綠氫的案例
氫能與儲能耦合發展的機遇與挑戰
化石燃料制氫是氫氣資源的主要來源，包括煤制氫、天然氣制氫等，綠氫的比例極低，不足 1%。氫氣作為工業原料用于合成氨、合成甲醇、石油煉化等，其作為燃料直接燃燒用于工業供熱的比例也近15%[20]。因此，在工業中綠氫取代灰氫或者藍氫也具有相當大的規模和潛力，如圖 7 所示。常規的電力來源于化石能源，但是會帶來嚴重的碳排放及環境污染，在碳中和的發展原則下，尤其國家鼓勵新能源電力“能建盡建、能發盡發”，新能源電力的比重將不斷增大，其也將以綠氫作為載體應用于工業領域。
根據相關研究機構的數據估算，我國 2020 年氫氣的消耗總量在 3.5×107t 左右，其中綠氫約 5×105t；而到 2060 年實現碳中和，我國氫氣的消耗總量將達到 1.3×108t，其中綠氫的規模也將達到 108t[21]。綠氫替代無疑是工業領域降低碳排放，實現碳中和的重要抓手。
2023
總結與展望
“碳達峰、碳中和”目標下，可再生能源的建設規模也在不斷擴大，但是鑒于其波動性、間歇性的特點，并不能全部以電能的形式融合到電力系統中。儲能可以快速、大規模地在電網側、發電側、用戶側全面發展，有利于保障新能源為主體的新型電力系統的穩定性。氫能也是廣義上的儲能，其具備燃料與原料的雙重屬性，是新能源滲透工業領域，促進其低碳轉型的重要介質。新能源通過電解水制氫的形式轉化成綠氫，對工業領域中的用氫場景進行替代（綠氫替代灰氫），并解決無法通過綠電替代減碳的場景。
展開 專家講堂│“雙碳”目標約束下煉化產業轉型發展思考
3.3.2 綠氫技術
氫能是推動傳統化石能源清潔高效利用和支撐可再生能源大規模發展的理想互聯媒介，也是實現交通運輸、工業和建筑等領域大規模深度脫碳的最佳選擇。目前我國在氫能基礎研究、核心材料、關鍵部件、制造工藝和集成控制等方面取得了較快發展，技術成熟度接近規?；虡I應用層級，氫能產業鏈的制、儲、運、加各環節即將打通。預計2030年后，隨著可再生能源制氫成本大幅度下降，氫能將在煉化產業等常規技術難以實現碳減排的領域得到廣泛應用。根據有關研究，2019年我國煉化與化工用氫量約8.2Mt，占全國用氫量的24.5%，化石能源制氫占59%，工藝碳排放量較大。利用氫能降低煉化產業碳排放，首先要解決綠氫來源問題。目前，利用太陽能等可再生能源制氫是綠氫生產技術主要發展方向。未來需加速研發低成本高效綠氫技術，開發高性能、低成本電解水制氫工藝和裝備，持續降低綠氫生產成本及生產中的碳排放，逐步替代灰氫，為煉化裝置提供綠色原料。
3.3.3 綠氫煉化技術
綠氫煉化指以綠氫為基礎，重塑煉化業務傳統產品鏈、服務鏈和價值鏈，逐步推動煉化企業在氫能生產端，以可再生能源等非化石能源制氫獲得更多綠氫；在氫能應用端，以綠氫替代高碳排放化石能源燃料或原料，生產更多綠色低碳燃料和化學品，幫助煉化企業實現凈零排放目標。綠氫煉化將成煉化行業轉型升級的重要路徑，將對傳統“烴基煉化”產品和工藝流程帶來巨大變革。隨著綠電、綠氫成本的大幅度降低，除替代化石能源制氫外，還將在替代高碳排放化石燃料、生產綠色燃料和化學品等方面有較快發展，參見圖2。
3.3.4 CCUS技術
與氫能類似，CCUS技術被認為可在難以減排領域發揮重大作用。近期，隨著各大油氣公司紛紛發布“雙碳”目標，CCUS技術的研發和應用成為碳減排舉措之一。
展開 學術速遞|CCUS全流程技術經濟分析
2035–2050年，除驅油封存持續保持盈利外，隨著綠氫價格降低，部分成本較低的耦合綠氫制甲醇可實現盈利。同時，隨著成本下降和碳價上升，部分成本較低的地質封存，尤其是枯竭油氣藏封存，也可在無補貼的情況下從2040–2045年開始實現盈利。
