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中原油田制氢车间技术人员检查制氢设备
01 扎实做好氢能自主创新，推进试点示范和规模化应用
氢能源是我国实现“双碳”目标的重要抓手之一。
我国《氢能产业中长期发展规划(2021~2035年)》勾勒出氢能发展蓝图，标志着氢能“1+N”政策体系初步建立行业。 到2025年，可再生能源氢气产能达到10万吨/年至20万吨/年，二氧化碳排放量减少100万吨/年至200万吨/年。 近日，国家发改委等部门印发《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》，国家标准局等部门印发《氢能产业标准体系建设指南》 ”，这是对氢能产业中长期发展规划的重要回应。 此次延续充分体现了国家继续支持氢能高质量发展的决心和信心。
2022年，地方政府将依托政策、资源、资金、技术装备等优势，扎实开展氢能自主创新，逐步推进试点示范和规模化应用。 明确氢能55个细分技术方向，涵盖氢能生产、氢能储运、加氢、燃料电池、前沿交叉、氢安全与质量控制六大领域。 2项技术处于领先阶段，19项技术处于领先阶段。 在并行运行阶段，有34项技术处于后续阶段。 26个省区市公开发布氢能及燃料电池产业专项政策316项，氢能标准体系逐步完善。 《加氢装置》《碱性水电解制氢系统“领跑者行动”绩效评价指南》等标准陆续发布，填补了多个领域的空白。
各地依托政策、资源、资金、技术装备等优势，大幅降低成本，推动规模化应用，初步形成三大氢能产业发展集群。
一是大型可再生氢基地群，充分发挥自身可再生资源优势，通过“风、光、水、氢”等多能源互补模式生产可再生氢，以低成本制氢为核心。引领方向，引导全产业链布局和建设。 二是终端应用示范集群，依托政策扶持、产业基础和应用场景优势，重点拓展交通、化工、建筑、能源等丰富应用场景，构建氢能良好产业生态。能源开发。 三是科技装备创新集群，依托资金、人才、技术等创新要素优势集聚，重点突破全产业链科技装备研发，建立和完善产业技术装备体系，支撑供应链和示范应用，提升建设水平。
氢能产业发展集群带动区域发展。 可再生能源制氢项目加快推进。 西北、华北地区牵头规划建设大型可再生氢能基地示范项目。 氢能关键技术不断迭代。 装备制造成本进一步降低。 部分产氢技术路线达到国际先进水平，电解槽出货量大幅增长，可再生能源制氢规模呈现快速扩张趋势，在制氢、加氢基础设施等方面走在世界前列以及氢能商用车示范应用。
中国氢能联盟战略指导委员会常务副主任、中国工程院院士甘勇透露，截至目前，我国已规划建设350多个可再生能源制氢项目。 他说：“碱性电解槽产能位居全球第一，质子交换膜水电解制氢技术也在快速突破。35兆帕制冷快速加氢机、70兆帕加氢站技术实现自主开发国产化。200千瓦以上的燃料电池电堆已逐步投放市场。”
我国氢能已从关键技术研发逐步转向大规模产业化发展阶段，呈现出以下特点：一是绿色发展，可再生能源制氢规模快速扩大； 二是创新发展，全产业链技术快速进步，自主化水平有所提高。三是协调发展。 燃料电池重卡、叉车、机车已在港口、矿山、轨道交通等多个场景得到应用。 氢能存储、燃料电池热电联产、绿色制氢等领域应用示范加快推进。
甘勇表示：“氢能是一个充满无限想象力的年轻战略朝阳产业，需要扎实做好自主创新，逐步推进试点示范和规模化应用，努力实现关键技术自主化和自主化。” ——掌控产业链，掌握国际氢能产业的话语权，这需要行业形成合力，持续努力。
02氢电协同为新能源系统提供有力支撑
构建多元化清洁能源供应体系是实现碳中和目标的根本举措，加快氢电耦合协调发展是重要举措。
氢具有能源和资源的双重属性，是联系各类能源的桥梁和纽带。 绿色电力和绿色氢能是二次能源的最佳选择。 氢电耦合可以减少或平衡随机性和波动性对电力系统的影响，并可以吸收新能源。 与抽水蓄能或其他储能方式相比，氢电耦合最大的特点是可以长期、大容量、跨季节储存。
