景春梅：以绿色氢能推动新型能源体系建设

中国国际经济交流中心科研信息部（能源政策研究部）部长  景春梅

氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，也是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。近年来，氢能被越来越多的国家关注并投入巨大热情，已成为世界各国能源转型和经济发展的一抹亮色。党的二十大报告指出：“加快发展方式绿色转型。推动经济社会发展绿色化、低碳化是实现高质量发展的关键环节。”2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，明确了氢能产业的战略定位和绿色低碳的发展方向。以绿色氢能推动新型能源体系建设，旨在促进我国可再生能源规模化高效利用、助力“双碳”目标实现，为加快我国发展方式绿色转型提供强劲动力。

发挥氢能在新型能源体系建设中的独特作用

党的二十大报告提出，“积极稳妥推进碳达峰碳中和”“加快规划建设新型能源体系”。建设新型能源体系内在地要求以“双碳”为牵引，主要以沙漠、戈壁、荒漠地区等大型新能源基地为基础，探索形成最大化消纳可再生能源的、新型的能源供给消纳体系。在一定程度上，新型能源体系应是氢电融合、多能互补的新体系，不仅要部署大基地的新能源集中外送，更要考虑如何就地消纳。

新型能源体系要突出四个融合。一是化石能源与新能源融合。通过化石能源和新能源优化组合，循序渐进推动化石能源减量替代和减碳降碳，发挥煤电对新能源电力的基础性和调节性作用。二是一次能源与二次能源融合。通过氢电耦合等方式，推动形成煤油气、电热氢等灵活转换、多元互补的现代能源体系。三是集中式和分布式融合。将大基地电力集中外送和分布式利用、就地消纳结合起来，实现新能源最大化利用。四是“源网荷储”融合。深化电力体制改革，发展“源网荷储”一体化的配电网络，推动实现虚拟电厂、综合智慧能源、分布式电源等多元融合发展，促进新能源就地消纳。

新型能源体系应具备以下特征。第一，能源结构以绿色低碳能源为主，终端能源消费以电为主、氢电融合为辅。氢能可以通过储能的形式增强风、光等不稳定新能源电源的稳定性，因此，新型能源体系要实现氢电融合、多能互补。第二，运行安全灵活可靠。运用数字化、智能化电网技术，夯实集中式输电网络安全基础，大力发展智慧化分布式能源，提高电力系统灵活性和可靠性。第三，科技创新引领发展，市场体系完备有效。深入推进绿色电力交易市场、碳排放权交易市场协同联动，最大化兑现新能源绿色环保价值。

基于以上新型能源体系的特征，可以看到氢能在建设新型能源体系中发挥着不可替代的作用。氢能作为清洁优质的二次能源，在交通领域可以减少汽柴油消费；作为高品质热源，在工业领域可以减少煤炭、天然气等化石能源消费；作为大规模、长周期、跨季节储能方式，可以提高电力系统灵活调节能力，促进大基地新能源电力集中外送；作为清洁化工原料和还原剂，可以以“风光发电+氢储能”一体化、“绿电—绿氢—绿氨（绿色甲醇）”产业链布局等与地方工业、农业相融合，既能促进大基地化工等相关产业绿色低碳转型，又能带动相关地区经济社会发展，还能为新能源就地消纳提供解决方案。

氢能绿色发展面临的主要问题

目前，氢能绿色发展还面临一些难点和问题，贯穿于制、储、输、用产业各个环节中。

首先，制氢过程“灰”氢如何变“绿”。目前，全球氢气的生产制造仍以化石能源制氢为主，“绿氢”占比较低。我国是世界最大的制氢国，但是可再生能源制氢占比有待提高。由于碳捕捉与封存技术尚不成熟且成本偏高，近期无法与大规模煤制氢形成有效匹配，难以满足“双碳”要求。目前，可再生能源制氢有的难以适应风光电力的间歇性和波动性，有的技术尚未成熟，有待探索出大规模低成本绿氢技术路线。绿氢项目立项多但实际落地较少。

