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如何打破氢能产业面临“死亡谷”困境?

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“不论是锂电、光伏还是新能源汽车,所有新能源技术和产品在发展初期都曾面临‘产品性能差-客户满意度低-市场需求少-投资意愿低-技术进步慢-难以产业化’的‘死亡谷’困境。”

日前,管理咨询公司波士顿咨询(BCG)联合中国科学院院士、国际氢能与燃料电池协会理事长欧阳明高院士团队共同发布的《中国氢能产业展望》(下称《展望》)作出上述表述。

《展望》指出,绿氢产业需要在价值链、产业链、技术链三方面的融合推进下突破“死亡谷”,促进氢能产业走向“产品性能优-客户满意度高-市场需求大-投资意愿高-技术进步快-产业化加速”的正向循环。

氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源。伴随着碳中和成为全球关注的重要议题,氢能的系统性发展备受关注。

虽然面临“死亡谷”困境,但氢能行业前景被看好。《展望》指出,氢工业、氢交通、氢储能等每一种场景的商业化,都将推动万亿级市场的递进增长。

工业是氢能规模最大的应用领域。国际能源署(IEA)数据显示,2021年全球氢需求量超过9400万吨,其中超过99%来自工业领域,石油炼化应用超过4000万吨,此外还有合成氨、甲醇制备和冶金等。

近年来,随着工业脱碳趋势的发展,绿氢替代灰氢的趋势逐渐显现。灰氢是指以化石燃料为原料制氢以及工业副产制氢;绿氢是通过可再生能源电解水制氢。

据IEA统计,2021年全球因制氢过程产生的碳排放量超过8.3亿吨,工业领域势必逐渐由灰氢转向绿氢。

《展望》指出,近几年,虽然电解水制氢电解槽的总装机容量快速增长,但绿氢的渗透率依然很低,主要瓶颈在于绿氢的经济性。据IEA预测,基于2050年净零排放情景,全球绿氢将在2030年实现平价,平准化成本约为1.5-4美元/千克,基本与灰氢相当。

绿氢的成本平价趋势,主要来自四大因素的推动:电解槽成本降低、可再生能源电价下降、电耗水平优化和碳税的出台。

在绿氢制备领域,目前主流技术为碱性电解水制氢和质子交换膜制氢。《展望》指出,这两种技术相对成熟,但都不是为了绿氢场景所设计,而是来自氯碱、船舶、汽车等行业,技术特点均无法完全适应绿氢场景下的电解水制氢需求。

“以碱性电解水制氢为例,它本身不是源生于可再生能源发电,在应对电力间歇性、波动性方面仍有很大优化空间,”波士顿咨询公司董事总经理、全球合伙人王海旭对界面新闻表示。

清华大学教授杨福源也对界面新闻补充道,“为应对这一问题,欧阳明高院士团队提出了多槽混联的方式,通过不同功率电解槽的多种组合,匹配可再生电力的动态变化。”

除工业这一最大的应用领域外,氢能交通是氢能应用最具潜力的赛道之一。交通是全球碳排放的重要来源之一。据生态环境部数据,道路交通领域占据了中国整体碳排放的9%。

过去数十年间,交通行业在持续通过电动化进行脱碳转型。上述《展望》指出,在难以电动化的领域,如重载卡车、航运和航空,氢能应用应运而生,其中最受关注的终端应用是燃料电池汽车。

“燃料电池汽车的最大潜力在于长途重载商用车领域。与纯电动重卡相比,燃料电池重卡的补能时间更短、重量更轻且能量密度更高,”波士顿咨询公司董事总经理、全球合伙人葛磊解读道,随着氢燃料价格的下降和燃料电池系统成本的优化,预计燃料电池汽车的总体拥有成本(TCO)将显著改善。

《展望》认为,燃料电池汽车发展的关键驱动因素主要包括四点,分别为燃料电池技术的进步、配套基础设施的发展、氢燃料成本的降低以及政策支持。

《展望》预计,2030年以前,中国终端加氢价格有望降至35元/千克以下,实现与燃油重卡的成本持平。

在“双碳”背景下,可再生能源发电将大规模发展,它们的波动性和间歇性使得氢能具有了独特的意义和价值。

《展望》指出,氢储能系统由于具备大容量、长周期、清洁高效的特性,被认为是能够良好匹配可再生能源电力的储能方式。

氢储能的核心表现为“电-氢-电”之间的能量转换。在此过程中,富余的可再生能源发电通过电解制氢系统制备氢气,将氢气储存下来后,再用于燃气轮机或燃料电池发电,整个过程中没有碳排放。

在单向的“电-氢”过程中,储存下来的氢气则可作为一种商品进行运输,并在工业和交通等多领域得到利用。

从产业化角度看,当前氢储能的总体经济性依然较差。《展望》指出,目前国内氢储能系统的初始投资高达1.3万元/千瓦,而抽水蓄能的成本仅为7000元/千瓦,电池储能则为2000元/千瓦。

“尽管在技术和成本等方面仍存在一定挑战,但氢能的能源化应用场景正在迅速发展,并带动产业的大规模增长。”王海旭称,目前在燃气轮机的掺氢和纯氢发电、锅炉的掺氢掺氨发电、燃料电池热电联供等领域,已有丰富的探索和商业实践。

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编辑:敬之

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