"双碳"目标下氢能发展机遇、难点与路径探索

摘要：氢能作为一种清洁无碳、灵活高效的二次能源和重要工业原料，在全球应对碳中和目标下越来越受重视。本文围绕“双碳”目标，探讨氢能的发展机遇、难点以及未来的发展路径。通过本文的研究，旨在为氢能产业的健康、快速发展提供参考和借鉴。

关键词：双碳目标；氢能；清洁能源；产业发展；路径探索

随着全球气候变化的日益严峻，减少温室气体排放、实现碳中和已成为国际社会的共识。中国作为世界上最大的能源消费国和碳排放国，已经明确提出2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的目标。在此背景下，氢能作为一种清洁、高效的能源形式，其发展前景备受瞩目。本文将从“双碳”目标出发，探讨氢能的发展机遇、难点以及未来的发展路径。

1 “双碳”目标与氢能概述

1.1 “双碳”目标

“双碳”目标是中国政府提出的两个阶段碳减排战略目标，包括碳达峰和碳中和。碳达峰指二氧化碳等温室气体的排放达到最高峰值后不再增长，之后逐步回落，标志着碳排放与经济发展实现脱钩[1]。碳中和则指在一定时间内直接或间接产生的温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，抵消自身产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳的“零排放”。

1.2氢能概述

氢能来源丰富、应用广泛，具有绿色低碳特点，是业界公认能源转型发展的重要载体之一。氢能产业链主要包括上游制氢、中游存储与输送、下游应用三个环节。其中，上游制氢环节涉及化石燃料制氢、工业副产氢以及电解水制氢等方法；中游存储与输送环节主要解决氢气的安全、高效存储与长距离输送问题；下游应用环节则涵盖交通、工业、储能等多个领域。

2氢能在全球及中国能源转型中的重要地位

2.1全球氢能产业发展趋势

近年来，随着全球能源危机的加剧和环保意识的提升，氢能作为一种清洁、可持续的能源形式，受到广泛关注。许多国家纷纷将氢能纳入国家能源发展战略，推动氢能产业的快速发展。根据国际氢能理事会的统计，截至2021年，全球已有30多个国家发布国家层面的氢能路线图。其中，日本、韩国、欧盟、美国等国家在氢能技术研发、基础设施建设、示范应用等方面取得了显著进展。

2.2中国氢能产业发展现状

中国作为世界上最大的能源消费国和碳排放国，对氢能产业的发展给予高度重视。自2019年以来，中国政府相继出台了一系列支持氢能产业发展的政策措施，包括《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》等[2]。政策出台为氢能产业的发展提供了有力保障。在产业发展方面，中国氢能产业已经初步形成涵盖制氢、储氢、加氢、燃料电池及整车等环节的完整产业链。根据香橙会研究院的调研数据，中国加氢站建设规模已居全球第一，燃料电池汽车推广数量居全球第二，电解槽出货量占全球60%。同时，中国还积极开展氢能国际合作，与多个国家签署氢能合作协议，共同推动氢能产业的发展。

3氢能产业发展机遇

3.1政策环境优化

2014年起，国家布局储能发展，储能被列为九大核心创新领域之一。但除抽水蓄能外，新型储能技术进展有限。2019年国家电网公司意见标志着电化学储能有序开展。至2021年，支持新型储能政策密集出台，进入快速发展期。至2025年新型储能装机需达30GW，预示未来五年内将迎来十倍速增长。同时，分时电价机制通知扩大峰谷电价差，为储能盈利提供可能。国家能源局强调优化并网服务，为储能接入电网扫清障碍。多地政府出台政策，要求新能源发电项目配置储能设施。2022年，国家发改委、国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确指出需加强对各种新型储能技术的研发力度，攻克技术难题，研发新一代高能量密度储能技术。至2025年，新型储能将实现从商业化初期到规模化发展的转变，具备大规模商业化应用条件。至2030年，新型储能将实现全面市场化发展，与电力系统各环节深度融合，为能源领域碳达峰目标提供支撑。

