碳中和時代，中國氫能之路該怎么走

我國力爭于2030年前實現二氧化碳排放達到峰值、2060年前實現碳中和。在2021 年全國兩會上，碳達峰、碳中和被首次寫入政府工作報告。如何高質量實現碳達峰、碳中和目標，已成為中國未來一段時期內能源結構發展與轉型的必然要求。為了實現這一目標，能源的生產和消費環節均要走向綠色低碳的道路。

氫能將在全球能源新格局中扮演重要角色，其發展所帶來的科技創新、行業競爭和巨量投資機會是提高社會生產力和綜合國力的戰略支撐，已讓世界主要發達國家趨之若鶩。氫能在我國的碳中和路徑中也將扮演重要角色：氫能的利用可以實現大規模、高效可再生能源的消納；在不同行業和地區間進行能量再分配；充當能源緩沖載體提高能源系統韌性；降低交通運輸過程中的碳排放；降低工業用能領域的碳排放；代替焦炭用于冶金工業降低碳排放，降低建筑采暖的碳排放。

我國氫能源發展目前主要集中在氫燃料電池汽車及配套加氫站建設方向。2018年下半年以來，我國氫能產業發展熱情空前高漲，在氫燃料電池汽車領域的布局已初見成效。然而，作為一種二次能源，氫能的潛力卻遠不止于氫燃料電池汽車，利用氫能在電力、工業、熱力等領域構建未來低碳綜合能源體系已被證明擁有巨大潛力。

氫能在未來綠色能源結構中的作用。當前世界能源生產和消費結構情況是全球碳排放量依舊加劇，可再生能源比例增加、多種新能源共存。在此作用下未來能源體系逐步形成。然而，新體系仍面臨許多挑戰，包括可再生能源裝機規模增加所帶來的波動性以及能源供需距離過長等問題。

氫能的價值在于可為各種關鍵性的能源挑戰提供應對策略，即為多種能源之間的物質與能量轉換提供解決方案。首先，氫是當前交通、工業和建筑等碳排放大戶實現大規模脫碳的最現實選擇；其次，氫在可再生能源生產、運輸、消費過程中發揮著重要的系統性調節作用，可提供一種能靈活地跨領域、跨時間和跨地點的能源流通體系；最后，氫的利用方式更符合當前使用者的偏好和習慣。在未來能源系統中，氫具有替代煤炭、石油、天然氣等傳統化石能源的潛力。

根據各國氫能發展路線所描繪的圖景，在制氫方面，利用趨于成熟的PowertoGas(PtG)技術，將“棄風、棄光”等無法并網的可再生能源電解水制氫，以解決可再生能源的消納問題。在儲運方面，氫可通過管道、海上液化運輸、汽車等多種方式進行運輸，在減少電力基礎設施投資的條件下，解決了可再生能源的長期存儲與遠距離運輸問題。在氫能利用方面，由于與天然氣性質類似，氫可直接作為燃料，按照一定比例混入天然氣中進行混燒或在純氫燃氣輪機中直燃；也可利用氫的電化學性質，作為燃料電池的原料用于燃料電池汽車、分布式熱電聯產等。氫能可被廣泛利用已成為發達國家的一種普遍共識。

氫能的主要關鍵技術。氫氣作為一種原料應用于工業原料、直燃供能、家用燃料電池和燃料電池汽車等領域是氫能的主要使用與發展方向，相關技術近年來已取得了長足進步。然而，新興能源發展的核心就是實現低廉、高效的原料來源和儲運，氫能發展也面臨同樣的問題。因此，制氫與儲氫技術是氫氣得到高效利用的關鍵，是限制氫能大規模產業化發展的重要瓶頸，也成為目前氫能產業化發展的重點和難點之一。

氫氣的來源十分廣泛，主要的氫源供應方式有煤、天然氣等化石能源重整制氫、工業副產氫和電解水制氫，未來或具有規模化氫源供應潛力的其他方式還包括生物質制氫、光熱制氫、光電制氫及核能制氫等。目前來看，95%以上的氫氣來源于化石能源重整制氫及工業副產氫，其他來源的氫氣還非常有限，然而利用可再生能源電解水制氫，讓可再生能源通過“電–氫–電(或化工原料)”的方式將電力、交通、熱力和化工等領域耦合起來，實現“綠氫”的真正高效利用，才能發揮氫作為一種能源的真正作用。

