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日前，欧盟规定到2030年可再生氢在工业氢需求中所占比例要达到42%，满足欧盟配额所需的可再生氢总产量为210万-420万吨。为进军欧盟巨大的可再生氢需求市场，绿氢供应商不仅要考虑市场竞争，还要满足欧盟可再生氢生产规则。
2023年2月，欧盟通过了可再生能源指令（RED II）要求的两项授权法案，并提出了详细的规则来定义欧盟可再生氢的构成。欧盟委员会共提出三项标准判定绿氢，一是电解槽直接连接新的可再生能源发电设施所生产的氢气；二是在可再生能源比例超过90%的地区采用电网供电所生产的氢气；三是在低二氧化碳排放限制的地区签订可再生能源电力购买协议后采用电网供电生产的氢气。
在电解槽直接连接可再生能源发电设施的情况下，两者应处于同一工厂，或者两者之间通过线路直接相连。如果可再生能源发电设施同时连接到电网，必须通过智能电表证明没有从电网中提取电力用于电解制氢。此外，可再生能源发电设施投产时间不应早于电解槽投产前36个月。新规要求可再生氢应使用新建可再生能源发电厂所发电力生产——“额外性”准则。这一准则旨在确保通过可再生氢生产项目来激励电网中可再生电力装机量的增加。
时间相关性原则，从2030年起，电解制氢应与所用的可再生电力达到小时匹配。作为一项过渡条款，在2029年12月31日之前，如果达到月度匹配，则视为满足了时间相关性的要求。地理相关性原则，电解槽和可再生能源发电设施必须至少在投入运营时位于同一地区。
根据欧盟委员会今年3月发布的名为“欧洲氢银行”的战略政策文件，目前全球30%的氢能投资集中在欧盟。6月，西班牙政府宣布将向七个大型绿氢项目拨款1亿欧元，加快布局绿氢产业，打造欧洲大陆供给中心。无独有偶，近日德国政府通过了新版《国家氢能战略》，其中再次强调了“绿氢”的优先发展地位。
我国已实现绿氢产业规模化应用与产业链
今年6月底以来，中国石化新疆库车绿氢示范项目成功产氢，生产的绿氢通过管道运输到塔河炼化，替代现有天然气化石能源制氢，实现了万吨级绿氢炼化项目全产业链贯通；三峡集团内蒙古纳日松光伏制氢产业示范项目成功产氢，项目年产氢气约1万吨，主要应用于化工和交通领域；华电青海德令哈100万千瓦光氢储项目投产，年可发绿电22亿度，制氢规模600标准立方米/时；国家能源集团宁东可再生氢碳减排示范项目50万千瓦光伏项目已全容量并网，产生的氢气将用于化工、交通等多场景……
所谓绿氢，是指通过太阳能、风能等可再生能源发电直接制取的氢能，生产过程中基本不产生温室气体，其产业链上游连接着光伏、风电等新能源产业，下游应用在化工、冶金、交通等产业，对推动现代化产业体系的绿色转型有着重要作用。
例如，在冶金领域，氢还原目前是钢铁行业替代碳还原比较可行的途径，氢冶金技术也已具备理论技术支撑和实践应用条件，对高炉富氢循环、氢基熔融还原和氢基直接还原等路线，鞍钢、宝武、河钢等钢铁企业都已经进行了实践，并取得了积极进展。
在电力领域，去年，国家电投所属荆门绿动能源有限公司在国内首次在重型燃机商业机组上实现了30%掺氢燃烧改造和运行，使燃机具备了纯天然气和天然气掺氢两种运行模式的兼容能力，也使其具备了0%至30%掺氢运行的灵活性。据测算，一台54兆瓦的燃机在掺氢30%的情况下，每年可减少二氧化碳排放1.8万吨以上。
此前，国家能源局印发的《2023年能源工作指导意见》指出，加快攻关新型储能关键技术和绿氢制储运用技术，推动储能、氢能规模化应用。《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》明确提出，到2025年，我国将初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。
专家认为，目前，我国已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，形成了交通、工业、能源、建设等领域积极拓展的多元化应用格局。但目前我国氢能特别是“绿氢”产业仍处于发展初期，面临着生产成本、技术创新、设施建设和储存运输等方面的难题。
绿氢成本接近煤制氢，光电氢化耦合整体项目具备经济性
以化工企业作为氢能消纳场景，发挥上下游产业带动作用 。借助西北地区光伏资源和产业集群优势，将光伏制氢用于化工原料或燃料，打通 “光伏制氢+化工”生态链，解决光伏弃电严重问题，同时带动下游化工产业。
光伏弃电严重，经济效益受损。 尽管西北地区拥有丰富的光伏资源，但是存在严重弃光现象，大量光伏发电因为 消纳不足只能成为“垃圾电” ，影响企业经济效益。而“光伏制氢+化工”生态 链，则可将额外的光伏电力用于制氢，实现光电的充分利用。
氢能在传统煤基能源面对碳中和行动转型发展中可以起到 重要作用，它是架起煤基能源与新能源之间的桥梁。在双 碳目标下，应充分发挥煤炭资源富含碳的原料优势，将可 再生能源制氢与之结合，在相同产品产量的情况下，可大 幅降低煤炭消费总量，同时大幅减排由于水煤气变换过程 产生的大量高纯CO2，使得碳资源得到充分利用，可以实 现煤化工产业CO2低排放、甚至零排放，大幅削减碳税成 本，系统能量利用效率将得到全面提升。
引入“绿氢”的几个影响： 1.减少空分系统负荷，甚至取消空分，减少燃料煤消耗； 2.氢源由煤气化和绿氢，减少煤气化规模，降低原料煤消耗； 3.改变变换工艺； 4.由于减少水煤气变换、空分符合，将显著降低净化酸性气 体脱除环节装置负荷； 5.需要进一步示范，在验证技术可行的基础上，解决经济性 问题。
光伏制氢产业新动力
作为一项创新型技术，绿氢的问世将为我国光伏发电产业注入新的活力。
据中国石化新疆库车绿氢示范项目投产消息，我国首个万吨级光伏制氢项目正式投产，并成功实现了全程零碳排放，这标志着我国光伏发电制氢产业迈入了一个崭新的里程碑。
绿氢的核心技术是光伏制氢，利用光伏发电直接将太阳能转化为电能，再通过电解水的方法将水分解成氢气和氧气，但不产生任何温室气体。
传统的制氢方法使用煤炭等化石燃料，会产生大量的温室气体，对环境造成巨大负担。而光伏制氢则充分利用了可再生能源，将自然提供的清洁能源转化为绿色能源，具有极大的环保意义。
光伏制氢是一项复杂的工程技术，需要建设大规模的光伏发电站、电解水设备以及配套的输氢管道等。
中国石化新疆库车绿氢示范项目是我国首个万吨级光伏制氢项目，其年产氢能力高达2万吨，为国内光伏发电制氢产业发展提供了重要的示范案例。
该项目的投产，不仅提升了我国制氢技术的前沿地位，更为光伏发电产业的高质量发展提供了有力支撑。
绿氢的发展具有广阔的前景和重要的意义。随着我国可再生能源的大规模利用和清洁能源的需求不断增长，绿氢作为一种可持续能源将迎来更广泛的应用。
光伏制氢技术的不断创新和工程化应用，将进一步推动我国光伏发电制氢产业的发展，并为国家能源结构调整和环境保护事业作出积极贡献。
文章来源： 壹佳说，未来智库，燃料电池与氢能观察 |
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