“2030年，全球氫能產業鏈總投資將達2800億美元；到2050年氫能及氫能技術市場規模將超過2.5萬億美元。”5月10—12日在京舉行的“2018第三屆中國國際氫能與燃料電池及加氫設備發展”論壇上，參會者對氫能的未來滿懷信心，並圍繞氫能發展現狀、應用場景做了深入探討。

市場過熱存隱憂

隨著氫能應用技術發展逐漸成熟以及全球應對氣候變化的壓力持續增大，氫能產業發展在世界各國備受關注，多國政府出臺了規劃氫能及燃料電池發展戰略路線圖，美國、日本、德國等國家更是將氫能規劃上升到國家能源戰略。

在這輪氫能競賽中，中國也在迎頭趕上。近年來中國加強對氫能的戰略佈局，《能源技術創新行動計劃（2016—2030）》將氫能與燃料電池技術創新作為重點任務。《“十三五”國家戰略性新興產業發展規劃》中明確提出，系統推進燃料電池汽車研發與產業化，並提出到2020年，實現燃料電池汽車批量生產和規模化示範應用。

政策指引下，政府、企業、社會資本對氫能產業的熱情和投入增長迅速。“現在氫能行業不僅是向暖，而是火熱。”北京中電豐業技術開發公司董事長王德軍告訴記者，制氫設備生產商作為整個產業鏈的最上游，對市場風向最為敏感。在他看來，現在氫能行業很熱，主要表現在資本市場的活躍和氫能行業人才的增多。“現在有很多專門研究氫能的博士”。王德軍說。

從現實的情況來看，也說明了氫能的火熱。據記者瞭解，諸如“氫能小鎮”“氫能產業工業園”“氫能公交線路”“氫谷”等氫能項目越來越多地出現在公眾視野。然而，火熱現象背後也引發了行業的擔憂。“有些城市弄幾輛大巴車就是氫能經濟了？這就是噱頭。”一位不願具名的專家指出，“這種操作在經濟上不可持續，且存在安全隱患，沒有詳細的規劃，一旦出事將引發整個行業的巨大退步。”

“談氫色變”是長久以來公眾對氫能安全擔憂的真實寫照。而事實上，氫氣是世界上已知的密度最小、不易聚集的氣體，密度只有空氣的1/14，擴散速度快。“氫氣比汽油和天然氣更安全。”另一位專家告訴記者，“只要按照規範來操作，氫能安全程度很高。”

如何推動城市氫能經濟發展？王德軍給出的建議是，氫能經濟是一種生態能源，需要政府、企業多頭協調合作，政府部門要有政策支持，要加強頂層設計和規劃。

投資方現在還是“摸著石頭過河”，目前國內沒有專門從事氫能規劃和設計的公司。“像歐盟有專門的氫能諮詢公司，其提供科學量化的數據和安全標準為政府規劃和公司投資提供客觀的分析報告。”王德軍表示，我國氫能行業也需要第三方的諮詢角色，因為理性的投資需要經過充分論證和設計。

標準相對缺乏

氫能利用在我國並不是新鮮事物。早在上個世紀60年代，我國就開始研製水電解制氫技術，“氫氣作為一種能源，最近兩年才在中國火起來，推動因素有二，一是減排需求，二是棄電現象嚴重，而電解水可以將可再生能源製成氫氣儲存使用。”中船重工七一八研究所制氫設備工程部副主任陳天山告訴記者，我國加壓水制氫技術，世界領先，“全球範圍，我們能做到前3名，且我們的鹼性水電解制氫單臺電解槽產氫量能達到600立方米/小時，領先於其他兩家。”

“我國與國外製氫設備的技術和產品相比，沒有絕對差距，品質純度都是99.999%，區別在設備的標準。我們的設備常需要人來現場維護，而國外設備的故障率較低。”王德軍指出，我國使用的國標與外企參照的美標、歐標在指數、參數上還有差距。

據瞭解，2008年我國就成立了兩個與氫能技術直接相關的全國標準化技術委員會，全國氫能標準化技術委員會（SAT/TC 309）和全國燃料電池及液流電池標準化技術委員會（SAC/TC 342）。目前我國氫能技術應用標準較為豐富，多為燃料電池技術標準。而氫能基礎、安全、製備和檢測方面的標準相對缺乏，儲存、輸運、加氫站等氫能技術推廣應用基礎標準更是嚴重不足，為進一步加快我國氫能發展步伐，亟需完善相關標準。

與可再生能源融合發展

氫氣儲能相比化學電池儲能具有體量大、儲存時間長，容量增減適應性強、大容量儲能成本低等多重優勢，可用於緩解棄風棄光頑疾，氫儲能由此應運而生。

氫氣的獲得相對容易，太陽能、生物質、風能、海洋能、地熱能等可再生能源均可直接或通過發電來獲取氫。據中國可再生能源規模化發展項目資料顯示，我國可再生能源可獲得量每年達73億噸標準煤，而現在每年的開發量尚不足0.4億噸標煤。

如能將可再生能源與氫能有效結合，對整個行業發展將大有裨益。可喜的是，近年來我國在可再生能源制氫方面逐漸摸索出一些成果。河北沽源縣10兆瓦電解水制氫系統及氫氣綜合利用項目，一期200兆瓦風電場已併網發電，製取的氫氣用於工業生產和燃料電池的資源儲備；金風科技也在吉林長嶺規劃了100兆瓦的風電項目，10兆瓦的風電制氫儲能示範項目；包括中廣核、華能、國電投、國網等央企在內的能源集團在積極佈局制氫儲能來緩解或者解決日益嚴重的可再生能源消納壓力。

但是風電制氫規模化發展面臨成本與運輸兩大瓶頸。相較於煤制氫、天然氣裂解制氫、甲醇制氫等制氫方式，風電制氫不具有經濟優勢，每公斤成本大於30元，且運輸能力弱。

值得期待的是，“氫氣按照一定比例摻到天然氣管道”則提供了新的思路，德國E.ON和Greenpeace Energy公司建立的6兆瓦風制氫示範項目，在用電需求高峰時段，優先將風電全部併入電網，在電力需求低谷時段，將風電轉化為氫氣儲存起來，然後再通過天然氣管道摻氫輸送至熱電廠進行熱電聯供。這種模式適用於大規模和高產能運用，既能消納體量龐大的過剩電力制氫，增加天然氣供應量，又減少了運輸成本擴大輸送半徑，目前已實現商業化運行。有預測稱，德國風能制氫發展還將加速，2030年德國的電解槽需求量將達到16吉瓦。

王德軍告訴記者，針對棄電制氫儲能市場，各個公司都在研發適合儲能的產品。“再生能源過剩電力制氫儲能在技術上是可行的。從經濟效益來看，如區域成本電價進一步降低或得到政府一定補貼，將能實現商業化運行。”

陳天山同樣表示，作為前瞻性運用，非常看好可再生能源制氫前景，這也是七一八研究所重點項目之一。目前，七一八研究所與北京億華通科技公司達成協議，將為河北可再生能源制氫項目提供設備，以支持2022年北京—張家口冬奧會佈局的燃料電池車輛運行。（本報記者 盧奇秀）