“30.60”目标已经确定，但重型交通、工业低碳化依然存在挑战！近日，国家发改委能源研究所副研究员刘坚博士介绍了我国氢能发展规划及相关政策，并对比了电动重卡与燃料电池重卡的经济性。
在碳中和背景下，道路交通、轨道交通未来可实现高比例电气化，但由于航空、远洋航运电气化能力有限，目前还将更多依赖液体燃料。而石化、化工、钢铁、水泥电气化难度大，深度脱碳仍然要靠技术创新来支撑。
氢能是未来绿色能源转型中不可忽视的角色，可用于实现不同能源网络之间的互联。通过氢能，可以将目前的热网、电网和油气管网之间形成互联互通的协调网络。
未来，能源体系的优化将不仅仅局限在某一个能源品种里面，而是可以通过氢能实现整体优化，甚至通过氢能实现能源其他行业之间的互动。例如，传统的钢铁冶炼过程中，高炉线路不仅需要一些化石燃料参与化学反应，如焦炉煤气，同时还需要焦炭作为反应剂，因此在冶炼过程中会产生大量碳排放。目前欧洲一些钢铁冶炼厂采用了HYBRIT路线，如瑞典非化石能源钢铁冶炼项目，将氢气作为反应剂来替代焦炭。通过氢气作为中间媒介，实现可再生能源制氢，同时替代化工领域中高碳排放的焦炭，进而实现非能源领域里的深度脱碳。
国际能源署预测，到2030年，全球氢能产量将从目前大约45万吨上涨到4000万吨，有接近100倍的增幅。电动车则达到5000万辆，投资规模达到1.6万亿美元，通过这些数据，能看到氢能是未来低碳能源体系里至关重要的能量来源。
关于燃料电池技术，刘坚表示，十三五期间，我国燃料电池技术发展速度非常快，电堆功率提升了37%、石墨板电堆功率密度提升了47%、金属板电堆功率密度提升了50%、低温冷启动温度提升了50%、石墨板电堆寿命提升了300%、金属板电堆寿命提升了67%、最高效率提升了9%。
展望未来十年，刘坚认为，燃料电池系统成本将下降80%以上，与过去十年锂离子电池成本下降过程相似，将从5000元/kW下降到600元/kW、冷启动温度从-30℃提高到-40℃、系统比功率从250kW/kg提高到450kW/kg、最高功率从50%提高到60%、额定功率从60kW提高到180kW、寿命从10000h提高到30000h！
刘坚指出，目前终端用氢价格还是比较高。根据计算，氢能车运营成本在百公里内达到了40元到60元不等，尽管成本已经接近柴油，但与电动汽车12元/百公里相比，还有较大差距。因此，如何降低氢气成本将会成为未来工作中需要集中解决的难题。
在重卡应用场景中，对比电动，燃料电池的购置成本达到了500km的平价续航，当氢气价格为50元/kg时，续航1000公里以上即可达到评价，当氢气价格为20元/kg时，续航500-600公里就可达到平价。刘坚分析，单考虑购置成本，续航在500公里以上的燃料电池重卡将更具有经济性。但是在全生命周期的情况下，假设氢气价格为每千克50元，续航里程范围在1000公里内的燃料电池重卡很难实现平价。只有实现用氢成本接近每千克20元，燃料电池重卡才会在600公里以上的续航范围存有一战之力。考虑到未来制氢技术与可再生能源发电水平的提升，刘坚预测，如果未来10年内制氢成本能够下降50%，达到每千克10元，就可以实现平价应用。
关于氢能发展，刘坚给出建议：
需要明确氢能属性，推动绿氢发展，加快制定标准，出台扶持政策；在生产方面，氯碱、焦化等化工产业密集地区可以优先利用工业副产氢，推动资源循环利用，降低氢气供应成本；风电、光电、水电资源富集地区，开展可再生能源制氢，通过参与电网季节性调峰获得补偿；在化工园区，制定制氢安全标准与管理办法，规避危害发生。
在储运方面，要提高高压气态氢气储运效率，降低中短途氢气储运成本；加快推动深冷高压、低温液氢商业化运用；探索固态储氢、有机液体储氢等技术应用场景；完善高压气氢、低温液氢等储运技术标准与安全规范。
在加注方面，鼓励加油、加气、充电站改扩建加氢站；探索分布式现场制氢-加注模式；给予绿氢、高纯氢、超纯氢一定政策扶持；建立全产业链标准体系，简化审批及管理流程。
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