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阶段性新成果！中国首台氢燃料电池混合动力机车安全运行超2万公里

由中车大同电力机车公司(简称“中车大同公司”)研制的中国首台氢燃料电池混合动力机车安全运行突破2万公里，这是中国氢能源动力装备市场化应用的又一阶段性成果。 24日，中车大同公司总经理付拥军介绍，上述氢燃料电池混合动力机车自2021年试运行以来，在锦白铁路线上已安全运行20384公里，经受了零下30摄氏度极低气温和32摄氏度高温的考验，累计完成调车作业7127钩，完成机车牵引总重428万吨公里，总耗电15.29万千瓦时，节省燃油消耗约110吨，减少碳排放约350吨。锦白铁路位于内蒙古自治区赤峰市，是蒙煤东运出海的重要运输通道。当地冬季气候严寒，对机车运行性能要求较高。付拥军说，上述氢燃料电池混合动力机车在2万公里的运行考核中适应了多气候工作环境，各项指标高于考核指标，验证了氢能源在铁路机车装备领域的可行性，标志着中国轨道交通装备在新能源领域完成了由产品开发到实际应用的重大跨越。全球氢能了解到，2021年1月27日，首台国产氢燃料电池混合动力机车在中车大同下线。这是我国氢能源在铁路机车领域产业化应用的最新成果，标志着我国氢能利用技术取得关键突破，中国铁路机车装备驶入全球氢能技术高地。资料显示，这台机车设计时速80公里，持续功率700千瓦，满载氢气可单机连续运行24.5小时，平直道最大牵引载重超过5000吨。为什么要研究氢燃料电池混合动力机车？作为重要的清洁能源，对氢燃料的合理利用是世界各国竞相研究的重要科技高地，特别是在交通领域，氢能开发已经成为重要的产业发展方向，得到了普遍应用。目前，氢燃料在我国已成功实现了在航天、汽车、城市有轨电车等领域的应用。铁路方面，当前，我国铁路机车动力约分为非电力和电力两种类别。非电力机车发展历程为蒸汽（煤）、燃油，以及最新的氢气。其中，燃煤和燃油均存在因排放造成的空气污染，燃油还有一定的噪声；电力机车发展历程为直流、交流，以及最新的永磁直驱。机车效率提升依次为80%、85%和90%。交通运输部数据显示，2021年，全国铁路机车拥有量为2.17万台，其中，内燃机车0.78万台，占铁路机车拥有量的35.94%；电力机车1.39万台，占铁路机车拥有量的64.06%，2021年机车能源消耗1580.74万吨标准煤，比上年增加31.91万吨，同比增长2.06%。 2020年初，中车大同立项氢燃料电池应用技术研究机车研制项目，也是中国中车重大项目“燃料电池混动调车机车动力系统匹配及整车关键技术研究”重要课题，并于6月份申请了山西科技重大专项。项目于5月份完成方案设计，6月份完成技术设计，9月份开始试制，12月完成样车调试。专家认为，氢燃料电池混合动力机车经济效益良好。相较传统燃油和电力机车，氢燃料电池混合动力机车没有任何污染物的排放，也不用重新架设取电网，在相对密闭的地铁、隧道、矿山等环境下使用优势更加明显，应用和维护成本也更低；整车采用了模块化设计，包括司机室在内的全部设备都实现了模块化安装，这也使氢燃料混合动力机车能够依据客户的实际需求和应用条件，进行不同功率等级和传统+新能源等不同动力方式的灵活搭配。

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氢的高压与液化储运应用前景

