氢能对中国能源转型和双碳目标实现的重要意义.docx

氢能对中国能源转型和双碳目标实现的重要意义一、氢能对中国能源转型和双碳目标实现的重要意义1.氢能是中国未来低碳能源体系中的重要组成要素2020年9月，中国政府提出了双碳发展目标，为能源转型和应对气候变化开创了新纪元，中国的能源结构和体系继续向清洁化、低碳化、安全化深度转型。其中，可再生电力的大规模供给和消费侧全面电气化进程将加速，与此同时，重工业和船运、航空等高排放行业对化石能源存在一定的依赖，在技术可行性和成本的角度看，难以实现大规模可再生电力替代，其转型路径将依靠以氢能、生物质、合成燃料为代表的新型清洁燃料。根据课题组研究，零碳情景下，上述几种新型清洁能源在终端能源需求中的占比将达到30%-35%,其中氢能约占15%-20%o这意味着中国在实现碳达峰、碳中和的进程中,各类新型清洁能源特别是氢能将发挥重要作用。SB表1零IMI下答行业时不同豌A星龄线求占比作为一种用途广泛的二次能源，氢能可以在多个生产和消费环节作为替代能源进行使用，在重工业、交通、建筑、电力行业中均有不同的应用场景（见图表2）,其中最主要的用途包括燃料用氢、原料用氢以及储能用氢三类。 燃料用氢：主要场景包含重型道路交通、船运、航空、发电等领域。氢气易燃且热值高，燃烧产物仅为水，不排放二氧化碳等温室气体，与传统的化石燃料（石油、天然气、煤炭）相比，氢是终端零排放的清洁能源，可作为供热或供电的燃料。目前燃料用氢的应用在全球范围内尚为有限，主要限制因素是燃氢轮机等设备设施的技术成熟度低、经济性不高，相应的基础设施和政策标准尚不完善。 原料用氢：主要场景包含钢铁、化工等领域。氢气是重要的工业气体，氢元素的强还原性被用于多种化学反应，是众多化合物的基础元素之一。化工行业需要用氢制备甲醇、合成氨等多种产品，冶铁需要利用氢气作为还原剂，多种高端材料的制造在生产流程中均需要使用氢气进行加工。 储能用氢：主要场景包含电力储能领域。作为储能的一种形式，在一定的环境条件和容器中储存液态氢或气态氢，或将氢转换为化合物（如合成氨），增强氢能用于燃料/原料的灵活性。Wl结合应用场景、技术成本和未来中国零碳转型的需求，在2060年碳中和情景下，氢能将在化工、钢铁、重型交通领域将发挥关键的减碳作用，并在船运、航空、其他重工业和电力储能领域逐步拓展其应用场景（如图表3）o课题组预测，到2060年，氢能需求量较2020年将增长2-3倍，达约1-1.3亿吨/年，其中可再生氢占比约75%-80%,即0.75-1亿吨/年，即氢能供应格局将以低碳清洁的技术路径为主，仅有少量的化石燃料制氢为小规模特定场景使用。由于技术路线的差异，氢能在各个行业中能够发挥的作用以及需求增长的速度各不相同，但总体上将以技术和成本为导向，有望在2030年之前完成铺垫和布局，在2035年之后进入快速增长期。SS39WMWX>t302.不同来源的氢能将在转型不同阶段发挥作用氢能很难从自然界中直接大量获取，需要依靠不同的技术路径和生产工艺进行制备。目前，主要制氢路径包括煤气化、天然气重整、工业副产氢和电解水制氢四种。迄今，氢作为化工生产的原料和中间产品，通常会通过煤炭焦化气化、天然气重整以及甲烷煤炭合成气等化工生产的方式进行制取。以焦炉煤气、轻烧裂解副产氢气和氯碱化工尾气等为主的工业副产氢由于产量相对较大且相对稳定，也成为现阶段氢气的供给来源之一。相比上述两种方式，电解水制氢的原料和生产过程都以清洁能源为主，使用过程可以实现完全的零排放（在使用100%可再生电力进行电解水的情况下），为实现零碳转型，则电解水制氢应当作为需要大力发展的最重要的制氢技术路线。目前，电解水制氢技术成熟度较低、产业尚未完全规模化，成本远高于其他几种氢能生产方式，还处在初级阶段。