过加快制氢技术升级降低系统能耗和成本，同时开展装备自动化制造工艺开发降低批量化生产成本，5～10年后，绿氢制取成本将会与煤制氢价格持平甚至更低，绿氢将成为终端氢气消费的主力。氢能输运有高压气态、管道、液氢以及氢载体（如氨、甲醇、甲烷等）输配等方式。高压气态管束式集装箱技术适合于氢气量小、短距离（小于200km）的输配。我国可再生资源是“西富东贫”，经济发展（与氢能发展速度一致）正好相反。因此，长距离大规模输氢势在必行。最适合规模化、产业化发展的氢气输配方式为液氢和管道输配。管道运输成本严重依赖基础设施建设以及运输能力利用率。液氢适用于长距离、中大规模的氢能运输。液氢制取和输配在美国、日本等国家应用较广泛。美国液氢总产能达到326吨/天，而我国仅在航天和军事领域使用，总产能不到10吨/天。液氢运输成本由液化能耗费用、设备固定投资及运营成本组成。能耗费用占比约40%～50%，设备费用占比约30%～40%。目前，我国膨胀机及液氢阀门等核心设备较依赖进口，液氢制取能耗指标为12 kWh/kg。按照度电成本0.5元/kWh计算，液氢输配成本约为12元/kg-H2。降低氢气液化能耗，自主化开发核心设备，开展规范化示范应用，是产业未来发展方向。
1.绿氢制取技术
一是聚焦高催化活性催化剂、低阻抗隔膜等关键材料研发。二是研发零间隙膜电极、高一致性双极板等核心组件，研究电解小室流道结构对气/液的分布特性，开发高均一致性双极板，以使核心装备技术取得突破。三是通过数值模拟与试验相结合，深挖氢氧混合机理，开发氢氧压差控制技术、除氧技术，实现ALK制氢系统适应宽波动负荷；建立故障诊断与预警模型，提高制氢系统安全性；开展宽波动、低能耗氢气纯化系统、小型气液分离器技术攻关。目标：2025年，ALK制氢系统的电流密度达到0.6A/cm2@1.8V ，负载的调节范围达到10%～150%，冷启动的时间低于10min，成本低于1000元/kW，装机规模达到50GW，制氢的成本低于15元/kg-H2；2030年，电流密度达到1.0A/cm2@1.8V，成本达到700元/kW，装机规模超过100GW，制氢成本低于10元/kg-H2。
一是研发低成本复合催化剂、核壳结构新型催化剂及高性能质子交换膜。二是开展高电导、耐腐蚀的涂层材料和制备工艺体系研究，开发自动化、智能化组装装备工艺。三是研究主动适应电源波动的超前控制方法，开发故障诊断与预警技术，提高系统整体性能。目标：2025年，PEM电解制氢电流密度达到2A/cm2@1.8V ，成本控制在5000元/kW，寿命超过5万小时，装机规模达到5GW，制氢的成本低于20元/kg-H2；2030年，PEM电解制氢电流密度达到3A/cm2@1.8V，寿命达到8万小时，装机规模超过15GW，制氢的成本低于15元/kg-H2。一是阐明压力瞬态释放工况下密封材料失效机制，开发材料在超低温、超高压下长疲劳周期测试平台。二是突破氢膨胀机结构设计、动密封和绝热技术，开发高效率氢气膨胀机。三是开展多种冷能利用优化工艺、连续正仲氢转化技术，攻克液氢制取工艺中能耗高、规模小的问题。液氢输配技术发展路线图（见图3）。
目标：2025年，零部件80%国产化，液氢制取规模达到20吨/天，能耗低于10kWh/kg液氢，氢膨胀机等熵膨胀效率大于80%，流量大于500g/s，储运成本低于8元/kg-H2。2030年，零部件100%国产化，单体液氢制取项目规模大于50吨/天，液化能耗低于7kWh/kg，液氢储运成本低于5元/kg-H2。
大力发展氢能产业尤其是绿氢，是实现零排放的有力武器之一，它可以有效助力“双碳”目标实现，目前已经吸引了全球投资者的目光。预计，我国“十四五”期间绿氢制取装机量将由2021年的350MW增长到2025年的15GW。伴随着装机量的快速增长，成本问题是必须解决的关键问题，这有赖于攻克从绿氢能制备到输配环节的一系列技术难题，以及“政策—示范—产业模式”等层面的综合推进。
明确绿氢制取项目属性，将其与传统危险化学品制取项目区分开来，建立和出台全国统一的制氢项目立项、审批、监管等办法；完善绿氢制取、液氢制取、输配相关规范和标准的制定，促进氢能产业可持续发展。统筹规划国家可再生能源制氢项目，发挥大型能源企业和装备制造企业优势，在可再生能源丰富地区，建设一批“可再生能源发电—制氢—氢能长途运输—氢能综合应用”示范项目，打造在可再生能源丰富地区制氢、在经济发达地区用氢的整体低成本绿氢制取及大规模、远距离储运—综合应用的跨地区绿氢供应链技术及模式。加大对绿氢制取技术的支持力度，提高绿氢制取安全性、灵活性和可靠性，以适应快速增长的可再生能源制取装机规模，同时开发新型绿氢制取技术，大幅降低制氢能耗；加大对氢能低成本储运技术的研发，在突破全国产化液氢制取技术同时，探索新型液氢制取技术、温和条件下储运氢载体技术，引领氢能原创技术发展。
 
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