3.2以风光电为主导的可再生能源快速发展

中国地域辽阔，日照充沛，风能资源极为丰富。全国有超过2/3的土地面积年日照时长超过2200小时，而可开发利用的风能储量更是突破了10亿千瓦大关。被誉为“风电之都”的内蒙古乌兰察布，其有效风场面积高达6828平方公里，技术可开发量达到了6800万千瓦[3]。截至2023年6月末，中国在光伏发电领域的装机容量已接近4.7亿千瓦，实现了39.8%的同比增长；风电装机容量则约为3.9亿千瓦，同比增长13.7%。在风光电技术领域，中国不断取得新突破。2023年，中国自主研发的首座7.25兆瓦深远海浮式风电项目在距离海南文昌136公里的海上油田海域成功投产，而全球首台16兆瓦超大容量海上风电机组也在三峡集团福建公司的海上风电场顺利投产。此外，太阳能电池的最大量产功率已经提升至710瓦，转换效率高达25.8%。当前，中国氢能产业中，大部分氢能仍属于灰氢，而通过可再生能源制取的绿氢仅占氢能总产量的1.5%。深入推动可再生能源制氢技术的发展，不仅能够促进沙漠、戈壁、荒漠以及深远海等区域的风光电大基地化开发与规模化利用，有效避免弃光弃风现象的发生，同时还能显著提升电力系统的灵活性与稳定性。

4氢能产业发展难点

4.1化石能源制氢成本低但温室气体排放量大

化石能源制氢，尤其是煤制氢，在中国氢能产业中占据主导地位。据统计，我国工业制氢产量每年约3300万吨，其中煤制氢占比高达62%，技术也最为成熟。该制氢方式成本相对较低，但其温室气体排放量巨大。据中科院院士丁仲礼与清华大学关大博教授团队的研究揭示，我国每年的二氧化碳排放量高达约100亿吨，工业部门排放紧随发电和供热领域之后，达到39亿吨，其中高耗能产品的生产过程中会释放出大量的二氧化碳，而煤制氢正是该些排放的重要源头之一[4]。因此，尽管化石能源制氢成本低廉，但其对环境的负面影响不容忽视，与“双碳”目标相悖。

4.2 绿电制氢零排放但成本偏高

与化石能源制氢相比，绿电制氢，即利用可再生能源进行电解水制氢，具有零排放的环保优势。然而，其成本却相对较高。主要源于电解槽的高昂投资与运营成本。目前，电解槽的成本约占绿电制氢总成本的30%-40%[5]。据行业分析，电解槽的制造成本主要受材料、工艺和技术水平的影响。尽管近年来随着技术进步和规模效应，电解槽的成本有所下降，但仍远高于化石能源制氢的成本。此外，绿电制氢还需要考虑电力传输、储存和分配的成本，进一步增加了其总成本。

4.3 绿氢生产能力有突破但中下游基础设施薄弱

近年来，中国在绿氢项目规划与建设方面取得显著进展，已建成的绿氢项目涵盖石油炼化、化工、交通、储能、冶金等多个领域。然而，尽管绿氢生产能力有所提升，但中下游基础设施却相对薄弱。以储运环节为例，氢气液化需要极低温度与高压环境，增加液化成本与储存难度。此外，加氢站的建设与运营成本同样高昂，限制氢能在市场中的广泛应用。据相关数据，一座日加注能力为500千克的加氢站，建设成本大约在1000-1500万元之间，且每年的运营成本也高达数百万元[6]。

4.4 关键设备技术复杂投入大但政府补贴力度不够

氢能产业的关键设备技术复杂，研发投入大，且存在显著的技术瓶颈。例如，质子交换膜电解水技术和高压氢气储运技术等关键领域，国内与国际先进水平仍存在差距。尽管政府已出台一系列扶持氢能产业发展的政策，但在补贴力度方面仍有待加强。一些补贴政策在实际操作中，因申请流程繁琐、补贴标准与企业实际成本不匹配等问题，使得企业难以真正受益[7]。此外，市场对政策的响应存在滞后性，政策引导作用未能充分发挥，进一步加剧氢能产业的发展难点。

