“不利于存储、液化成本高等难题限制了氢能远距离输送，全球正进入‘氢2.0时代’，氢能产业向绿氨、绿色甲醇等‘泛氢’能源方向发展。”在近日召开的2024中国电氢耦合与氢化工技术创新大会上，中国工程院院士彭苏萍指出，在成本可控且技术成熟的条件下，氢氨醇能源应用将大提速，其中燃料发电、航运燃料等应用领域有望成为泛氢能源消费的新增长极，预计在2035年前后迎来快速发展。
为什么要发展泛氢能源？
据《中国能源报》记者了解，氢能被称为“21世纪的终极能源”，具有清洁、高效特征，同时也存在储运困难和安全方面的担忧。通过技术手段，将氢转化为氨，再与二氧化碳合成甲醇，既解决了氢应用难题，又拓宽了应用领域。
彭苏萍介绍，泛氢能源制备技术包括电解水制氢、化石能源制氢、生物制氢等，我国能源禀赋属性决定当前的市场以化石能源制氢为主，但可再生能源制氢是发展方向。目前，化石能源制氢、氨、甲醇已形成完备的产业链。可再生能源制氢项目陆续批量启动，在华北和西北地区密集落地，建成运营项目合计可再生氢产能约7.8万吨/年，绿氢、绿氨、绿色甲醇技术迈向商业化。
发展泛氢能源是能源结构调整的必然要求。“随着风电光伏大规模、高比例接入电网，其间歇性、波动性需要氢能等调节性电源作为支撑，从而平抑或减少风光发电出力不稳定的影响。通过电解水转化为稳定的化学能并长周期储存，可以实现能源的有效管理和调度。”国核电力规划设计研究院绿电转化产业分公司工程技术部副主任杜逸云指出，从国家能源安全大局出发，充分发挥新能源资源丰富的特点和优势，增加能源供给总量，优化能源供给结构，将全面提升可持续发展水平和国际竞争力。
中国电力科学研究院技术战略研究中心室主任康建东介绍，目前，我国在建氢能项目共79项，制氢规模为2241兆瓦，工程技术方面以可再生能源电解水制氢为主。电氢耦合在技术、成本、政策等推动下，氢能作为连接可再生能源的纽带和潜在的电力储能介质，可以应用于“源、网、荷”各个环节，将在新型电力系统中扮演重要角色。
面临哪些机遇和挑战？
市场看好绿色氢氨醇的市场机遇。
绿氨是一种零排放燃料，可用于火电厂燃料、船用燃料、氨燃料电池等场景。绿色甲醇具有燃料高效、排放清洁、可再生等特点，常温常压下为液态，使用安全便捷。彭苏萍预计，合成氨方面，2035年前，农业和工业消费仍是氨主要应用场景，2035年后氨能源进入快速发展期，预计掺氢发电与氨动力船舶具有经济性；2060年，预计氨动力船舶渗透率将达到40%以上，船舶用氨燃料需求量将达到约6500万吨/年。绿色甲醇方面，2025年后航运燃料需求将带动产能产量持续增长，到2030年，全国甲醇产业平均可再生氢应用率有望达到20%，汽车、船舶燃料替换是中远期全球范围内甲醇燃料应用的重要场景。
据悉，全球各国已规划1418个绿氢项目，其中超过1000个项目计划在2030年前投产或部分投产，绿氢建设进程不断推进。但从绿氢到绿氨、绿色甲醇，产业链长、主体多、技术难度高，还面临诸多挑战。
杜逸云指出，新能源出力具有随机波动性，与连续稳定制氢、用氢需求存在时间错配问题，高温高压的化工设施如果频繁启停将带来安全运行风险。行业在柔性匹配技术、大规模氢储运、制氢设备负荷瞬时响应等方面仍需突破。
低成本是转化应用的前提。电力规划设计总院清洁能源研究院高级工程师吴茜指出，当前绿氢供应成本较化石能源制氢高出1倍左右，经济性相对较差，相关项目进展缓慢，已投产产能不足4万吨，与规划产能存在较大差距。绿氢电力成本和设备成本有待进一步下降。
未来该如何发展？
当前，风光氢氨醇一体化项目成为企业热门投资领域。中能建氢能源有限公司副总经理刘大为介绍，公司已签约储备的绿色氢氨醇项目达50多个，在“三北”地区建设氢源和氢化工基地，在政策扶持力度大、市场需求强的“长三角”“珠三角”“成渝城市群”等区域推进氢能装备制造、技术研究中心等上下游产业。
康建东建议，强化顶层设计，推动电氢协同，让氢能布局与新型电力系统建设规划相衔接，明确氢能在新型电力系统应用发展的路线图，开展激励政策设计，进行应用引导和优化补贴。围绕产业发展需求，打造典型示范工程，同时推进团体、行业和国家标准的制定，促进工程化标准建设和规范化管理。
针对可再生能源电解制氢场景设备间耦合关系复杂，影响因素多样，规划配置困难问题。康建东指出，要结合场景特点，已知波动性可再生能源容量及出力特性，系统并网方式等，通过优化电解槽、储氢、蓄电池等设备容量配置，来提升可再生能源利用率及制氢经济性。
在吴茜看来，绿氢降本增效需要产业链上下游企业协同与整合，绿氢规模化开发需从当前能源电力企业“一头热”转向上下游协同开发“两头热”。要充分考虑全链条的柔性协同，推动用氢企业积极开展适应波动性氢源的柔性生产工艺和装备研发，提高生产系统波动性适应能力，降低波动性引起的运行成本增加，提高项目经济效益。
