中国科学院大连化学物理研究所邵志刚：技术创新+大批量生产是实现绿氢降本的关键

12月21日，以“‘氢’装上阵，‘碳’寻未来”为主题的山西省绿氢产业链高质量发展新技术发布会在太原举行。

“氢能经济大有可为，但绿氢发展任重道远。”中国科学院大连化学物理研究所燃料电池研究部部长邵志刚表示，成本高是目前限制电解水制氢技术大规模发展的最主要原因，技术创新+大批量生产是实现绿氢降本的关键。

全球绿色航运大会：哪种绿色燃料能够脱颖而出

2024全球绿色航运大会在海南儋州召开，行业领袖和技术专家齐聚一堂，围绕绿色燃料的技术创新和实践应用等话题，探讨航运业实现零碳转型的可能路径。

西门子能源全球副总裁、亚太及大中华区(深圳)创新中心负责人赵作智介绍，燃料替代是航运业实现长期减碳目标的关键策略之一，具有更大的减排潜力。为了达到IMO设定的2040年减排目标，至少占全球三分之一吨位的船舶需要使用可替代燃料。

巅峰氢储：但目前在海运行业中，尚无明确迹象表明哪种燃料将成为“最终选择”。

马士基·麦克-凯尼·穆勒零碳航运中心首席执行官Bo Cerup-Simonsen介绍，绿色甲醇因其易存储和运输的优势，已成为备受瞩目的航运替代燃料。截至2024年初，全球已有269艘甲醇动力船舶在建或投入使用，涵盖散货船、集装箱船和化学品船等多种船型。与绿色甲醇相比，绿色氨则具有不排放二氧化碳的优势，其基础设施建设可在全球氮肥生产基础上快速扩展，展现出极大的发展潜力。

但Bo Cerup-Simonsen也表示，尽管绿色燃料展示了巨大的发展潜力，但其高昂的生产成本仍然是普及应用的主要障碍。例如，绿色甲醇的成本目前是传统燃料的2到4倍。

谈及绿色燃料的成本劣势，中国工程院院士、上海交通大学讲席教授黄震保持乐观。他指出，绿色燃料的生产核心在于利用碳和氢两种基本元素，可利用再生能源得到的绿电从水中提取氢气，再结合二氧化碳、生物质或空气中的氮气合成多种绿色燃料。因而成本正在持续下降的绿电，为绿色燃料的规模化生产提供了可能。

此外，绿电具有“零边际成本”特性，随着风能、太阳能发电规模的扩大，电力过剩时可转化为绿色燃料，从而进一步降低生产成本。

除了绿电降价等内部因素，全球碳排放政策的外部因素，也将促使绿色燃料逐步扭转成本劣势。黄震举例称，若欧盟碳关税进一步提升至每吨150欧元，市场将有能力承受绿色甲醇每吨4000元人民币的价格水平。

未来到底哪种绿色燃料能够脱颖而出需要拭目以待。不过黄震认为，最终胜出的燃料一定具备六项特征：发动机适用性、大规模制备的经济性、环保性、安全性、法规标准的完备性以及燃料的可供性。

马士基：绿醇理想价格应为300美元/吨才有竞争力，但当前绿醇生产成本远高于这个水平

马士基中国脱碳业务总监KarimFahssis表示，“我们每年要用1000多万吨传统燃料，到2040年实现碳中和，若以同等热值计算，全部用甲醇替代则需2000多万吨。”他表示，除了大规模供应要求外，还包括足够快供应、替代燃料足够便宜且足够绿三大要素。

“2021年对于马士基以及行业来说是非常重要的一年。这一年我们取得结论，绿醇是实现碳中和的重要燃料，也能将公司碳中和目标提前至2040年。”卡卡指出，是年，马士基公布了第一批绿醇船舶燃料订单，“这对于上游能源行业是一个巨大信号，因为终于有了看得见摸得着的需求。”