随着世界经济的快速发展和全球人口的急剧增长, 人类的能源需求与日俱增. 传统化石燃料的使用导致了严重的环境污染和温室效应问题. 我国政府为适应新发展理念的需要和高质量发展的要求, 提出了碳达峰、碳中和的能源发展目标. 目前各国都在着力发展太阳能、风能、氢能等可再生能源, 其中氢能优势显著. 氢的来源形式广泛, 对环境友好, 质量能量密度高, 而且易与其他可再生能源匹配使用, 有潜力在未来取代化石燃料. 2020年9月8日, 国家发展改革委员会等四部门印发意见, 指导加快新能源发展, 加快制氢加氢设施建设. 在国家的鼓励和支持下, 一批氢储运及应用项目开始规划和建设, 我国氢能产业已进入产业化的快车道. 我国西部地区可开发的绿氢资源超过3亿吨, 完全能够满足我国可持续发展的能源需求, 将从根本上确保能源战略安全. 但我国能源负荷中心位于中东部, 远离氢能储存丰富的西部地区, 因此需要远距离输送. 在“产、储、输、分配、应用”的氢能全产业链中, 储运环节成本超过30%, 是最为关键的一环, 也是我国氢能布局的瓶颈. 储氢技术大类上可以分为物理储存和化学储存两类, 具体如图1所示. 在物理储存技术中, 氢气可以通过高压气氢、液氢、低温压缩氢、浆氢以及物理吸附等形式储存. 其中, 压缩氢气和金属氢化物被认为是中小型储氢的有效方法, 低温液氢是大规模储运的有效方式. 高压气态储氢的单位质量储氢密度为1.0%~5.7%, 在常温和20 MPa条件下的储氢密度为17.9 kg/m3, 每千克仅需2 kW h的耗电, 储运能效超过90%, 技术成熟, 能耗低, 成本低, 但存在体积密度低、长途运输成本高的问题. 低温液态储氢的体积储氢密度达到70.6 kg/m3, 储运能效约为75%, 但制备1 kg液氢需要耗费12~17 kW h的电量, 还存在易挥发、成本高的缺点. 化学储氢技术是将氢储存在有较高储氢能力的化合物中或使氢气与能够氢化的金属/合金相化合, 以固体金属氢化物的形式储存起来, 包括氢化物储氢(金属氢化物、复合氢化物、化学氢化物和间隙型氢化物)、有机液态储氢(liquid organic hydrogen carriers, LOHC)、有机燃料重整氢和水解氢等. 其中, 有机液态储氢的单位质量储氢密度达到5.0%~7.2%, 体积储氢密度达到60 kg/m3, 存储运输方便, 储运能效约为85%, 可循环使用, 但成本高且操作条件苛刻, 2021年国内仅有一家从事有机液态储氢的公司. 氢化物储氢的体积储氢密度可以达到50 kg/m3, 储运能效约为85%, 但单位质量储氢密度仅为1.0%~4.5%, 且对吸放氢温度有要求, 目前仍处于研发阶段. 未来10年, 高压气态储氢和液态储氢依然是主要的储氢方式. 氢主要通过管道、长管拖车和槽车进行运输. 管道输送是最经济的运输方式, 储运能效高达95%, 维护成本较低, 运输距离为100 km时每千克仅需1元, 但需要较高的初始成本, 目前氢气长输管道的造价达到每公里63万美元. 可以采用已有天然气管道实现天然气掺氢运输, 但由于氢脆问题, 需对天然气管道进行一定的改造. 长管拖车单次运氢量仅为200~300 kg, 只占长管拖车总重量的1%~2%, 运输距离为100 km时的成本高达1.1美元/kg. 与压缩氢相比, 低温液氢运输可以输送更高密度的燃料, 但由于需要绝缘和冷却系统, 成本较高. 液氢的管道运输目前仅运用于航天发射场, 槽车运输100 km的成本更是高达11元/kg. 为了促进我国氢能产业尤其是氢储运环节的发展, 本文在总结分析高压气态和液态氢储运技术、装备特点及应用情况的基础上, 对氢储运的前景进行了展望并提出了发展建议. 1 高压气氢储运技术 1.1 储存技术 1.1.1 高压常温储氢高压气氢储运技术发展最为成熟, 是目前工业中使用最普遍、最直接的氢能储运方式. 