可再生能源制氫的關鍵核心技術是高效的電解水制氫技術。電解水制氫就是在直流電的作用下，通過電化學過程將水分子解離為氫氣與氧氣，分別在陰、陽兩極析出。根據電解質系統的差別，可將電解水制氫分為堿性電解水、質子交換膜（PEM）電解水和固體氧化物電解水等。三者的基本原理是一致的，即在氧化還原反應過程中，阻止電子的自由交換，而將電荷轉移過程分解為外電路的電子傳遞和內電路的離子傳遞，從而實現氫氣的產生和利用。但三者的電極材料和電解反應條件不同

與其他燃料相比，氫的質量能量密度大，但體積能量密度小（汽油的1/3000），因此，構建氫儲能系統的一個大前提條件就是在較高體積能量密度下儲運氫氣。尤其當氫氣應用于交通領域時，還要求有較高的質量能量密度。目前，氫氣的儲存方式主要有高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫、有機液體儲氫、多孔材料及金屬合金等物理類固態儲氫。對于氫氣的規模化儲存和運輸，盡管迄今已研發出多種技術和手段，但目前工業上最可行的仍只有高壓氣態儲氫和深冷液化儲氫。

高壓氣態儲氫是最普通、直接的儲氫方式，高壓容器內氫以氣態儲存，儲存量與壓力成正比。高壓儲氫技術商業一般選用可承受20MPa氫壓的儲氣鋼瓶，貯氫壓15MPa左右，因為氫氣密度較低而儲氫罐自身較重，氫的質量分數一般都少于3%。溫液化儲氫是一種可實用化的儲氫方式，由于常溫常壓下液態氫的密度是氣態氫的845倍，因此低溫液化儲氫具有儲氫密度高、儲存容器體積小等優勢，其質量濃度約為70g/L，高于高壓氣態儲氫（70MPa下質量濃度約為39g/L）。但氫氣液化過程需要多級壓縮冷卻，氫氣溫度降低至20K，將消耗大量能量，液化消耗的能量約占氫能的30%。另外，為了避免液態氫蒸發損失，對液態氫儲存容器絕熱性能要求苛刻，需要具有良好絕熱性能的絕熱材料。低溫儲氫罐的設計制造及材料的選擇一直存在成本高昂的難題，導致液化過程和儲氫容器技術復雜，成本增加。低溫液化儲氫技術主要應用于軍事與航天領域，商業化研究與應用才剛剛開始，然而由于在大規模、長距離儲運方面的優勢，或將在未來與高壓氣態儲氫互補共存發展。

氫氣可以通過容器以壓縮氣體、液體或者存儲在氫化物的形式進行運輸。近距離的氫氣運輸主要采用長管拖車進行輸送。洲際間的氫氣運輸可利用船舶集裝箱液態運輸，類似于當今液化天然氣運輸。液氫的密度比天然氣要低很多，因此運輸成本更高。此外，氫的洲際運輸還存在其他安全問題，如容器泄漏，氫氣裝填和卸載時發生事故，船只碰撞等。

氫氣運輸的另一個主要方式就是管道運輸。由于氫氣與天然氣性質相似，因此，氫氣在管道中運輸方式也與天然氣的極為類似。事實上，使用鋼材料、焊接工藝連接的管道運輸天然氣時，運輸壓力最高可達到8MPa，這同樣可以實現氫氣在管道中的運輸，且現今使用的檢驗方法足以控制氫氣的運輸風險與天然氣的運輸風險等級在同一水平。但是氫氣的管道運輸還要解決一些問題，如氫氣的擴散損失大約是天然氣的3倍，材料吸附氫氣后產生脆性，需要增加大量氣體監測儀器，需要安裝室外緊急放空設備等，這些都會使運輸過程中的成本增加。目前，氫氣運輸管道的造價約為63萬美元/km，天然氣管道的造價僅為25萬美元/km左右，氫氣管道的造價約為天然氣管道的2.5倍。

