氢能，被视为“21世纪的终极能源”，是清洁低碳、应用广泛的二次能源。发展氢能对于减少二氧化碳等温室气体排放、实现“双碳”目标具有重要意义。

　　当前，我国氢能产业发展布局中存在哪些制约因素？影响绿氢走向规模化的瓶颈是什么？日前，天府永兴实验室首席科学家、西南石油大学教授、德国国家工程院院士雷宪章在接受中能传媒记者专访时指出，氢能产业发展的终极目标是构建以绿氢为主体的氢能体系。离网制氢将是绿氢走向规模化生产的关键点，要用市场化手段去刺激绿氢产业良性发展，通过技术的快速提升和成本的大幅下降来推动绿氢产业蓬勃发展。

　　中能传媒：对标发达国家的氢能产业发展布局，我国在发展氢能产业方面有哪些成绩，是否存在一些壁垒？

　　雷宪章：以德国为例，德国是欧盟发展氢能最具代表性的国家之一。德国计划到2032年在全国范围内建成9700千米的输氢管道，其中60%是改造现有的天然气管道用于输送纯氢，40%是新建输氢管道。除此之外，德国计划和意大利联合建设一条3300千米的连结北非和欧洲的氢能走廊专用管道，从突尼斯的北非海岸出发，经由意大利天然气主干线，过境奥地利/瑞士，最终到达德国南部工业重镇巴伐利亚州。另外，一些欧盟国家还组成了一个由33家燃气基础设施运营商组成的欧洲氢骨干联盟，计划建设5.3万千米氢管道系统。这些通道建设完成后，将极大解决欧盟用氢难题，快速推动氢能产业发展。

　　从生产角度来看，我国是世界上最大的制氢国，2022年氢气生产能力为3353万吨，主要以煤制氢（灰氢）为主，占比56.2%，天然气制氢占比21.2%，工业副产氢占比20.2%，电解水制氢（绿氢）和甲醇制氢各占比1.2%。在“双碳”背景下，我国氢能发展的终极目标是构建以绿氢为主体的氢能体系，通过电解水制氢来获取绿氢。绿氢是由可再生能源驱动的电解槽中的水生产的，其经济性受电价的影响较大。如果按照当前平均工业电价0.6元/千瓦时计算，成本约40~50元/千克，明显偏高。当电价低于0.3元/千瓦时时，电解水制氢成本才与其他制氢（灰氢）工艺路线相当。

　　从输运角度来看，输氢管道运量大、能耗低、边际成本低，是实现规模化氢输运的重要方式。若能形成类似德国、意大利的多点供应氢气管网，既可以确保氢源供应，又能通过规模化输送摊薄储运成本。但从现实情况来看，受制于关键技术和材料，我国的纯氢管道建设尚处于起步阶段且规模较小，天然气掺氢管道大多处于研究和示范阶段。我国要实现纯氢或者掺氢天然气管道的安全可靠运输，还需要很长一段时间。

　　中能传媒：影响绿氢规模化生产及应用的关键因素是什么？具体的解决思路是什么？

　　雷宪章：当前影响绿氢规模化生产及应用的关键因素是经济成本太高。现实情况是制氢用电成本只有低于0.15元/千瓦时，才具有经济性。生产用电价格降不下来，绿氢就没有经济性，就做不到大规模生产及应用。

　　目前，储氢技术路线主要有高压储氢、液态储氢、固态储氢3种形式。这3种储氢方式中，高压储氢具有充放氢速度快、装备结构简单、温度适应范围广等优点，是我国目前主要采用的储氢方式，在氢气储运中发挥着重要作用。然而，这些储氢装备的共同特点是，它们都承受一定的压力，绝大多数都属于承压类特种设备，具有潜在的氢气泄漏和爆炸危险。高压储氢是在常温下通过压缩机将氢气压缩到储氢容器中，以提高单位体积的氢气密度。根据应用场景不同分为固定式储氢和移动式储氢，固定式储氢主要应用于加氢站、应急电源、备用电源和氢储能等场合。固定式储氢最高压力均在100兆帕左右；我国的移动式储氢压力大多在20兆帕左右，在20兆帕情况下输运氢气，根本没有经济性可言。

　　当前，绿氢实现规模化生产首要解决的问题就是降低用电成本，以灵活的电价机制推动绿氢产业发展。要摆脱制氢工艺对电网的依赖，离网制氢是一个很好的思路。比如，利用海上风电制氢、大型风光基地制氢，这样既可以使新能源实现就地消纳，带动制氢用电成本大幅下降；又可以将能量高效转化，将电能以绿氢的形式储存起来，促进全时域储能机制的形成，从而保障电力系统负荷平衡。因此，这种制氢模式将是未来新能源制氢的重要发展方向。

　　中能传媒：请谈一下电氢耦合在新型电力系统中发挥的作用？

　　雷宪章：电氢耦合协调，是建设新型能源体系的关键一环，在构建新型电力系统中扮演着重要角色。当前，新型电力系统面临的最大挑战是新能源高比例接入电网后，其间歇性、波动性等先天缺陷与用电负荷刚性需求之间的矛盾。新能源高比例接入电网后，带来4个突出问题：功率平衡增难、系统调控复杂、电能质量受损、稳定裕度减少。

　　解决这4个问题有3条基本路径：小时级调峰可以利用电池充放电实现调峰、调频；以天为单位的调峰可以利用抽水蓄能、压缩空气储能等技术来实现功率平衡；未来，利用电解水制氢技术消纳新能源发电、以氢燃料发电来匹配功率、以氢能作为全时域储能机制的重要组成，才是构建新型能源体系的根本路径。

　　从新能源发展规模及速度来看，电氢耦合大有可为。到2025年，光伏与风电的新增装机发电成本预计将达到0.3元/千瓦时，绿氢成本将低至25元/千克，具备与天然气制氢进行竞争的条件；到2030年，光伏与风电的新增装机发电成本预计将达到0.2元/千瓦时，届时绿氢成本将低至15元/千克，可实现规模化生产，我国各区域绿氢供需将基本实现自给自足。

　　从当前我国能源现实情况来看，清洁电力还不可能完全替代化石能源，清洁电能目前还不具备化石能源所具有的燃烧属性以及提供离网大型动力的能力。总之，绿色转型并非一蹴而就。要先立后破，而不能未立先破。先立后破的具体路径是在大力发展清洁能源的同时，依托技术创新和技术突破，构建新型电力系统，逐步完成化石能源的零碳替代，最终实现“双碳”目标。