其次，储氢和输氢存在堵点。一方面，氢储能是实现长周期、季节性储能的重要选择，也是我国氢能发展的重要目标。目前，各国尚未解决大规模跨季节储能的技术、成本、商业模式等问题，很多储氢项目处在实验探索阶段，氢储能规模化和产业化应用仍然任重道远。另一方面，输氢存在运输不通、供需不畅等问题。在一定程度上，“绿氢”生产和消费空间存在错配。“绿氢”的生产更多分布在风、光资源丰富的三北地区，而氢气消费大多集中在东南沿海工业集聚地区，这客观上要求储运衔接供需。由于液化储运核心技术有待突破，并且固态储氢材料大多仍处于研发阶段，输氢成本较高。

此外，工业领域用氢潜力尚待释放。我国氢能发展以交通领域作为先导，为氢能发展奠定了很好的产业基础，据估计，超过80%的氢气消费在工业领域，我国目前工业领域主要采用化石能源制氢，碳排放占比高，工业领域是氢能脱碳的最大潜力所在，用氢潜力尚待进一步释放，以提升需求对供给的牵引。

加快氢能绿色发展的几点建议

我国具有良好制氢基础和大规模应用市场，氢能产业呈现积极发展态势。加快氢能绿色发展，需解决好氢能产业发展各环节全过程中存在的难点堵点，以绿色氢能推动新型能源体系建设。对此，可从以下几个方面着手。

第一，注重标准强产业。需加强对“绿氢”标准的研究制定，结合我国发展实际，进一步明确“绿氢”行业标准或国家标准。同时，要积极参与国际标准的制定。还要优化氢源配置，以“绿氢”为导向，推动新能源大基地积极发展制氢产业；鼓励化石能源和新能源优化组合，通过“绿电”制“绿氢”，在化工、冶金等领域逐步实现“绿氢”替代。

第二，多管齐下通储运。支持开展高压气态、有机液态、液氢、管道等多种输氢路线的技术示范，疏通产业堵点，解决好“绿氢”供需不匹配问题。针对新能源大基地建设，短期内鼓励就近消纳，优先发展制氢产业，减少氢能长距离运输，探索培育“风光发电+氢储能”一体化应用新模式；中远期考虑长距离外送，研究探索“西氢东送”“北氢南送”的可行性。

第三，规模化应用在工业。“绿氢”在工业领域的规模化应用将带动大功率“绿氢”制备技术及装备、管道输送及大规模储氢技术发展。对此，要出台相关扶持政策，以“绿氢”在工业领域的规模化应用为目标，促进工业领域深度脱碳。

第四，千方百计降成本。要促进技术创新降成本，聚焦短板弱项，适度超前部署一批氢能项目，持续加强基础研究、关键核心技术和颠覆性技术创新，建立协同高效的创新体系；要促进模式创新降成本，在大基地开展“风光发电+氢储能”一体化生产，降低氢能供给成本，对分布式可再生能源的制加用一体化站内制氢模式采取氢能分布式生产和就近利用；要深化改革降成本，进一步深化电力体制改革，在风光水电资源丰富地区开展可再生能源制氢示范，对相关项目给予电价补贴，支持清洁氢减排量纳入自愿碳减排市场交易，使氢能绿色环保价值得以充分体现。

第五，综合施策推示范。针对氢能产业发展痛点难点，需通过示范不断积累经验，形成可复制、可推广的经验。具体示范类型可分为两类：一类要基于氢能应用为牵引的综合示范和工业、交通等不同应用场景的减碳需求，发挥氢能作为用能终端绿色低碳转型重要载体的作用；另一类可就产业链关键薄弱环节、技术难点问题开展专项示范，如开展可再生能源制氢储氢技术示范、规模化储氢技术示范等。

总体而言，发展绿色氢能，产业政策应关注绿色氢能在工业领域的应用。氢能是建设新型能源体系不可或缺的部分，要发挥好绿色氢能的引领带动作用，为大基地新能源就地消纳提供新方案，为大力发展清洁能源、实现碳达峰碳中和开辟新空间。