全球绿醇制备项目陆续启动，尤其是可再生能源迅速发展的中国，更被视为重要供应方。卡卡认为，中国基本具备生产有竞争力的绿色燃料所需要的条件。

首先，中国丰富的风光和生物质废弃物等资源可以作为绿色燃料生产的基础；其次，中国在风机、光伏板、电解槽、生物质气化炉等设备产业链方面优势明显，加之政府重视，项目开发时间较快；燃料交货地点也是重要优势，马士基对燃料交货地点的要求是具备海运同步作业条件，即企业可以同时卸货、运货、加注，“这意味着我们会选择到集装箱较多的港口进行加注，中国在这方面具有优势明显。”

据西门子能源全球副总裁赵作智介绍，截至今年6月，我国已规划109个绿色甲醇项目，累计年产能超过5000万吨，但真正开工、具备商业逻辑且锁定买家的项目却很少，绿色燃料成本高是重要桎梏。

马士基·麦克-凯尼·穆勒零碳航运中心首席执行官Bo Cerup-Simonsen表示，当前化石燃料市场价约600美元/吨，由于绿醇热值较低，理想价格应为300美元/吨才有竞争力，但当前绿醇生产成本远高于这个水平。“目前市场上对支付绿色溢价的意愿非常有限。”

据介绍，当前绿醇市场买方期望的价格约为2400元/吨，而生产企业报价则在5000元/吨左右，绿色燃料溢价较高，成本问题备受关注。

从去年开始，马士基先后与金风科技、隆基绿能签订绿色甲醇长期供应协议，预计在2026年实现首批燃料供应，有效期将持续至2030年后。

据巅峰了解，这两份协议商务模式均为锁定长期固定价格和固定供应量，以此使供需双方共担成本和风险。

如果想和马士基签这样的协议，供应方必须对自己的项目有足够的把握。

黄震院士介绍，2023年我国可再生能源发电装机达到14.5亿瓦，首次超过全国发电总装机的50%，今年6月我国风光发电装机历史性超过了煤电装机，正成为保障电力供应的新力量。

随着我国可再生能源发电装机快速增长，在电力需求低谷和风光大发时存在大量过剩电力。充分利用这些低价绿电，制取电制燃料氢氨、醇醚和合成燃料，既可实现新能源有效存储与消纳，又可实现非电能源燃料的脱碳，对于难以电气化的行业零碳化发挥重要作用，将为我国能源变革和碳中和目标达成提供有效解决方案。

“但仍有一个问题没有解决，风光新能源具有波动性和随机性。要使新能源成为主体能源，储能不可或缺。”黄震认为，除了物理储能（抽水蓄能、压缩空气储能）和电池储能（锂电池、液流电池）之外，燃料储能同样重要。必须利用绿电能量的存储、转化，克服风、光资源波动性大的天然缺陷。利用绿电制取可再生燃料氢氨、醇醚和合成燃料，将实现新能源的有效存储和非电能源燃料的脱碳。

他进一步强调，利用零碳电力制取氢、氨和合成燃料，既提供绿色燃料，又是一种新型储能方式，在储能规模和储能时间方面具有独特优势，便于储存与运输，可实现跨季节大规模储能与广域共享。上海交通大学利用零碳电力，共电解二氧化碳和水制取一氧化碳和氢，再进一步通过费托合成制取长碳链高能量密度的合成液体燃料。这类燃料可以用在车船上，也可以再次发电上网。预计到2030年，电制燃料走向大规模的商业化应用。

“未来可以通过阳光、水、二氧化碳制备各种可再生合成燃料，最重要的是可以使能源独立——不再依赖化石能源。”黄震表示。

黄震对电制合成燃料进行技术经济分析时称，其成本很大程度取决于制氢的绿电价格、生物质或碳捕集的成本。电制合成燃料的成本，不能仅从内部看，还要从外部看；不能仅从静态看，更要从动态看，更要看全球碳约束，如欧盟碳关税、碳配额及碳奖惩等的影响。在太阳能和风能得到充分利用的未来，人们可以像今天通过互联网近乎免费地生产和消费信息一样，绿电具有零边际成本特性。

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