目前，全歐洲已有超過128個各類型PtG示范項目正在德國、英國、西班牙、荷蘭、丹麥等歐洲多地廣泛開展。此外，德國計劃于2022年建成一座100MW規模的PtG項目；歐洲能源宏偉計劃（100GW北海風電樞紐計劃）也將在樞紐人工島上配建PtG項目，2030年建成后將有約10000臺風力發電機組向電解制氫裝置供能。

除了氫能燃料電池汽車外，歐盟正在發展將氫氣混入歐洲天然氣管網中形成混合氣的技術。將混合氣通過天然氣管網直接輸送至居民用戶作為燃料，是歐洲氫能利用的主要發展方向之一。建筑物能耗占歐洲總能源消費的第二位，占二氧化碳總排放量的15%。為實現《巴黎協定》目標，該部分的碳排放量需在現有水平下降低57%。建筑節能有多種手段，但利用氫氣為天然氣“脫碳”在歐洲已被認為是在改造難度和成本效益上更具競爭力的方式。天然氣是歐洲建筑物供暖的最主要燃料，占所有家庭用能的42%。歐洲天然氣管網為大約9000萬家庭提供天然氣。

FCHJU研究表明：現有天然氣管道網絡可以容納最高20%氫氣的混合氣體（按體積計算），且無需進行重大升級。同時，在儲氫方面同樣可以利用現有天然氣基礎設施和技術實現大規模的高效存儲。歐洲天然氣管網的存儲能力為360億m3，若按10%比例混合，則可儲存的氫能折合成電量高達100TW·h。

歐盟還籌劃將天然氣管道網絡升級改造成純氫的供氣管道系統。英國的示范研究表明：除了技術可行外，將天然氣管道升級為純氫供氣管道，單位投資成本只需100~120英鎊，而升級家庭熱泵系統以達到同樣降碳效果的單位投資成本為270~320英鎊。氫

目前，歐洲的示范項目包括混入氫氣體積分數為20%的法國敦克爾刻GRHYD項目和英國HyDeploy項目。此外，H21LeedsCityGate項目計劃到2028年將英國利茲市建成一座使用100%氫燃料的城市。該項目作為英國將氫能源向全國推廣的示范項目，已完成將現有天然氣管網升級成100%氫氣管網的技術與經濟可行性研究。在FCHJU等組織的支持下，歐洲正在開展66個示范項目，涉及投資4.26億歐元。

日本電力系統以集中式發電為主，福島核事故暴露了現行體制的脆弱性。由于能源嚴重依賴海外供給、核電發展停滯等情況，日本能源自給率從2010年度的20%降至2016年度的8%左右。實現自給自足的分布式能源體系已成為日本能源轉型的方向。構建氫能供給系統在消費地就近使用，已被認為是一種有效、經濟、安全的途徑。特別是對自然災害頻發的日本來說，氫能的多種利用方式既適合分布式能源發展，也適用于大型集中發電，大大豐富了能源系統的靈活性。按照日本“氫能社會”國家戰略的目標，氫能最終將與電能、熱能一起構成新的二次能源供給結構，在整個社會得到普及和利用。日本《氫能源白皮書》預測：到2030年日本氫能將達到1萬億日元的市場規模，氫燃料發電量將占全國總發電量的5%。

為了向全世界展示氫能發展成果，日本政府還斥資3.5億美元為東京奧運會修建地下輸送管道，將福島氫能直接輸入奧運村，使至少100輛氫燃料電池公交車以及訓練設施、運動員宿舍等6000余座奧運村建筑全部通過氫燃料供能。日本對標歐盟和美國，為PtG系統設定了世界最高標準的技術指標與成本目標，包括2020年之前實現投資成本5萬日元/kW；2032年左右在日本可再生能源固定價格收購制度（FIT）下，正式進入發電交易市場的商用化目標等。除了“福島”項目，日本還開展了氫氣直接燃燒發電技術的開發及示范。日本企業大林組和川崎重工于2018年4月在全球率先實現以100%氫氣作為1MW級燃氣輪機組的燃料，在測試期內即向神戶市中央區人工島PortLand內4個相鄰設施（神戶市醫療中心綜合醫院、神戶港島體育中心。

