中国储能网讯：近年来，氢能成为决策层和产业界关注的热点。如何认识可再生能源与氢能发展的关系？如何应用灰氢、蓝氢和绿氢？电解水制氢技术面临哪些挑战？本刊日前采访了中国科学院院士、厦门大学教授、嘉庚创新实验室主任郑南峰。他认为，目前缺乏的是可支撑大规模离网及适应波动的电解水制氢技术，现阶段比较可行的方案是打好技术路线的“组合拳”，开发可适用于离网的混联制氢技术，攻克波动性绿电到绿氢系统的关键核心技术，以支撑绿电制氢规模化生产。

氢能：大规模长周期储能的最佳选择

《能源评论》：您如何看待我国快速增长的可再生能源与氢能发展的关系？

郑南峰：发展可再生能源是我国能源安全的重要保障，也是氢能发展的机会所在。

从宏观层面看，我国传统能源高度依赖进口，存在“卡脖子”风险。在建立改变能源利用方式的颠覆性技术和新赛道方面，我们绝不能落后，必须改变原有能源格局，创建能源新赛道，争取变被动为主动。

从政策层面看，《氢能产业中长期规划（2021～2035）》明确提出重点发展可再生能源制氢。中央层面提出科学规划建设新型能源体系，促进水风光氢天然气等多能互补发展，中央企业绿色氢能制储运创新联合体也已成立。

从产业层面看，新能源产业的迅速发展给电网调节带来了压力，储能需求的增加推动了电力系统的转型。更大规模可再生能源的利用亟须消纳、储能技术的支撑，现有储能技术的限制为氢能发展创造了机会，可再生能源大规模开发将推动绿氢的平价化，并逐渐延伸到各种应用场景。

《能源评论》：截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能累计规模达4444万千瓦/9906万千瓦时。从能源和化工的角度来看，您如何评价氢能的优势与不足？

郑南峰：氢能具有能源和原料的双重属性，其能量密度高、存储时间长，可以实现空间转移，包括跨区域、长距离、不定向转移，并能转换为电能、热能、化学能等多种形式。

从储能角度看，氢能可实现电能跨季节长周期大规模存储。电化学储能，尤其是以锂离子电池为代表的技术，在短周期分布式小规模可再生能源储能方面具有显著优势，而氢能是集中式可再生新能源大规模长周期储能的最佳选择。

从质量能量密度来看，氢能的热值为143兆焦/千克，超出现有能源品类。其不足在于电-氢-电转化效率仅为30%～50%，具有较大提升空间。未来的提升策略包括余热利用，提升整体能效，同时发挥其在可再生能源消纳、季节性储能方面的独特优势。需要开发稳固的场景把余热利用起来，比如，日本推广的基于固体氧化物燃料电池的热电联供系统，其能量利用效率已超过80%。

《能源评论》：您如何看待未来氢能的应用场景和氢气需求规模？

郑南峰：目前，氢气主要作为化工原料使用，涉及石油炼化、精细化工、合成氨醇等领域。作为能源应用是氢能未来拓展方向，交通领域将是氢能消费的重要突破口，化工、建筑、供暖和电力储能也将成为氢能的重要应用领域。

随着可再生能源占比升高，氢气的需求也会越来越大。将波动性的能源进行存储并运用到多种场景，给绿氢带来巨大的发展机遇。从全球范围来看，国际能源署预测显示，到2030年全球氢气需求将达到1.5亿吨，其中电解水制氢5000万吨，电解槽总装机容量可达590吉瓦；到2050年全球氢气需求将达4.3亿吨，其中电解水制氢3.3亿吨，电解槽总装机容量可达3.3太瓦。

“先吃饱，再吃好”，从灰氢逐步过渡到绿氢

《能源评论》：有分析认为，氢能产业发展面临的主要挑战是安全和成本问题，您怎么看?

郑南峰：尽管氢气有一定的危险性，但其安全性可以通过科学管理得到保障，实际上在某些方面甚至比天然气更安全。氢气爆炸极限是体积浓度达到4.0%～75.6%，但氢气很轻，在开放空间可以快速向上扩散，使浓度远低于可爆浓度下限。日本丰田汽车的研究显示，在开放空间的燃料电池汽车即使发生氢泄漏，也并不会发生爆炸。

《能源评论》：成本问题会成为制约氢能发展的瓶颈吗？

郑南峰：现在氢能的发展阶段，就像人类历史上大电网还没有建立起来时的电力一样，价格相对较高。相信技术进步和规模化会带来成本的下降。目前碱性电解水制氢技术是较经济的，电解槽招投标价格已经降到每千瓦不到1000元，绿氢制取成本开始逼近灰氢。