2050–2060年后，雖然原油價格下跌，但成本的持續降低和碳價的大幅上漲使驅油封存仍能保持較為可觀的收益。耦合綠氫制甲醇成本大幅低于收益，相對于傳統甲醇有競爭優勢，還可進一步建設“零碳足跡”甲醇烯烴產業鏈。在該階段較高的碳價下，枯竭油氣藏及陸地和海底咸水層等地質封存均可實現盈利。此外，越來越多進入采油末期的油氣田在低油價下失去了經濟性，石油企業可大力發展枯竭油氣藏封存CO2商業服務。
5結語與展望
基于CCUS全流程技術進展及國內CCUS項目實際運營經驗和數據，針對我國CCUS全流程系統構建了技術經濟評價體系，并通過研究測算，評估了CCUS全流程項目的經濟性及未來變化趨勢。研究結果表明，從現今至2035年，可通過擴大規模和技術進步降低物理吸收、化學吸收、膜分離和常壓富氧燃燒捕集技術的成本，推進CO2運輸管道建設，以驅油封存為主建設大規模全流程項目并爭取于2030年前實現商業應用。
2035–2050年，可通過發展第二代膜分離、加壓富氧燃燒和化學鏈燃燒技術使低濃度排放源CO2捕集成本明顯降低，建成區域CO2運輸管網，除驅油封存外，也可開展耦合綠氫制甲醇和地質封存全流程項目。2050–2060年，技術的愈發成熟持續降低CO2捕集成本，全國CO2運輸管網基本建成，可全面商業化發展耦合綠氫制甲醇產業鏈及枯竭油氣藏封存CO2服務。
來源：能源情報
展開 萬億市場的底層技術——CCUS全流程技術經濟深度分析
4.1CCUS全流程成本和收益
根據表3設計的情景，對捕集壓縮、運輸、利用封存、回收回注、監測、產出6個單元進行經濟性核算，得到當前CO?驅油封存、耦合綠氫制甲醇、地質封存3條主要業務路徑的全流程成本和收益現狀，并通過調研數據和圖3的學習曲線預測成本和收益的未來變化情況，如圖4所示。
這3條業務路徑的全流程成本都逐年下降，其中，最低與最高成本對應的情景見表4。
各業務路徑收益均是在CCUS被納入CCER后可進行碳交易的前提下計算得到的。在沒有補
貼的情景下，驅油封存收益呈波動性變化，在2020–2030年呈增長態勢，而后隨油價下降而緩慢回落。
依托低碳價值的持續增強，耦合綠氫制甲醇和地質封存全流程收益將逐年增長。
在有補貼的情景下，參照美國45Q條款對CCUS不同業務路徑的補貼力度，及我國對風
電產業補貼的時長，假定我國于2025–2045年對CCUS產業進行資金支持。
補貼后，地質封存補貼后收益相較于無補貼情景的漲幅達到10倍左右，遠超驅油封存和耦合綠氫制甲醇補貼后收益的漲幅。
4.2CCUS的業務路徑策略選擇
比較圖4中各業務路徑的成本和收益變化，可見現今至2035年，驅油封存全流程成本整體上低于該階段收益，能夠實現盈利，可選擇成本較低的項目開展大規模示范，盡早實現商業化。但耦合綠氫制甲醇和地質封存的成本高于該階段收益，暫無法實現盈利，該階段以降本提效為主。
此時，由于驅油封存經濟性較好、耦合綠氫制甲醇成本太高，補貼對這兩條路徑經濟性的提升不明顯。
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氫能產業發展如何破局？與新型電力系統建設融合發展路徑探討
推行綠氫替代可促進綠色化工、綠色交通的快速發展，助力工業、交通業等碳密集行業實現碳中和。因此，可以說氫能在我國的供需兩側均具有獨特優勢，不但在供給側可利用我國海量的風光裝機資源進行規模化制氫，解決大規模新能源并網的消納問題，還可在需求側利用我國遙遙領先的鋼鐵、水泥、多晶硅產量以及汽車保有量優勢，為氫能利用提供豐富場景和廣闊市場。
1.2 戰略布局