氢电耦合未来发展的关键驱动力一是地区能源资源禀赋导致灵活性需求差异明显； 其次，离网并网新能源发展模式逐渐成为挖掘新能源规模化发展潜力的重要手段。 “异域荒野”、“深海”等场景成为高质量发展的重要抓手。 “区域能源一体化”、“源网荷储一体化”明显发展趋势，进一步强化了区域氢电耦合需求，需要更好提高氢电耦合综合效益。
氢电耦合应用的典型场景是大型新能源基地“沙沟黄”。 通过“并网发电+离网制氢”耦合，在满足项目产量要求的基础上，并网部分的收入将用于补贴系统。 氢终端是支撑近期绿氢成本降低和快速扩张的重要解决方案。 规模化发展对制氢电解槽的灵活性以及碱性电解与质子交换膜电解的联合控制技术提出了更高的要求。 重点研发任务是宽范围、高效、低能耗的碱性水电解制氢，规模化、低成本、长寿命的质子交换膜制氢技术，以及二者耦合的综合控制技术。 。 燃气轮机可用作灵活的动力源。 我国目前使用的是天然气燃气轮机。 由于天然气资源缺乏，掺氢或纯氢燃烧同样具有调节电网、增强电网供电安全的能力。
我国深海地区风能资源丰富，开发潜力巨大。 它们是未来海上风电发展的重点。 但发展面临低成本、大容量、长距离传输等严峻挑战。 依托可再生能源制氢技术，在深海区域现场发电制取氢气（氨）然后输送至岸上，或直接进行氢基能源跨境贸易，可高效支撑深海能源基地建设。
此外，推动氢能与工业耦合应用，以绿氢作为“原料或还原剂”替代煤炭，可以让煤炭回归燃料地位，提高终端能源灵活性，引导产业重新聚集。布局。 利用氢能打造可再生能源-电力系统+氢能网络-工业生产线的能源循环，将提高我国能源系统的综合利用小时数和利用效率，降低整体能源应用成本。
中国工程院院士黄启利认为，氢电耦合作为新能源发展的重要支撑，未来有望打造新能源依赖，持续推动能源优化转型。能源系统。 为进一步加快氢电耦合发展，他建议加强技术研发、协同创新、示范先行、完善标准。 围绕产业链关键环节加大氢电耦合关键技术研究，立项实施一批前瞻性、战略性重大科技项目，稳步加大领域科技研发投入氢电耦合； 重点企业加强协同创新，打造绿色氢能关键技术创新联盟开展基础材料、零部件、系统装备等全产业链合作，共同引导市场进步； 积先进技术的先导试验；积极参与国际氢能相关标准的制修订，梳理我国氢能产业标准体系的空白，加快发展以氢能为导向的绿色氢能产业标准体系。耦合场景。
03 推动燃料电池汽车产业化是扩大氢能应用的突破口
2022年，依托“燃料电池汽车示范城市群”等重大示范项目，我国将加快燃料电池汽车推广，逐步实现关键核心技术突破，构建完整产业链。 新增燃料电池汽车3367辆，保有量将超过1万辆。 ，达到12,682辆，比上年增长36%； 建成加氢站358座，比上年增长40%； 累计建设运营燃料电池发电及热电联产项目57个，总规模超过12兆瓦。
燃料电池汽车利用车载燃料电池装置产生的电力作为驱动动力。 与传统燃油汽车相比，具有零排放、能源利用率高、加油快、续航里程长等优点。 它们有望成为能源和环境问题的解决方案。 重要节目。 然而，燃料电池汽车发动机相对昂贵，导致车辆的价格是燃油汽车的两倍以上。
我国启动了“燃料电池汽车示范城市群”计划。 每个示范城市组将展示至少1000辆自行车，单车行驶里程超过3万公里，以及15个加氢站。 国家“以奖代补”推动燃料电池汽车普及。
中国氢能联盟战略指导委员会委员、中国工程院院士易宝莲指出，燃料电池汽车产业化是氢能应用的突破口。 坚持自主创新，突破“卡脖子”技术，实现关键材料和零部件的量产。 、降低燃料电池汽车、加氢站建设和氢源成本，推动燃料电池汽车产业化。
他建议推动燃料电池关键材料和零部件国产化，提高电堆比功率和电流密度，降低电堆和铂装成本，将燃料电池汽车成本降低到锂离子电动水平汽车; 大力发展可再生能源制造 对于氢气，利用天然气或纯氢管网输送氢气。 加氢站加氢成本将降至30元/公斤以下。 燃料电池汽车的运营成本可与燃油汽车竞争； 推动高压储氢瓶、加氢机等国产化、批量化生产，加快油氢电联合站建设，大幅降低加氢站建设成本，同步推进燃料电池示范客运车辆。
易宝莲表示：“到2025年，如果提高电流密度并实现量产，电堆成本可降至500元/千瓦以下，发动机系统成本可降至1000元/千瓦以下。”千瓦。 下面，我们可以将燃料电池汽车的成本降低到锂离子电池汽车成本的水平。”
