“能源转型有3个动力，一是化石能源长期使用的可持续性，比如石油作为主要能源到底有没有峰值；二是化石能源大量消耗带来环境压力，包括空气、水和健康；三是能源安全。近年来，我们的动力是‘双碳’目标。”在日前召开的风光氢储绿色能源发展大会上，华北电力大学教授刘建国说。推动能源系统由化石能源为主向可再生能源为主转型是世界趋势。在这一过程中，氢能起到什么作用？氢能源规模化应用有何“堵点”？多位专家就此发言。
“尽管我们已经实现了可再生能源对一次能源的大量替代，但在有些领域还需要氢能作为补充，并且除了能源效率的提高，氢能也可以跨时空消纳更多可再生能源。” 刘建国在会上表示。
1990年起，美国就制定了多项法规推动氢能源的发展，但仍然没能推广下去，因为美国早期氢能价格之高可谓“贵族能源”。事实上，能源有3个特征：稳定、可靠、低成本。
21世纪以来，我国成为推动世界氢能发展的引擎之一。“我国的能源禀赋特征是煤炭多，油气较缺乏。根据去年年底公布的数据，我们算了一笔账，除水之外的可再生能源在一次结构能源中占的比例只有8%，水稳定保持在7%，此外，还有4%左右的核电。所以我国能源转型要走‘第二条路’，即把高碳能源低碳化利用，这个过程就是加氢减碳的过程。”中国工程院院士、中国矿业大学（北京）教授彭苏萍说。
2019年，氢能被首次写入政府工作报告；2020年“双碳”目标提出后，我国氢能源迎来更大的推广力度；2022年3月，国家能源局把氢能提升到我国未来能源的重要组成部分；2023年8月，国家发改委提出氢能源产品指导目录。“所以，我国氢能源现在面对的问题不是做不做，而是如何把它做好。”彭苏萍说。
世界上其他国家也在慢慢提高认知，目前有近50个国家制定了本国氢能源发展规划，还有40个左右国家也已经进入这个圈子。
今后该如何发展氢能？彭苏萍认为应抓住6个应用场景。一是氢电耦合，消纳可再生能源，提高可再生能源占比；二是煤气化燃料电池技术应用，提高煤气化发电效率，降低CO2捕集成本，同时实现CO2及污染物近零排放；三是氢（泛氢）能源耦合煤化工、石油化工，推动实现碳中和；四是氢（泛氢）燃料重卡等领域应用；五是氢(泛氢)燃料电池船舶应用；六是氢冶金应用。
多位专家在会上提出，其中，燃料电池汽车是氢能产业发展的重要环节。
“燃料电池的发电原理是电化学，它的主要部件是电解质膜、催化剂和双极板。用氢瓶代替油箱，用燃料电池发动机代替内燃机，得到的排放物仅仅是水。并且，燃料电池的比能量高，可达到0.5—1.0KWH/Kg，在极寒条件下，燃料电池里程不打折扣，废热可以为车供暖，其续驶里程、加氢时间、驾驶的舒适性都可以和燃油车媲美。”中国工程院院士、中国科学院大连化学物理研究所研究员衣宝廉在会上说。
据了解，重卡使用场景对续航能力要求较高，氢能是替代柴油重卡的更佳路线，公交、重卡等商用车是最符合我国国情的氢燃料电池商业发展模式，氢燃料电池重卡在矿山、煤炭、港口等固定运输专线具有很好的应用前景。
优势与前景俱备，燃料电池为何不能实现产业化？关键的堵点在高成本。
“燃料电池车的成本是燃油车的两倍，是锂离子电池车的1.5倍，主要原因出在发电机价格上。此外，其配套的加氢站建设费用较高，每座约1200万元—1500万元。同时，燃料电池加的纯氢价格也较高，每公斤约60—70元。在有政府补贴的情况下，才能降到30元以下，和燃油车竞争。”衣宝廉介绍，燃料电池的另一个竞争对手是纯电车。尽管在低温情况下，使用燃料电池比换电有优势，但目前来讲，前者的整车价格和运行成本都更高。
我国在推广氢能源重卡方面投入了很大精力。“以载货车总质量为49吨的拖头为例，在其全生命周期运行成本中，如果跑高速，燃料价格占1/3，高速费占1/3，车辆购置以及人员成本占1/3。最近很多地区都实行氢能源重卡高速公路免费政策，就是为了降低其百公里的运行成本，提高经济性。”刘建国说。