行业内通常会根据氢气的不同制取来源进行种类的划分，主要包括： 灰氢：制取自化石燃料的氢，如来源于煤炭和天然气的氢，排放相对较高，但成本更低； 蓝氢：制取自化石燃料且配备CCS装置的氢，可以实现相对低碳排放； 绿氢：通过光伏发电、风电、水电等可再生电力供能的电解槽制取的氢，可以实现零排放，但目前成本较高且尚未规模化；绿氢即可再生氢；粉氢通过核电供能的电解槽制取的氢通常可以实现近零排放，但规模化发展较依赖于核电的技术和发展。要实现碳中和的宏伟目标，需要氢能本身的大规模推广应用，并在重工业等领域充分实现可再生氢对化石能源的替代。经过分析零碳图景下氢能在各行业的利用规模和能源结构，在2020-2060年间通过应用氢能有望实现超过200亿吨的累计减排量其中交通行业累计减排量最大，约为156亿吨，钢铁行业累计减排量约为47亿吨，化工行业累计减排量约为38亿吨，而可再生氢将在交通、钢铁、化工等领域成为主要的零碳原料。不仅如此，氢能产业链的建立也能充分带动经济增长和产业的发展，创造约L6万亿的市场产值和超过1万亿的基础设施投资空间（根据固定成本投资和运营费用加总计算）。KS4mo2M0<*i金.itJ0.143 si中国是全球最大的氢气生产国，也是最大的氢气消费国，但生产和消费领域的氢能大多来源于化石燃料，即灰氢、绿氢比例较低。中国2021年氢气产量约为3533万吨，主要来自于石化及化工、炼焦等行业，其中煤制氢占总量57.06%,天然气制氢21.90%,工业副产氢18.15%,电解水制氢1.42%,其他来源1.47%o1考虑到当前电解水制氢在技术和规模方面的限制，以及国家可再生能源发展现状，难以在短时间内实现可再生制氢比例大规模提升。因此，在中国整体氢能发展的战略布局中，需要分阶段、分步骤，利用不同来源氢能的互补性，最大化氢能的减排效果，并为可再生氢打造更充分的发展基础。 近期多元化应用,兼顾经济性和清洁性。考虑到化石能源制氢、副产氢的成本较低且产量相对较大，在短期内可以更有效地带动氢能消费侧的规模化发展，培育氢能上下游产业链，在降低全生命周期成本的同时为绿氢的推广应用做好铺垫。 中期：逐渐构建可再生氢为主的供应体系。在基础设施和产业链逐渐完善的基础上，可再生氢的成本将趋近化石能源制氢，需要通过强化的市场化手段和政策措施引导和激励生产和应用各场景逐渐实现向可再生氢的过渡。 远期：全面突破，实现可再生氢电协同。随着成本和技术进一步优化，需要继续完善产业链条，优化可再生氢生产和消费的大环境，同时针对重点行业实施推广应用，全面实现可再生氢在重工业和远距离交通等领域对化石能源的替代。二、政策和产业大环境下的可再生氨100目标1.国家氢能规划出台，为产业构建蓝图近年来，国家和地方层面加紧制订有关氢能的战略规划和布局。2020年4月，国家能源局关于中华人民共和国能源法（征求意见稿）中正式将氢能列入能源范畴，明确了氢能在我国能源体系中占有一席之地。同时，多个省市在其十四五及2035远景规划中列入氢能发展的相关内容，初步建立了氢能发展的政策和产业大框架。2022年3月，国家发改委和国家能源局联合发布了氢能产业发展中长期规划（2021-2035）（下称规划），以2060年碳中和为总体方向，进一步明确了氢能在我国能源体系中的角色定位以及在绿色低碳转型过程中的重要作用，强调了以可再生能源制氢和清洁氢为核心的氢能发展方向，并从制、储、运和基础设施等全产业链的角度进行了统筹规划和布局，突出了市场主体位置，为氢能高质量发展提供了行动指南。我们认为，规划的出台为中国氢能产业的长远发展构建了蓝图，促进了下一阶段氢能特别是可再生氢产业链的布局和推广应用：首先，规划对发展清洁低碳氢源做出明确部署；其次，规划高度重视氢能多元化示范应用；最后，规划为氢能的发展创建了前所未有的发展机遇，预示着氢核心应用场景将逐渐进入大规模示范和快速发展时期。2.