（來源：天然氣咨詢）

【主持者言】

氫能被譽為未來能源。雖然從目前的技術成果分析，氫能在儲運方面還存在一些問題，但在“雙碳”背景下，氫能的廣泛應用可以有效解決大氣污染、棄風棄電等一系列問題。目前歐洲和日本都投入了大量的人力物力來研究和推廣氫能應用。特別是日本將借助奧運會的東風，擴大氫能應用范圍。杭州將于2022年召開亞運會。公司可以借時借勢，與亞組委等相關部門溝通，研究并推廣使用氫能。同時為公司培養氫能人才和累計技術經驗。

百億元級“碳中和”市場浮現 ，綠色金融體系構建提速在即

相比于傳統金融服務，綠色金融主要涵蓋用于減少溫室氣體排放、適應全球氣候變暖的相關經濟活動。我國現階段對綠色金融的關注點大多集中在銀行信貸業務中的“綠色信貸”，即對環保、節能、清潔能源、綠色交通、綠色建筑等領域提供信貸服務。以國家開發銀行為例，其綠色信貸債券超過2.3萬億元，累計發放的綠色信貸債券達700億元。

但與此同時，業內專家指出，當前我國的綠色金融基礎仍不夠牢固，很多定義以及核算、法規、指南等都不夠健全。綠色金融體系構建需要進一步完善綠色金融法規等最基本的配套工具，從完善體系標準、建立激勵機制、增強覆蓋面積等方面著力開展工作。

對此，亞洲開發銀行氣候變化首席專家呂學都指出，綠色金融中的碳金融發展的核心是要量化，這是綠色金融助力“碳中和”的重要突破口。“但實際上，目前綠色金融數據并未與減碳效益直接掛鉤。如果不進行量化，就無法做到金融工具開發，也無法充分發揮金融支持綠色發展的資源配置、風險管理和市場定價三大功能。”

呂學都進一步表示，碳金融量化指標的制定和量化金融工具的開發，需要減碳相關專業機構與金融機構的密切合作，也需要用政策法規保駕護航。只有將碳作為資產對待，一系列與減碳相關的金融屬性功能才能得以體現。

4月21日，央行等三部委聯合發布的《綠色債券支持項目目錄（2021年版）》，首次統一了綠色債券相關管理部門對綠色項目的界定標準，同時更加科學準確界定了綠色項目標準，煤炭等化石能源清潔利用等高碳排放項目不再納入支持范圍，使減碳約束更加嚴格。

貴州省貴安云谷多能互補分布式能源中心項目是綠色金融支持的綠色能源項目之一。記者了解到，該項目采用天然氣+三種可再生能源互補模式，相較于常規中央空調系統，每年可以節省標煤2270噸，減少二氧化碳排放6243噸，減碳功能明顯，因此被核定為綠色項目，獲得了綠色信貸的支持，信貸利率比基準利率低5個百分點。

新版綠債目錄發布，到碳減排支持工具加速出臺，綠色金融頂層設計已逐步清晰。“政府有必要建立碳金融項目庫以及碳金融基金，明確減碳項目類型、標準以及碳金融的核算辦法，在項目層面更好推動綠色金融發展。”呂學都建議。

（來源：中國城市能源周刊）

【主持者言】

近日，由中國投資協會能源投資專業委員會與落基山研究所共同研究編制的中國首部“碳中和”主題藍皮書——《零碳中國·綠色投資藍皮書》在京發布。藍皮書認為，中國“碳中和”轉型將帶來巨大的市場規模和效益。其中，可再生資源利用、能效、終端消費電氣化、零碳發電技術、儲能、氫能、數字化七大投資領域最為重要。據我國相關機構測算，實現“碳中和”需要百億元的投資。

