2030年可再生氢100GW的发展模式展望

　　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3035，其中氢能约占1520。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。欢迎搜索微信公众号：3060碳达峰碳中和，获取更多资料。
　　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。
　　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（20212035）》（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。
　　100GW目标下可再生氢装机发展趋势
　　2030年可再生氢装机达到100GW的目标设定综合考虑了碳中和情景下我国能源结构转型以及国家氢能产业发展的需求。从可再生能源供给的角度，2030年，我国非化石能源占一次能源消费的比重有望超过25，风电、太阳能发电总装机容量将达到1620亿千瓦，按照可再生能源电解水制氢510的比例配置，装机规模有望达到100GW。从氢能产业发展需求的角度，碳中和情景下氢能在整体能源体系中的比例约为1520，在可再生氢占比超过70的情况下，装机至少需要达到500750GW。
　　基于对可再生氢产业技术和成本经济性发展趋势，如20302060年的三十年期间，中国可再生氢以年装机约7的增速扩大规模，即2030年可再生氢装机达到至少100GW，可满足2060年对可再生氢的市场需求，也基本符合行业和市场的发展规律。考虑到行业发展处于早期阶段，且产业链尚未完全建立，各环节成本较高，通过前期设定具有前瞻性的目标作为引领，将加速产业完成从1GW到百GW的增长，为氢能产业本身和能源整体脱碳提供足够的成本经济性和规模效应，避免高昂的全社会成本。欢迎搜索微信公众号：3060碳达峰碳中和，获取更多资料。
　　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。1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。
　　终端应用可接受氢价水平终端应用可接受氢价水平
　　（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。
　　不同地区可再生氢成本与规模
　　（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。欢迎搜索微信公众号：3060碳达峰碳中和，获取更多资料。
　　电解水制氢联动能源基地与用能负荷协同发展
　　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2030年之前这一启动阶段更依赖于规模化的成本下降。考虑到中国氢能产能的分布和相关产业的布局模式，以大基地形式规模化开发应用可再生氢，不仅能够充分利用地方资源、增强可再生氢能发展的保障，也能够从全价值链的角度在各个环节为氢能的发展赋能。国家发改委、能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，能源局印发《关于开展全国主要流域可再生能源一体化规划研究工作有关事项的通知》，支撑风光水火储大基地开发，也为氢能规模化发展提供方案。
　　（1）现有产业格局为大基地开发奠定基础
　　从现有产能分布看，当前西北、华北、东北和西南等可再生能源优势地区产能合计占比接近65，有潜力和空间实现规模化氢源替代。新能源体系不仅会带来能源系统变局，还将重构工业体系。相关地区凭借丰富的可再生能源资源，将会成为绿色化工、氢冶金等零碳新工业的策源地。通过零碳工业大基地等形式，将可再生能源、储能、氢能充分协同，将绿色能源的生产和使用有机结合，能够打造以绿色、稳定、可靠的能源系统为支撑的新型产业模式。
　　（2）大基地模式最大化氢能安全开发保障
　　大基地模式有利于整体提升项目开发企业、设计机构、EPC整体系统集成商、关键产品部件供应商等对项目风险的重视程度，也有助于本地监管部门对相关安全规范进行有效探索，形成相关经验，持续有序放大示范规模。
　　氢基零碳工业园区发展模式
　　（3）大基地为产业发展提供多价值链支撑
　　从世界范围看，随着氢能产业成熟度的提高，氢能示范项目呈现综合性趋势，并覆盖了越来越多的价值链环节。一方面，在可再生氢的产地就地进行消纳的大基地模式有利于充分获得额外的政策、融资等资源支撑，另一方面，也可建立更大范围的伙伴关系和合作网络，并依此保障氢能供给和利用渠道的畅通，为项目开发提供确定性。国际能源署（IEA）也提出氢能产业发展的多个价值链，一个价值链的发展将有利于其他价值链实现成本削减和创新。同时，在同一区域内的价值链有机会发挥彼此之间的协同作用，例如在工业集群和运输走廊上的卡车车队可以依托更大规模优势降低总体成本。欢迎搜索微信公众号：3060碳达峰碳中和，获取更多资料。
　　先立后破加速氢源结构低碳化
　　随着双碳战略的提出，氢能供应链清洁化发展成为大势所趋，但氢源结构优化仍需遵循市场规律，先立后破，初期以工业副产氢为过渡、后期逐渐由可再生能源制氢进行替代。氢能产业发展初期，部分工业副产氢资源富集地区，将以成本低、运输方便、稳定性等优势成为有效过渡支撑。随着技术的进步和清洁电力资源成本的下降，可再生能源制氢将在2030年之前逐步成为的最主要新增制氢路径。
　　大规模储电或储氢导致经济性下降
　　（1）可再生氢初期仍难以完全独立满足需求
　　可再生能源发电的间断性和波动性是限制可再生氢能稳定持续供给的重要因素之一。原油炼化、化工、金属冶炼等应用场景为连续运转工业流程，需保证每年8000小时以上的氢能连续供应。而目前单个光伏电站运行小时数大多介于1000到2000之间，陆上风电场也仅有2000到3000多小时，且波动性较大，即便考虑风光互补，也需结合电网电力制氢才能提供更高的稳定性，保障电解水制氢连续供给，否则需要大规模储电或储氢，将导致经济性大幅降低。
　　（2）工业副产氢可发挥重要过渡和支撑作用
　　在多元化的供应格局中，技术路线选择取决于不同发展阶段的适用性、经济性、能源效率和环境效益。工业副产氢的数量庞大、分布广泛，在氯碱工业、乙烷裂解、丙烷脱氢等生产过程中有复产高纯度氢气，具有利用潜力，可为氢能产业发展初期提供低成本高效益的分布式氢源，尤其在化工行业基础较好的东部地区。根据氯碱产能测算，可利用副产氢气约85万吨，虽然部分氯碱企业加以回收利用，但仅利用60左右，每年仍剩余副产氢气近30万吨。欢迎搜索微信公众号：3060碳达峰碳中和，获取更多资料。
　　（3）技术成本下降逐步推动可再生氢成主流
　　可再生能源经过多年的发展，风光发电成本已与火电平价并持续下降。同时，电解制氢技术仍有较大的进步空间，碱性电解水成本降幅潜力预计为20左右，质子交换膜成本降幅有望达到40，相关制氢设备成本在技术进步和规模效应的双重作用下将加速降低，提高在不同应用场景下的经济竞争力。随着发电成本下降和技术逐步迭代，可再生能源制氢将逐步拓宽其市场应用范围，成为未来制氢体系中的主流技术路线。