氢气在常温常压状态下密度仅为0.083 kg/m3, 质量能量密度约为142 MJ/kg, 但单位体积能量密度仅为天然气的1/3. 通常利用高压压缩的方式将氢气储存在特制容器中. 随着压力从0.1 MPa增加到70 MPa, 氢密度从0.083 kg/m3增加到40 kg/m3, 体积能量密度从11.8 MJ/m3增加到5637.4 MJ/m3. 高压气氢储运具有运营成本低、承压容器结构简单、工作条件较宽、易循环利用等优点, 但缺点也较明显, 高压压缩氢气的储氢密度仍然很低, 并且压缩过程造成了约10%氢气能量的损失. Züttel发现氢气储罐压力越大, 可以储存的氢气量越多. 但氢气密度并不随着压力升高而线性增长, 储存压力高达200 MPa时只能获得70 kg/m3的氢气密度; 压力高于70 MPa后储量增加不大, 因此储存压力一般设置为35~70 MPa. 较高的存储压力和氢脆现象还会引发容器破裂、氢气泄漏问题. 1.1.2 低温压缩储氢 Aceves等人首次提出的低温压缩氢气存储技术结合了压缩气态氢和液化氢储存系统的特性. 如图2所示, 低温压缩氢气能够实现高存储密度, 当将氢气降温至41 K并加压至35 MPa时, 其体积密度为81 g/L,是70 MPa、288 K条件下压缩氢气密度40 g/L的2倍. 相较于高压常温储氢, 它可以在较低的储存压力下达到较高的能量密度. 相较于低温液态储氢, 它可以最大限度地减少液化氢储存的蒸发损失. 宝马集团已经开始对具有高能量和远续航里程要求的氢能汽车的低温压缩储氢进行验证. 低温压缩罐可以兼容气体和液体, 具有更大的灵活性和经济性. 1.1.3 高压-固态复合储氢高压-固态复合储氢技术将高压气态储氢充放氢响应速度快与固态氢化物储氢体积储氢密度高、工作压力低的优点相结合, 是实现安全高效储氢的新方法. 复合储氢罐结构如图3所示. 在向气瓶中加注氢气时, 压力超过储氢材料平台压力后, 固体开始大量吸收氢气, 之后氢气被高压压缩储存在空隙中. 在气瓶放气时, 空隙中的高压氢气首先释放, 压力降低到储氢材料平台压力后, 固体开始释放氢气, 成为额外的氢气来源. Liu等人采用有效储氢容量为1.7%的ATi-Mn型储氢合金开发了一种工作压力低于5 MPa的气态和固态复合储氢系统, 该系统具有40.07 kg/m3的高体积储氢密度, 与燃料电池系统组合的储能效率达到了86.4%~ 95.9%. Takeichi等人研究了高压复合储氢罐中储氢材料的填充率、储氢量和充氢压力对储氢系统的质量与体积的影响, 发现如果材料的储氢密度能够提高, 整个高压复合储氢罐的质量会显著下降. 储氢合金脱氢平台的宽度与平台斜率对储氢系统持续、平稳地输出氢气有一定影响. 此外, 气瓶在短时间内多次快速充放氢时, 氢气压缩膨胀做功和固体材料发生焓变引起的温度变化会对储罐的材料性能造成破坏, 进而影响气瓶的储氢能力, 因此热效应带来的问题不容忽视. 随着高性能固态储氢材料开发和高效热管理技术的发展, 高压-固态复合储氢技术的性能指标将有望获得进一步提高. 1.2 储氢设备 1.2.1 高压气瓶目前, 高压氢储罐主要包括全金属气瓶(Ⅰ型)、金属内胆纤维环向缠绕气瓶(Ⅱ型)、金属内胆纤维全缠绕气瓶(Ⅲ型)和非金属内胆纤维全缠绕气瓶(Ⅳ型). Ⅰ型钢制气瓶易受氢气腐蚀而失效, 并且难以对容器开展安全监测, 质量储氢密度仅为1%~1.5%, 常用于少量氢气的固定储存. Ⅱ型瓶在钢制气瓶圆柱段外侧环向缠绕了复合材料纤维, 制造成本比Ⅰ型高50%, 但重量减轻30%~40%. Ⅲ型瓶使用复合纤维材料对金属内衬进行完全缠绕, 此时内衬主要作用是防止氢气从复合材料间隙泄漏. 