作為能源密度高、清潔、零碳、靈活的能源載體，氫能已得到全球一些國家和地區的廣泛關注。美國能源部提出“大規模融合氫能”的能源系統概念，德國、法國、韓國等國家陸續發布氫能發展計劃，日本提出建設“氫能社會”、將氫能上升為國家重大戰略之一，早在2017年12月就已出臺《氫能源基本戰略》，旨在全球率先實現“氫社會”，以實現低碳社會發展目標和尋求日本經濟新的增長點。這些國家都已認識到氫能在未來能源系統乃至社會系統中的地位和作用，競相開始搶占產業鏈各個環節的技術制高點，力爭使本國在此輪氫能變革中占得先機。
2018年以來，我國氫能產業在政策、技術、資本等多方面因素助推之下重新進入公眾視野。新能源制氫、氫燃料電池、移動式應急保障電源等領域涌現出的商業案例，極大地擴展了氫能產業未來發展的想象空間。根據中國氫能源及燃料電池產業創新戰略聯盟預測，2050年氫能在我國終端能源需求的比重將超過10%，氫氣需求量將超過1億噸。未來我國巨大的氫氣需求預期，已形成一個新的“風口”，引發了相關行業、企業的強烈關注。
1.3 生產方式演變
按照氫氣制取過程中的碳排放強度，氫氣被分為灰氫、藍氫和綠氫?；?em>氫指由化石燃料重整制得的氫氣，碳排放強度最高，技術成熟，適合大規模制氫，成本優勢顯著，約占目前全球市場氫源供應的96%。藍氫包括加裝碳捕集與封存（CCS）技術的化石能源制氫和工業副產氫，在灰氫的基礎上碳排放量大幅降低。
展開 碳中和|電解海水制氫的機遇
氫能分為灰氫、藍氫和綠氫三大類，灰氫是通過化石燃料燃燒所產生的氫氣，該種氫氣的生產技術較為簡單，但過程中會有較多的CO2排放，不符合雙碳目標；藍氫是將天然氣通過一系列反應制成的氫氣。雖然在生產藍氫時也會產生溫室氣體，但由于在生產過程中使用了諸多先進技術，所產生的溫室氣體被捕獲，減輕了天然氣制氫對地球環境的影響，實現了某種意義上的低排放生產；而綠氫則是通過使用可再生能源制造的氫氣，如電解水制氫、太陽能熱解水制氫等，對環境較為友好，是氫能利用的最理想形態。所以說，灰氫不可取，藍氫可以用，綠氫是方向。
在生產綠氫的過程中，電解水制氫技術普遍使用淡水作為生產的主要原料，但由于全球淡水資源稀缺，僅占世界水資源總量的2.53%左右。因此，直接電解海水獲得氫能就顯得尤為關鍵。海水儲量豐富、離子電導率高電解可與風能等綠色能源耦合，所以該技術具有可行性和便利性。但受到目前技術及制造成本的限制，綠氫實現產業化還需要時間。
本文通過對電解海水技術及其他制氫技術的介紹，闡述了電解海水制氫的優越性及探索電解海水制氫技術作出的嘗試
，著重分析了電解海水制氫的機遇和挑戰，并對這一新興領域的未來發展方向進行了展望。
一、不同制氫方法
目前來講制造氫能的方法有很多，根據原料轉化途徑及原理不同大致可分為以下幾類：太陽能熱化學制氫、化石能源制氫、生物質制氫和電解水制氫等。
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從氫燃料的制備、儲存，到車端的氫燃料存儲、燃燒發電，再到最后的電能整流、電車驅動，其間所消耗的能量暫且不說，那么一開始電解水制氫所需要的大量電力，又從何處而來呢？
根據清華大學中美清潔汽車聯盟副主任王賀武提供的信息，由張家口推廣12米HFCB（氫燃料電池巴士）的實測數據看，如果采用普通網電（可再生能源電力占比54.8%），那么全周期碳排放為1,457克/公里；采用綠網（可再生能源電力80%），全周期碳排放為645克/公里；完全采用綠氫（有別于化石燃料生成的灰氫，和天然氣通過蒸汽甲烷重整或自熱蒸汽重整的藍氫），全周期碳排放為132克/公里。
毫無疑問，綠氫情景下的巴士所產生的碳排放量最少，而且與中國的碳中和戰略相得益彰。但需要注意的是“綠氫”兩字，也就是指那種利用可再生能源（如風電、水電、太陽能等）制造的氫燃料，所以問題來了：現在的綠氫占比有多少？
盡管愿望是美好的，但現階段的綠氫占比并沒有想象中的那么多，而且大多還處于示范階段。