綠色金融、碳金融這些都是在“雙碳”目標推行下相伴而生的金融工具。公司所屬城市能源公司在天然氣分布式能源的推廣和建設方面應該學習相關金融政策，合理利用規則。借鑒貴安云谷多能互補分布式能源中心取得金融支持的方式。學以致用，借助金融工具降低分布式能源建設成本，打造品牌。

廣東天然氣市場大變革

為適應形勢發展，逐步解決城市天然氣發展存在的矛盾和問題，更好滿足經濟社會發展需要，5月26日，廣東省人民政府辦公廳發布《關于廣東省加快推進城市天然氣事業高質量發展實施方案的通知》（以下簡稱“《實施方案》”）。

明確主要目標：到2025年，全省城市居民天然氣普及率達到70%以上，年用氣量達到200億立方米以上，城市天然氣利用規模進一步擴大；市縣建成區供氣管網基本實現全覆蓋，城燃企業規模化整合穩步推進，天然氣終端價格更趨合理等。

在規范城市天然氣經營秩序方面，《實施方案》提出一是采取企業并購、協議轉讓、聯合重組、控股參股等多種形式，依法依規推動城燃企業整合，淘汰部分規模小、實力弱、經營管理和供應保障水平低的企業，同時推動實行集團化經營的城燃企業整合下屬公司。二是推動供氣層級扁平化。按照減少供氣環節、降低輸氣成本的原則，積極推動大用戶直供。城鎮燃氣管網已覆蓋的區域，直供用戶可自主選擇直供方式或城燃企業管網代輸方式供氣。盡快取消沒有實質性管網投入的“背靠背”分輸站或不需要提供輸配服務的省內管道。按照“國家管網—城燃企業管網—用戶”的供應模式，整合城市供氣管網。

《實施方案》提出提高天然氣市場進入門檻。從氣源供應、場地設施、人員資質、安全管理等方面，細化完善燃氣經營許可申報資格、程序、審批以及考核等事項。組織開展全省城燃企業燃氣經營許可核查，對違規發放的燃氣經營許可證進行清理，對部分供應保障不力、經營管理不規范、用戶服務質量差、安全管理不到位的城燃企業，嚴格督促進行整改。整改不到位的，收回經營許可證。還提出加大特許經營企業考核評估力度。對現有的特許經營企業，推動簽訂約束性補充協議；對到期的特許經營企業開展專項評估等。

《實施方案》還提出創新城市天然氣運營模式。開展天然氣大用戶直供試點。選擇部分達到直供標準的企業用戶，開展天然氣大用戶直供試點，探索規范大用戶直供申報、審批、建設和管理等事宜。組織廣州、韶關、潮州等市開展城燃企業綜合改革試點。

（來源：天然氣與法律）

【主持者言】

在本次油氣體制改革過程中，廣東省一直走在前列。本次發布的《關于廣東省加快推進城市天然氣事業高質量發展實施方案的通知》更是從政策方面對天然氣產業健康發展給予了重大支持。《實施方案》中明確提出了推動城燃企業整合、淘汰服務質量差的城燃企業，按照“國家管網—城燃企業管網—用戶”的供應模式，整合城市供氣管網。這些值得我省學習借鑒。

浙江省將要打造成為“重要窗口”，杭州市要展現“頭雁風采”。在油氣改革方面，省、市政府也應制定明確的改革目標和詳細的時間表。圍繞“增供給、降成本、優服務、促消費、惠民生、保安全”和“扁平化、規模化”的主旨，從政府層面大力推進油氣改革工作。

將蕭山機場分布式能源項目打造成“能源工廠、環保課堂、藝術空間”

2021年5月14日上午，集團黨委書記、董事長蘆俊，黨委委員、副總經理俞峻、嚴益劍攜辦公室、建設發展部一行調研杭州蕭山國際機場三期能源中心分布式能源項目現場，城市能源公司、杭天公司、工程公司、中國美術學院風景建筑設計院、浙江省電力設計院、浙江西子聯合工程公司、川崎（上海）有限公司、遠大集團等相關負責人參加。蘆董一行實地查看了杭州蕭山國際機場三期能源中心分布式能源項目建設現場，詳細了解項目概況、工程建設進度、配套高壓管線建設及體驗優化設計等情況。