我们应有序推进氢能基础设施建设，加快构建安全、稳定、高效的氢能供应网络，探索“可再生能源发电+氢制储运”一体化应用新模式，构建低成本、多元化的氢能储运体系。

氢能上接电能，下接众多产业，绿氢被寄予厚望。实现绿氢产业落地需要建立起良好的产业生态，解决绿氢廉价获取、高效储运和低成本规模应用的难题。

《能源评论》：对于尚存争议的绿氢和灰氢的使用问题，您怎么看？

郑南峰：利用可再生能源直接电解水制氢，不仅能够提高可再生能源的有效利用率，支撑电力系统的调节能力和灵活性，还能显著降低绿氢的生产成本，实现绿氢制备全生命周期的零碳足迹。电氢协同解决可再生能源高比例消纳的同时制备绿氢，理想的技术路径是将风/光波动性电力转换为可存储的氢，再将不便运输的氢气转化为高能量密度的液态燃料。

目前，电解水制备绿氢的成本正逼近蓝氢制备成本，但工业副产氢产量大、分布广、价格低，短期发展优势显著。当前以灰氢为主，绿氢发展空间巨大，我们应坚持“先吃饱，再吃好”的原则，可以先利用灰氢把基础设施建起来、用起来，逐步过渡到绿氢。

《能源评论》：在氢能领域，未来是否有可能出现更具有颠覆性的技术？

郑南峰：未来可探索的资源包括白氢（天然氢）——一种在地壳中天然生成或存在的氢气。

寻找天然氢藏是一个全新前沿领域。据报道，2012年，西非国家马里发现了一口喷涌氢气的废井。2022年，美国地质勘探局修订的地下氢气储量的估算模型显示，地球岩层中可能蕴藏着超万亿吨氢气。《科学》杂志将“寻找天然氢源的热潮”列为2023年度“十大科学突破”之一。

开发适用于宽功率波动的混联制氢方案

《能源评论》：影响未来绿氢规模化平价获取的因素有哪些？

郑南峰：传统电解槽并非为新能源应用而设计，而是为稳定电源输入而设计，基于稳定功率运行而不考虑系统响应时间，产氢经济性并非其首要考虑因素。比如，碱性电解水制氢（ALK）技术已广泛应用于电厂发电机的冷却用氢，质子交换膜电解水制氢（PEM）技术应用于航空航天供氧设备。

从技术层面来看，电解水制氢降本增效的途径主要包括两方面，一是降低用电成本（电耗和电价），二是降低折旧成本（延长电解槽使用寿命、降低造价、增加设备利用率）。未来电堆成本占比将逐渐减小，外围辅机系统成本占比将逐渐扩大。彭博新能源预测，欧美电解槽价格将逐步下降，预计到2036年与中国持平。

《能源评论》：绿电的波动性会给制氢过程带来哪些影响？

郑南峰：电解水技术本身不复杂，但是电有波动就麻烦了。目前尚缺乏可支撑大规模离网及适应波动的电解水制氢技术，急需多领域密切合作，突破适应可再生能源波动特性的大规模电解水制氢关键技术，降低材料与装备成本，为可再生能源离网制氢提供高经济性的成套解决方案。

短期内，ALK技术较为成熟，可通过提升电解槽的运行功率波动范围，降低配储容量；中期看，PEM技术需要降低贵金属催化剂用量、质子交换膜成本等，来降低整体装备成本；长期看，阴离子交换膜电解水制氢技术（AEM）兼具上述二者的优势，不使用贵金属，可进一步降低装备成本。

《能源评论》：您认为，基于当前技术应如何解决新能源消纳和绿氢制备难题？

郑南峰：在未来能源体系里，电解水制氢路线的选择是多元化的。现阶段比较可行的方案是打好技术路线“组合拳”，开发适用于离网宽功率波动的混联制氢方案（ALK-PEM），攻克波动性绿电到绿氢系统关键核心技术，支撑绿电可离网混联制氢规模化生产，助力我国氢能产业健康发展。

具体而言，鉴于PEM系统的响应速度快、效率高，应由其尽量吸收波动功率；鉴于ALK系统响应速度慢，应由其吸收稳定功率。这意味着需要ALK系统消纳稳态电流，PEM系统消纳波动电流。

厦门大学嘉庚实验室基于上述两种技术路线的研究基础，联合国家能源集团等10家单位合力攻关国家重点研发计划“30兆瓦混联制氢系统集成与示范应用”，目标是突破大规模可再生能源制氢系统的长效经济、安全运行技术瓶颈，开发ALK-PEM混联制氢系统耦联设计，实现大容量混联制氢系统集成与示范应用，推动氢能绿色制取产业规模化发展。期待产业链上各方共同努力推动“绿电-绿氢-X”的闭环应用，加快发展以能源科技创新引领新质生产力，推动我国新能源产业高质量发展。