根據前瞻產業研究院的《中國氫能源行業發展前景預測與投資戰略規劃分析報告》，隨著國家大力推進綠色供氫，煤制氫配合CCS技術，可再生能源電解水制氫、和太陽能光催化分解水制氫將成為中遠期主要模式。然而，以可再生能源電解水制氫所占比重為例，2020年的綠氫只有3%，到2030年才預計能夠達到15%。
10年時間長嗎？
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1.制氫端：綠氫經濟性體現后占比將顯著提升
目前我國氫氣產能約每年4100萬噸，2021年產量約3300萬噸，位居世界第一?，F階段我國的制氫方式以化石能源和工業副產氫為主，兩者合計占比達到97%。綠氫是我國達成碳達峰、碳中和的重要途徑之一，根據中國氫能聯盟的預測，預計2030年碳達峰時，我國氫氣需求量將增至3715萬噸，其中可再生能源電解制氫占比將提升至15%，供應約550萬噸的綠氫；遠期到2060年碳中和，我國氫氣需求量將達到1.3億噸，在終端能源消費的比例將達到15%，成為我國能源戰略的重要組成部分，其中可再生能源電解制氫的比例達到70%，供應約0.91億噸的綠氫。
煤制氫和天然氣制氫等化石能源制氫方式是現階段發展較為成熟、應用較為廣泛的制氫方式，且成本具有優勢；我國現有工業副產氫產能規模大，具有一定的規模成本優勢，在一定程度上能夠降低環境污染，提高資源利用效率和經濟效益，未來成為氫能綠色化過渡方案的可行性較高。電解水制氫是未來綠氫的主要來源，現階段受益于電價、折舊等成本項較高，經濟性未體現出來。
經過測算，當可再生能源電價降至 0.16 元/kWh，堿性電解和 PEM 系統電解設備價格分別降至 1000 元/kW 和 2750 元/kW 時，堿性電解水制氫和 PEM 電解水制氫成本分別是 11.64 元/kg 和 14.34 元/kg，與化石能源制氫（+CCUS技術）的成本相當；當可再生能源電價降至 0.13 元/kWh，堿性電解和 PEM 系統電解設備價格分別降至 800 元/kW 和 1400 元/kW 時，堿性電解水制氫和 PEM 電解水制氫成本分別是 9.21 元/kg 和 10.02 元/kg，與現階段的化石能源制氫成本相當。
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綠氫稀少的原因在于成本高昂，國聯證券研究顯示，以煤制氫的成本在9元/kg，工業副產氣制氫成本在10-16元/kg之間，而如果用商電來進行電解水制氫則要上升至48元/kg。
全程零排放的綠氫顯然才是氫源的終極解決方案，也符合“雙碳”戰略的實質內涵。如果使用棄風棄光的廉價電力制氫，成本也可以迅速下降到14元/kg，綠電企業在該領域有著顯著優勢。
有市場分析人士判斷，到2030年，國內綠氫成本可實現與灰氫平價。那時，10-12元/kg的制氫成本，將讓氫能在重卡領域極具競爭力；2035年后，綠氫或將成為工業領域和交通領域的主流能源。
厘清氫能“源頭不綠”的根本問題，就會發現，氫能的發展邏輯是繼風光鋰電產業周期之后，用綠電制氫降低成本，迎來大規模應用的時刻，從而登上歷史舞臺。
我國計劃在2030年實現“碳達峰”，2060年實現“碳中和”目標。在遠期能源格局中，氫能將成為所有能源的“互聯體”，可以將可再生能源融通至終端。
首先，電氣化是目前經濟社會“脫碳”的主要手段，據預測，我國電力占能源總消費比重將由目前的25%提升至2050年的60%。
然而，在交通運輸、工業和需要高位熱能的行業，要想實現深度脫碳，僅靠電氣化還不夠， 但這一問題可以通過綠氫解決，
其次，理想狀態下，氫能將成為各種可再生能源的“儲能-互聯”載體。