以2030年100GW装机目标促进绿氢在行业中的快速推广应用总体上，国内氢能产业发展仍处于初级阶段，各行业及各地区政策支持体系建立尚不完善，且各领域内试点示范项目未能形成规模化效应，当前对氢能应用方面的激励政策、金融等方面的支持和激励机制和扶植力度还稍显不足，同时，针对氢能的重点发展区域来说，当前主要试点项目多出自单个企业，未能建立产业链上下游以及其他合作企业间的合作模式，使相关示范项目形成规模化效应。在国家大力推动发展氢能的大背景下，为了更好地解决上述痛点，促进可再生氢的推广应用，基于课题组对在零碳转型情景下中国2060年氢能总产量及可再生氢能占比的预测，即氢有总产量有望超过1-L3亿吨，且至少75%-80%由可再生氢供给，对2030年过渡阶段可再生氢的产量和装机量提出了目标框架。2021年9月，课题组提出可再生氢100行动倡议，提出力争2030年全国可再生能源制氢电解槽装机规模达到100GW的目标。该目标立足于国家氢能行业发展的现状，以中长期碳中和目标为导向，以氢能产业发展中长期规划(2021-2035)为基础，充分考虑2025年之后，可再生氢满足新增用氢需求并逐步对化石燃料制氢替代的发展路径，相关技术和成本大跨步优化的趋势，以及基础设施布局基本完善等因素，力争为政策和行业的发展提供前瞻性的参考。=.2030年可再生氢100的发展模式展望氢能的发展将遵循需求拉动供给的一般规律，其供需格局演变受产业布局演变、技术经济进步、安全保障约束、资源统筹优化等多方面因素驱动。区域为主统筹发展、大基地规模化开发、先立后破逐步替代将是未来十年可再生氢发展的重要特征，最终实现氢能乃至整个能源系统的跨区域、跨品类统筹规划、协调发展。ffiH7WMia>0(mSBM1 .“区域为主统筹发展长距离、大规模储运氢气的成本瓶颈在短期内难以得到突破，同时制氢资源分布以及用氢场景技术经济性等方面存在较大差异。内蒙古、河北、河南等地陆续发布发布2021年度风光制氢一体化示范、电力源网荷储一体化和多能互补试点等项目清单，自主化探索本地制氢用氢区域化发展模式。2030年之前，氢能发展将呈现区域化为主、近距离点对点为辅的格局。(1)氢能储运成本影响初期跨区规模化联动考虑前期需求仍存在较强不确定性，长距离、大容量的管道难以规划落地，而运输距离超过500km后，其他技术路线储运成本则大多超过10元/kg。对于工业应用场景而言，考虑相关储运成本，只有制氢电价低于0元、设备成本低于4000元kW时才能具备替代可行性，对资源条件和技术水平的要求近乎苛刻。对于交通应用场景而言，考虑到其成本接受程度高，资源优势地区较低的制氢成本叠加近距离储运成本，将具备一定经济性，如乌兰察布、张家口等风光资源富集地区制氢并运输到京津冀地区。图表8线或用SJNtt馀水平1N*3/5kW(7Mit)20000、（2）可再生资源条件差异推动区域发展分化三北、西南等地区可再生资源丰富，可再生氢与传统制氢路径成本差异较小，多种应用场景具备经济性。东部和中部地区资源相对匮乏，同时电力需求旺盛导致绿电溢价，海上风电成本尚处于准平价阶段，使得可再生氢成本与传统制氢路径成本差距较大，影响区域需求释放。（3）能源系统灵活性需求促进区域内部耦合现代能源系统统筹发展、可再生能源基地深度开发，进一步强化了区域氢电耦合需求。从单个新能源基地看，电制氢（制电）可做为就近组织平抑功率波动的可选措施；从全网来看，电制氢（制电）也可作为大范围、长时间尺度、高比例的供电负荷平衡手段。随着技术成熟度和经济性提升，远期电制氢（制电）可代替部分煤电承担新能源电源配套调节电源，与更大范围更多电源的互补特性将发挥全网性供需平衡作用。S>9MMiBff10*MMMMM4*IVM*MI4lfl2 .“大基地规模化开发从长远发展来看，氢能在生产端和应用端的技术突破和成本下降是实现大范围推广的关键，而20