在业内专家看来,当前我国氢能运行产能快速提升,政策体系不断完善。然而,在产业蓬勃发展背后,成本高昂、电氢系统协同以及政策标准适配等现实问题依然突出。

电氢耦合是必然趋势

随着可再生能源装机的不断攀升,电氢协同发展已成必然趋势。专家认为,绿氢已不再是单一的能源载体,而是催生新质生产力发展的新增长极。

中国能源研究会副秘书长王凡指出,绿氢依托可再生能源电解水制备,不仅能高效消纳风光富余电力,破解新能源消纳瓶颈,更能在钢铁、炼化、化工、交通等领域替代化石燃料,是实现工业脱碳与保障能源安全的重要路径。

“从全球视野看,各国对氢能的定位虽有差异——欧美视其为战略储备与脱碳工具,日韩将其作为多元化能源供给产业,而澳俄则看重其出口潜力。”电力规划设计总院清洁能源研究院融合三处处长龙望成分析指出,中国氢能的定位最为综合,既是国家能源的重要组成部分,也是绿色低碳转型载体,更是我国未来产业的重要方向。预测到2060年,氢能在我国终端能源消费中的占比预计将达到12%—15%。未来终端能源消费结构将形成“以电为主、氢为重要补充”的格局,电氢耦合将成为实现“双碳”目标的关键路径。

龙望成判断,绿氢产业发展将经历三个阶段:初期依托电网支撑以保障满负荷运行;中期实现自主调峰,电网作为辅助调节;远期在特定场景下以离网制氢为主,实现自主调峰。与此同时,随着技术的不断迭代,绿氢产业有望复刻光伏、风电的降价路径,加速跨过经济性门槛,接棒“新三样”成为我国外贸出口与增长的新引擎。

绿色价值亟待变现

尽管前景广阔,但业内一致认为,我国绿氢产业仍面临成本、技术、市场及体制机制等挑战,而“成本高”是阻碍绿氢产业发展的最大绊脚石。

中国电力企业联合会氢能分会副秘书长周星直言,我国已有约25万吨绿氢产能,但目前国内氢能结构中,化石能源制氢占比高达80%,绿氢替代压力巨大。绿氢面临的最大挑战在于成本问题,而成本高企的原因之一在于其绿色价值尚未在市场中体现。值得注意的是,绿氢供应链的技术水平虽大幅提升,但部分关键核心材料和装备的国产化、自主化水平仍需进一步提升。

在具体的项目落地与运行层面,龙望成指出,绿电直连等新型供电模式虽然为降低成本提供了可能,但如何设计运营结算模式、如何优化并网容量降低输配电价,直接影响项目的经济性。此外,随着绿氢发展规模扩大,跨区域配置能力不足的问题日益凸显。为支撑未来绿氢跨区域优化配置,需加快规划布局管网基础设施。

另一个挑战是源网荷储的匹配难度。龙望成表示,化工产业追求安、稳、长、满、优运行,而新能源发电具有波动性,这种上下游供需的不匹配,导致绿氢在化工领域的消纳存在技术障碍。为此,需要推动下游化工端适应柔性波动,促进“绿电—绿氢—绿色化工”的全链条协同优化。

构建政策与标准双支撑

面对上述诸多挑战,业内专家认为,绿氢正处于从政策驱动向市场驱动过渡阶段,未来需要从政策顶层设计、技术创新路径及市场机制构建等方面破局。

中国能源研究会与自然资源保护协会合作的研究认为,应创新性提出区域差异化绿电发展路径,因地制宜结合资源、电网及用氢需求,破解“一刀切”发展难题。研究选取了山东、四川、甘肃三类典型地区,对绿电直连、公网购电、微电网三种制氢模式开展了多场景仿真模拟与成本效益对比。研究建议,应构建全维度政策优化方案,从区域规划、差异化补贴、市场协同等方面提供量化支持,并系统梳理国内外绿氢政策,助力中国绿氢标准接轨国际。

周星建议,未来应进一步加快建立氢能绿色价值的认证和交易机制,并推动各省在体制机制上进行试点示范,特别是优化绿氢项目审批管理流程。同时,依托工信部、国家发改委和国家能源局的试点项目,持续推动能源领域首台(套)重大技术装备的认定与应用,重点关注控制系统、测试平台及储运装备等短板环节。

针对绿氢技术与成本优化,龙望成提出“全链条优化”的思路,开展绿电、绿氢及绿色化工全链条一体化设计。在风光氢储系统中,要根据下游用氢需求对新能源与制氢系统进行容量优化,并合理配置电化学储能与储氢规模,在系统投资成本与调节能力配置之间找到平衡。此外,应充分挖掘制氢系统的灵活调节能力,探索发展柔性化工合成技术,通过一体化智慧调控平台等手段实现绿电、绿氢及绿色化工一体化高效运行。