未來，電力將是能源消費主力軍，但其最大問題是難以存儲。作為二次能源，氫能恰恰具備風光能源所不具備的優勢。氫能可以將無法消納的電能進行電解水制氫存儲起來，再將電力引向終端使用部門。
從目前人類研究的能源品類來看，氫能是唯一可以作為電、熱、氣等能源互聯的媒介，是在可預見的未來實現跨能源、跨行業，并進行能源網絡優化的唯一途徑。
展開 全球最大電解水制氫項目亮相 化工巨頭寶豐能源 “氫”舞飛揚
氫能和燃料電池公眾號20000多人關注，歡迎加入通訊錄
中國網財經4月20日訊 寶豐能源實施的 “國家級太陽能電解水制氫 綜合示范項目”今日正式投產，成為中國首個用新能源替代化石能源真正實現 “碳中和”路徑的工業企業。
據寶豐能源氫能項目負責人王箕榮介紹，該項目引進了單套產能 1000 標方/小時的電解槽以及氣化分離器、氫氣純化等裝置系統，其先進性已達到國內先進水平。全部投產后，項目將每年可減少煤炭資源消耗 25.4 萬噸，減少二氧化碳排放約 44.5 萬噸，社會效益顯著，同時公司將積 極與科研單位開展合作，深入研究太陽能、風能的應用和氫 能的制造、儲運及多領域多場景市場化應用。
寶豐能源前瞻布局，加快企業轉型升級，啟動新能源替代化石能源發展戰略。立足源頭治理，實施國家級太陽能電解水制氫項目，通過太陽能生產綠色電能，再用綠色電能作為動力，通過電解水制取出“綠氫”和“綠氧”，用“綠氫” 替代煤作為原料，“綠氧”替代煤作為燃料，直供化工系統生產聚乙烯、聚丙烯等上百種高端化工產品，標志著寶豐能源全線啟程“碳中和”之路。
中國氣候變化特使解振華認為寶豐模式值得鼓勵和倡導，“近年來，寶豐通過大規模發展可再生能源、結合農業種植、綠色氫能制造和燃料電池重卡運輸，同時制定長期轉型和投融資計劃，逐步實現從化石能源向可再生能源和新能源轉型，這一次，寶豐又積極發起建立專業的碳中和研究院和智庫，形成基于產業鏈的碳中和轉型聯盟，從更大范圍和全生命周期角度實現碳減排，并逐步走出一條通過企業聯合行動、產學研商相結合的轉型新路子，這完全符合碳中和系統性變革的本質?！?
展開 民用天然氣摻氫技術靠譜嗎
近日，國家電投上線了國內首個綠氫摻入天然氣示范項目，將可再生能源電解水制取的綠氫與天然氣摻混后供民用燃氣鍋爐使用。業內認為，該項目是摻氫天然氣示范項目在民用終端應用驗證方面的新進展。
不過，由于天然氣摻氫產業在國內尚處于起步階段，仍面臨安全隱患不明晰、標準規范缺乏、行政審批難、終端用戶設備適用性待考等難題。
一文讀懂能源行業最熱的賽道：氫能與燃料電池的前景展望
在碳達峰碳中和的目標下，堅定不移地堅持綠氫路線，擴大綠氫的產業規模和應用途徑，進一步降低綠氫的成本。
聲明
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部分演講嘉賓已確定 | 2021可再生能源制氫論壇
綠氫成本降低的策略分析
5. 綠氫的投資機遇分析
主題二：不同來源的制氫方式
1. 光伏制氫的原理與技術現狀
2. 風電制氫的經濟性及發展前景
3. 棄風、棄光制氫潛力分析
4. 海水電解制氫技術
5. 核能制氫的新嘗試
6. 光催化制氫技術的新進展
7. 光電催化制氫技術
8. 生物質制氫技術及其研究進展
9. 液態燃料現場制氫技術
主題三：電解水制氫技術
1. 堿性電解水技術(ALK)
堿性電解水制氫的商業化現狀
2. PEM電解水制氫
可再生能源PEM電解水制氫的現狀和展望
高壓PEM制氫技術的研究
PEM水電解制氫用質子交換膜的研究進展
質子交換膜(PEM)水電解制氫用新型析氧電極研究
PEM電解水析氧催化劑研究進展
國外PEM制氫技術及案例分析
PEM電解水制氫裝置及系統解決方案
3.