5氢能产业发展路径探索

5.1 降低绿电制氢成本

氢能作为清洁能源的理想之选，其规模化发展与利用的关键在于制氢成本的有效控制，而该成本很大程度上依赖于风光电等可再生能源的成本水平。为推动氢能产业的蓬勃发展，应着力加速“沙戈荒”地区及海上“风、光、电、储、氢”一体化示范区的建设步伐，旨在构建风光与氢能相互促进、深度融合的发展格局，充分发挥规模化与一体化的协同效应。例如，中石化在新疆库车实施的2万吨/年绿氢示范项目，通过充分利用当地丰富的太阳能资源发电制氢，并通过管道输送至邻近的塔河炼化企业，该实践即为典型例证。提升电解槽的年利用小时数是降低制氢成本的有效途径之一。据相关研究显示，当电解槽的年利用小时数由2500小时增至7000小时时，制氢成本可平均下降23.08%以上[8]。此外，采用高性能的催化剂、复合隔膜及极板等先进材料，能够显著减少电解过程中的电阻损耗，进而提升电解效率。

5.3 抓住技术引领的关键

电解槽技术的进展不仅体现在开发更大产能的设备上，更聚焦于复合隔膜性能的优化：致力于减薄隔膜厚度，同时提升其机械强度与电导率，力求在新型催化剂的稳定性与高性能之间找到最佳平衡点。此外，正加大对固体氧化物电解池（SOEC）及阴离子交换膜电解技术（AEM）的研发力度，旨在构建一套独具中国特色的电解水制氢技术体系[9]。在氢储运技术方面，高压气态与低温液态储运技术正致力于解决涂层材料与低成本抗“氢脆”材料的难题。值得注意的是，国家管网集团近期成功完成9.45MPa全尺寸非金属管道纯氢爆破试验，该技术突破为实现氢的大规模、低成本及远距离输送提供了有力支撑[10]。与此同时，镁基固态储运氢技术因其安全性、便捷性与高效性而备受关注。实验数据显示，在相同体积下，镁基固态储氢的容量远高于高压气态与低温液态储氢：20MPa高压气态储氢仅为14.4kg，-253℃液态储氢为70kg，而常温低压下的镁基固态储氢则可达110kg[11]。此外，镁基固态储氢在干燥空气中展现出极高的稳定性，预示着其广泛的应用潜力。

5.4 加快基础设施建设

鉴于我国能源供需存在显著的空间错位问题，有效利用现有天然气管道来拓展掺氢业务试点成为一项重要策略。为此，建议跨省域的长距离输氢管道建设应由国家主导，并由各大能源央企按区域分工实施，以期迅速构建起以管道为核心的氢能储运网络。在加氢站的布局上，应优先考虑依托现有的天然气管网与加油站设施，此举既能高效利用土地资源，又能为用户提供加氢的便捷服务[12]。对于新建加氢站的选址，则需全面考量交通条件、成本效益、市场需求、产业链协同性以及上游资源供应等因素，同时兼顾加油、加气、充电及加氢等多种能源补给需求，推动制氢加氢一体站的建设进程。

5.6 健全氢能产业法规标准体系

国家标准委携手五部门共同发布的《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，正加速推动两大核心行动：核心标准研制与国际标准化提升，旨在系统性地构建一条涵盖氢能制取、储存、输送、加注及应用的完整产业链标准体系。同时，该指南还着重于加速行业标准子体系的更新与完善，以期填补现有空白。为确保氢能产业相关材料与装备设备的质量与安全，已设立了相应的准入标准，并建立一套覆盖氢能生产及应用全过程的监督体系，该体系包括事前预防、事中监控及事后评估等多个环节[13]。在政策扶持方面，建议持续加大对氢能产业的支持力度，并确保政策的前瞻规划、体系完整及连贯实施。此外，还需进一步完善碳排放配额管理与自愿减排交易机制，并积极推进碳税相关立法工作，以促进氢能产业的可持续发展。

6小结

氢能作为清洁高效能源，在“双碳”目标中扮演关键角色。尽管面临挑战，但发展前景广阔。在政策环境和可再生能源推动下，氢能产业迎来机遇。但化石能源制氢环境问题、绿电制氢高成本、基础设施薄弱和技术复杂性等难点仍制约其发展。需加大技术研发、加快设施建设、健全法规标准体系，并加强政策支持。随着技术进步和政策推动，氢能产业有望规模化、商业化发展，为能源转型和碳中和目标作出贡献。我们有理由相信，氢能将成为推动经济社会绿色发展的重要力量。

参考文献

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