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“在2030年碳排放峰值情景下，中國每年對氫的需求將達到3715萬噸，約占最終能源消費的5%，電解電池約80GW。在碳中和的情況下，到2060年，中國對氫的年需求將增加到1.3億噸左右，約占最終能源消耗的20%。”中國氫能聯盟副秘書長、中國鋼鐵研究院副總經理韓偉在近日舉行的首屆粵港澳大灣區(廣州)氫能論壇上做出了這樣的預測。
許多國家已將氫能納入其國家發展戰略。據統計，截至2020年底，已有16個國家制定了國家氫戰略。與已公布的氫能戰略相比，綠色氫是長期制氫的主要方式，即風能、太陽能等可再生能源制氫和水電解制氫。但是，由于運輸成本和電價的限制，目前電解水制氫的成本仍然很高。
加拿大國家工程院院士、加拿大皇家科學院院士、上海大學可持續能源特約教授、系主任張久軍提醒，由于汽車本身和加氣站都需要定制符合要求的氫氣，即使現在的氫氣更便宜，也需要數年時間才能成為最常見的能源，并需要大量的資本支出。
綠色氫成本的降低取決于新能源成本的降低
構造一個新的電力系統與新能源為主體,隨機的和不穩定的新能源將逐漸成為主體,新的電力系統帶來了新的挑戰,加劇的雙重雙方的波動和不確定性電力系統的供給和需求。
將電轉化為氫氣，或儲存氫氣，提高了電力系統的調節能力。電解水制氫，將難以存儲的電能轉化為可存儲的氫，可作為氫燃料電池汽車的能源和原料、氫燃料電池應急后備電源、化工原料、工業還原保護氣體等場景。
“傳統的儲能方式是解決短周期的功率平衡，大范圍和長周期的功率平衡問題需要找到新的方法來解決。氫能具有長期大規模儲存的潛力。”廣東電網公司廣州供電局氫能研究中心主任楊波說。
與儲氫、抽水蓄能和電池蓄能相比，儲氫和電池蓄能選址靈活，抽水蓄能選址困難。從儲氫周期和容量上看，儲氫具有抽水蓄能和蓄電池蓄能的優勢。但目前氫能存儲的成本高于抽水蓄能和電池蓄能，技術成熟度較低。
楊博介紹，現有燃料電池技術，高溫固體氧化物電池可逆，但全電解，且具有較高的電解效率，可解決可再生能源給定的問題，并可參與電網負荷頻率控制，給電力系統帶來巨大的靈活性，而且設備利用小時數高，具有較高的成本優勢。然而，該模型在國內外尚處于實驗室發展階段。
目前缺乏電氫轉換的標準和指南。楊波指出，氫能屬于危險化學品管理范疇，能源電力企業缺乏危險化學品領域的資質許可、運行維護標準、安全管理和制度流程，這給電聚變和氫聚變的探索帶來了巨大的挑戰。“建議根據氫動力系統的應用場景和技術參數制定氫安全標準，提高標準的針對性和適用性，科學協調安全與發展。”
經濟是發展綠色氫的迫切需要解決的問題。電解水制氫成本占氫能產業鏈總成本的30%以上。電解水制氫的成本一般包括設備成本、能源成本(動力)、原材料成本和營業費用。根據國際可再生能源機構(IRENA)的數據，當電價為20美元/MWh時，氫生產成本顯著下降，而不是65美元/MWh。降低率明顯高于電解池設備成本的降低率。
澳大利亞工程院院士程一兵指出，水電成本約占電解水制氫成本的70%。電解水產生氫氣的成本是煤炭或化石燃料產生氫氣的兩到三倍，甚至可能更高。“隨著風電和光伏的快速發展，下一步的成本降低主要取決于新能源成本的降低。”
以光伏為例，程指出目前的光伏電池以硅為主，很難顯著降低成本。我國光伏發電調平千瓦時成本下降曲線趨于平緩，新電池需要開發。在目前的光伏技術中，鈣鈦礦/晶硅疊堆太陽能電池有潛力突破單結硅電池的理論效率極限，顯著降低光伏發電成本。
中石油廣東電力設計院氫技術中心孫翔認為，對氫產業的補貼主要集中在燃料電池、汽車集成和加氫站等方面，對綠色制氫的政策和財稅補貼較少。考慮到整個制氫產業鏈的均衡發展，建議相關部門對綠色制氫進行研究并提供一定的政策支持。
光伏結合山谷電來生產氫
廣東粵華發電有限公司負責人介紹，利用峰下電制氫，有利于電網填補山谷需求，提高電網經濟性，大大降低制氫成本。目前電網峰谷差超過60%，機組在非高峰時段以超低負荷運行，導致能源轉換效率和設備安全性顯著下降，造成資源浪費。
負責人介紹，機組由100%負荷調整為30%負荷時，發電熱耗由7400kJ/kWh提高到8300kJ/kWh，機組發電能耗提高12%;低負荷運行時，爐膛熱負荷降低，存在鍋爐滅火和爆燃事故的危險，需要燃油伴隨燃燒，增加了發電成本，降低了經濟性。在低谷，低負荷下大量機組旋轉備用，需要增加電力負荷以降低峰深。利用低谷電制氫可以安全有效地提高機組效率，保障電網安全。
“利用非峰用電生產氫氣，不僅可以解決可再生能源的消耗問題，還可以提高輸電渠道的利用率。”楊老板說。
孫祥認為光伏與谷電相結合產氫(即白天光伏產氫，晚上谷電產氫)具有更好的經濟效益。
在廣東,氫燃料電池汽車制氫站電價按《廣東省發展改革價格函(2017)5073號)關于冷庫電價政策有關問題的通知》規定的冷庫電價政策執行傭金。山谷電價是正常電價的0.25倍，約0.17元/千瓦時。
太陽給了一組數據,根據光伏(pv) 0.45元/千瓦時電價、發電小時1100小時,0.17元/千瓦時,谷電力在2920小時的硅谷動力部分,轉換后,太陽能氫和電平均價格為0.25元/千瓦時,假設不考慮能力條件下的費用,而制氫價格接近北方風光資源地區，年利用小時可達4020小時。按58千瓦時發電生產1公斤氫氣計算，考慮設備折舊及運行維護費用，制氫成本約為23元/公斤。在高純氫氣需求中心，生產氫氣的價格可以賣到30元/公斤。
但是，將氫項目啟動并不容易。根據現行政策，制氫項目需要位于化工園區或與特定企業危險化學品安全生產配套項目，才能獲得危險化學品安全生產許可證，這在一定程度上制約了氫能產業的發展。
楊宇軍建議，通過科研示范、產業示范等方式，試點將小型項目依法納入安全生產許可審批，按點、區、分類等方式穩步推進電聚變、氫聚變示范項目。
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