在政策之外，要实现燃料电池车商业化，必须大幅度降低燃料电池发动机的成本、氢气制备成本，同时，降低加氢站的建设费用。
“要想降低发动机的费用，首先要降低电堆费用，提高电堆的比功率，降低铂用量；其次，要突破‘卡脖子’技术，实现关键材料如电催化剂、质子交换膜、双极板、膜电极三合一（MEA）等的批量生产；此外，依据工况和电堆适宜的运行条件制定控制策略，确保电池系统的可靠性、耐久性达到要求。”衣宝廉说。
加氢站费用的主要组成是氢气压缩机、储氢罐和加氢机。衣宝廉表示，实现这些设备的国产化和批量生产，就可以大幅度降低加氢站的建设费用。当加氢站密度达到一定程度时，有望实现燃料电池汽车的商业化。
值得一提的是氢气制备的成本。要推动氢能发展，构建从上游制氢到中游储运到下游应用的产业链非常重要。在这一过程中，氢能的经济性能否达到化石能源的水平，决定着氢能的发展速度。彭苏萍指出，从1990年氢能源推行至今，吆喝的多，见效的少，问题出在两个地方。第一，成本高；第二，安全性没有得到公认。
按照碳中和的进程，2050年全球对氢气的需求将在现有基础上增加5—6倍，目前，全球化石能源制氢的原料用量将近一亿吨。但化石能源制氢本身将排放大量二氧化碳，刘建国指出，在未来的过程中，对原有工艺进行减碳，制备“低碳氢”是对从业人员的要求。
据了解，国际社会对“低碳氢”碳强度的界定是，从原料生产到氢气生产，碳排放强度应低于3.4千克二氧化碳/千克氢气，对应着每兆焦氢气28.3克二氧化碳的排放。“我们的目标是，在满足这一标准的同时，将制氢的成本降到1美元/公斤左右。”刘建国说。
用电解水法制备是比较受青睐的低碳氢来源，用这种方式制备的氢气被称为“绿氢”，它有两种商业化比较成熟的技术，即PEM（质子交换膜电解水）和ALK（碱性电解水）。刘建国介绍，这两种方式目前大部分采用并网制氢，未来，在碳中和的要求下，电价将会越来越贵，而电价一旦上网，就很难获得低价氢，所以很多人将视线转向了离网制氢。
这也涉及安全性问题。由于缺乏稳定的电网支持，离网制氢对氢能储存和运输的技术要求较高。记者了解到，离网制氢项目的度电成本由项目总发电量、发电设备等投资运营成本综合测算得出。目前，离网制氢的综合氢气成本未必低于并网制氢。
此外，衣宝廉提到，我国西北和西南等地可再生能源丰富，但将这些地区的可再生能源电解水输送到中原地区，将产生氢的长距离输送问题，这是目前氢能领域最难克服的问题。“从长远角度，我们希望把氢气衍生物以合成天然气、氨或甲醇的形式运输，减少储运风险；更理想的是通过天然气管网输送，我国正在对其安全性进行实验，纯氢管网的规划和建设也在进行中。”
“蓝氢”的制备也颇受关注，即将化石燃料燃烧制氢过程中排放的二氧化碳副产品捕获、利用和封存（CCUS）。“对于‘绿氢’而言，关键是降成本；对于‘蓝氢’而言，关键则是解决碳排放问题。现阶段在亚太地区，由于电价、电解槽的价格、运行成本、储氢成本等因素叠加，‘绿氢’的价格是‘蓝氢’的2—4倍，而‘蓝氢’也面临着技术不成熟及二氧化碳填埋后的安全问题等挑战。”刘建国说。
如何加快实现绿氢的规模化应用？在专家看来，出路是政府补贴。刘建国介绍，美国2022年通过的《通胀削减法案（IRA）》中45V节清洁氢能生产减税政策规定，生产每千克氢燃料的生命周期温室气体排放低于4千克（以CO2当量计），即可获得税收减免，不同排放水平可对应获得不同的减税额。
“这也是近两年绿氢在美国发展比较快的原因之一，它给我们的启示是，要发展一个行业就要创造市场，不创造市场就无法实现成本规模化，而在规模化之外，更重要的是推动科技进步。”刘建国说。
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