展開 碳中和下的氫能發展報告
氫燃料電池車輛由于能量效率高、安全性高、無排放、壽命長等優點，有望逐步推廣。
風險提示：1）碳中和政策實施不及預期；2）氫能價格難以大幅下降；3）燃料電池成本下降不及預期；4）氫能冶金技術發展不及預期。
01
氫能是替代化石能源實現碳中和的重要選擇
氫能（氫的能源利用）受到全球廣泛關注，成為應對氣候變化、建設脫碳社會的重要產業方向。歐、美、日、韓等發達國家紛紛制定氫能路線圖，加快推進氫能產業技術研發和產業化布局。
當前，我國氫氣生產利用主要在以石化化工行業為主的工業領域，以“原料”利用為主，“燃料”利用為輔。我國發展氫能具有良好基礎，也面臨諸多挑戰。綠氫供應、氫儲運路徑和基礎設施建設、氫燃料電池核心技術裝備、氫燃料電池汽車技術裝備等均待逐一攻破，必須實事求是、客觀冷靜、積極創新，爭取少走彎路，開創氫能技術突破和產業化新局面。
氫能產業已成為我國能源戰略布局的重要部分。2020年，氫能被納入《能源法》（征求意見稿）。2021年，氫能列入《國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》未來產業布局。
氫能產業發展初期，依托現有氫氣產能、就近提供便捷廉價氫源，支持氫能中下游產業發展，降低氫能產業起步難度，具有積極的現實意義。綠氫在“碳中和”中可以用在綠電無法發揮作用的領域實現互補，如氫冶金、化工、重卡交通燃料、供熱等。面向未來，當綠氫成為穩定足量的低價氫源時，綠氫促進工業脫碳將更好地發揮氫能價值。
疫情未改變氫能產業投資積極局面。
展開 氫氣傳感器在電解水制氫出口氧中氫含量檢測中的應用
氫作為一種清潔、高效的二次能源，在現代能源體系中扮演著越來越重要的角色。電解水制氫作為一種低碳、零排放的制氫方法，利用可再生能源產生的“綠電”和純水作為原料，被寄予厚望成為未來綠氫的主要來源。然而，盡管其前景廣闊，目前綠氫在氫氣生產總量中的占比仍然較低，受限于高昂的生產成本，特別是電價和制氫裝備成本。
電解水制氫的基本原理是在直流電的作用下將水分子解離為氫氣和氧氣。根據電解槽隔膜材料的不同，電解水制氫技術可分為堿性電解（AWE）、質子交換膜（PEM）電解和固體氧化物（SOEC）電解三種。每種技術都有其獨特的優勢和局限性。例如，PEM電解水制氫技術具有較高的安全性和效率，但成本較高；堿性電解水制氫技術則因其結構簡單、技術成熟、成本低廉而廣受歡迎，但效率和性能相對較低，且存在環境污染風險；而固體氧化物電解水制氫技術則具有更高的電化學性能和效率，但其高溫工作條件和啟動慢的劣勢限制了其應用場景。
無論采用哪種制氫方法，生產出的氫氣都需要達到一定的純度標準才能投入使用。電解水制氫產生的氫氣純度通常較高，可達99.9%以上。然而，在電解過程中，由于各種因素的影響，如電解槽缺陷、電極質量不均勻或操作條件不合適等，可能會導致產生的氧氣中混入微量氫氣。如果氫氣和氧氣的混合比率超過一定限度，就可能引發安全事故。
因此，在電解水制氫過程中，對氧氣中微量氫氣的實時監測至關重要。這就需要使用氫氣傳感器來檢測氫氣純度，確保氫氣質量達標。氫氣傳感器是一種能夠檢測氣體中氫氣濃度的儀表，具有靈敏度高、響應速度快、測量準確等優點。
在電解水制氫出口氧中氫含量的檢測中，常用的氫氣傳感器有熱導式氣體傳感器、半導體氫氣傳感器、電化學氫氣傳感器、催化燃氣氫氣傳感器等。
熱導式氣體傳感器的工作原理是通過測量微型機械加熱元件的溫度提升來確定氣體組分。
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