交流會上，杭燃集團各參建單位與蕭山國際機場建設指揮部交流分布式能源項目及機場高壓專線的建設情況及后續工作安排。蘆董對機場三期建設指揮部在項目建設上的支持表示感謝，指出蕭山機場三期能源中心分布式能源項目意義非凡，要求各參建單位提高認識，面對復雜的變化形勢要不松懈，借杭州市快速發展和亞運會的東風，協同推進，克服困難，有效突破。同時，要緊緊圍繞“能源工廠、環保課堂、藝術空間”的定位，打造杭燃集團的企業金名片、市民綠色能源低碳生活的體驗打卡地。

蕭山國際機場三期建設指揮部黨委副書記翁樟強感謝蘆董對機場重點項目建設的關心及杭燃集團在機場分布式能源項目、高壓管網建設上做出的努力，高度贊賞杭燃集團把分布式能源項目打造成“能源工廠、環保課堂、藝術空間”的高站位、新理念。希望與杭燃集團各參建單位充分交流溝通，注重建設施工細節，嚴把管線建設過程安全管理，將三期能源中心分布式能源項目打造成綠色能源項目的典范。

（來源：杭州市燃氣集團有限公司）

【主持者言】

天然氣分布式能源系統節能效果明顯，碳排放量低，在能源安全保障和電網調峰方面也具有優勢。發展分布式能源系統是杭燃集團在“十四五”期間一個重要的戰略布局。蕭山國際機場天然氣分布式能源項目的定位是打造“能源工廠、環保課堂、藝術空間”。該項目的建成將充分展現公司在分布式能源發展方面的核心競爭力，形成品牌效應，占據市場優勢。

液化天然氣市場信息

上周全國LNG周均價為3689.84 元/噸，較上周價格下降 51.63元/噸，環比下降1.38% 。其中，接收站出廠周均價3690.07 元/噸，較上周價格上漲49.60元/噸，環比上漲 1.36%；工廠出廠周均價為3606.87元/噸，較上周價格下降153.11元/噸，環比下降4.07%。

上周全國LNG均價出現下滑。前期價格上漲過快打擊了國內下游LNG需求，而供應面比較充裕，供需寬松局面下，下游企觀望情緒較濃，接貨意愿不大，雖然 LNG接收站成本仍高位運行，掛牌價格繼續上調，但在下游需求不旺的情況下， 國內 LNG工廠并未跟漲，整體來看，國內 LNG價格相比上周出現下滑。

上周國內LNG下游接貨價漲跌互現。LNG市場下游接貨價漲價區域主要集中在東部沿海地區，接收站方面由于進口成本高位支撐，本周價格較為堅挺；而其他地區來看，當下屬于天然氣消費淡季，下游需求有限，加之前期上游高價抑制下，近期下游接貨氛圍較為低迷，多數業者持觀望態度，因此部分地區下游接貨價小幅下滑。

有機構預測，本周LNG市場供應量或相對穩定：工廠方面，陜西、山西等地部分檢修工廠本周有復產和提產計劃，且涉及產能較大，雖然有部分工廠計劃檢修，但檢修產能低于復產產能，預計本周整體LNG工廠開工負荷或有所提升，國產資源供應量或將隨之增加；接收站方面，進口成本提升明顯，后期接收站槽批出貨量或有小幅減少。兩相抵消下，預計本周LNG市場供應量或相對穩定。

在需求方面，本周LNG市場需求量預計波動不大：當前LNG市場價格波動幅度收縮，LNG價格與替代能源的價差基本穩定，預計短期內LNG下游工業及車用版塊需求波動不大；今年南方氣溫較往年同期偏高，隨著氣溫上升，多地用電需求提升，或將帶動LNG發電需求增加，但城燃需求或進一步減少，綜合來看，預計短期內LNG市場需求波動不大。

綜合整體供需情況來看，雖然局部地區氣源價格有上漲預期，但LNG市場當前處于淡季，LNG市場供需相對穩定，預計本周整體LNG市場大勢或以維穩為主，局部或有震蕩調整。