不用承担压力的内衬较薄, 使得Ⅲ型气瓶的质量大约仅为Ⅱ型的50%. 郑津洋等人设计的铝内衬纤维缠绕储罐, 承压层选择了碳纤维增强体和环氧树脂基体, 气瓶工作压力可达40 MPa. 安瑞科公司研制出了87.5 MPa钢质碳纤维缠绕大容积储氢容器, 容积提高至580 L以上, 已示范应用于大连加氢站. Ⅳ型瓶通常使用高密度聚乙烯等聚合物作为衬里, 进一步减轻了气瓶的质量. 日本丰田公司开发的非金属内胆全纤维缠绕气瓶的额定工作压力达到70 MPa, 质量储氢密度达5.7%, 体积储氢密度为40.8 kg/m3, 但存在非金属内衬对氢气的密封性欠佳和金属与非金属结构连接复杂的问题. 一种将石墨烯薄片掺入聚合物基质中的方法可以将聚乙烯和不锈钢之间的黏附强度提高一个数量级. 还有一种全复合材料、无内胆的压力容器, 也即所谓的Ⅴ型, 工作压力可达70~100 MPa, 使用寿命可达30年以上, 目前尚处于研究阶段. 在高压-固态复合储氢罐的研究上, 丰田公司以Ti-Cr-Mn合金作为储氢材料开发了工作压力为35 MPa的气罐, 储氢容量为7 kg,体积储氢密度约为40 kg/m3, 但质量储氢密度仅为1.6%. 徐双庆等人建立了高压-固态复合系统储氢密度数值分析模型, 结果表明, 增加合金装填量会大幅度提升系统体积储氢密度, 但质量储氢密度降低, 内构件的存在导致质量和体积储氢密度分别降低5.0%~8.2%和2.6%~4.4%. Nguyen等人提出了具有3层绝缘结构的便携式储氢罐, 工作温度为77 K, 工作压力小于10 MPa, 与商用Ⅳ型瓶相比, 重量减轻了31%, 质量容量提高了11%, 材料成本降低了42%, 有望成为当前高压储罐的替代品. 复合储氢技术发展的关键是研制质量储氢密度大、脱氢温度低、循环性好的储氢材料. 高压气瓶的发展不仅要关注制造成本、储氢能力等经济性指标, 也需要关注3种主要的安全性问题. (1)氢脆. 氢脆是一种长期效应, 会导致金属材料力学性能下降, 严重影响氢气储存和输送系统的安全, 甚至导致容器失效, 对周围环境造成灾难性后果. 氢气浓度、环境温度、暴露时间、应力状态、材料类型等因素都影响氢脆的发展进程. Meng等人对不同氢气浓度中的X80管线钢的材料性能进行了研究, 发现氢气浓度越高, 氢脆的敏感性越高. Amaro等人针对高压气态氢中的管线钢提出了工作环境中疲劳裂纹扩展的预测模型. 在抑制氢脆发生方面, Komoda等人研究了氢气中的一氧化碳杂质对管线钢疲劳裂纹加速扩展的抑制作用. Michler等人报道称, 铝合金不受干燥的高压氢气环境影响, 有望用于制作储氢容器. 具有高Cr和Ni比例的奥氏体不锈钢具有更高的抗高压氢脆性. 此外, Hwang等人指出, 使用聚四氟乙烯涂层可进一步提高用于液氢罐奥氏体不锈钢的抗氢脆性. (2) 氢渗透. 渗透性是氢气储存需要考虑的另一个问题. Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ型压力容器的渗透不显著, 然而, 对于具有较高氢渗透率非金属衬里的Ⅳ型压力容器来说, 渗透性是一个安全问题. 新容器碳纤维外包装的氢渗透受到很大限制, 而在即将达到使用寿命的容器中, 大量的微裂纹会影响树脂/碳纤维基质, 从而增加氢气的渗透. Wang等人从氢渗透、热不稳定性和机械损伤等方面讨论了衬里失效的原因, 并重点分析了替代材料的优化策略. 由于聚酰胺具有较强的分子极性和氢键作用, 逐渐成为Ⅳ型储氢罐的潜在选择. Sun等人全面研究了填充层状无机组分的聚酰胺6作为储氢罐内衬的适用性. 结果显示, 氢气渗透率降低了3~5倍, 但他们并未探讨气体循环对材料透氢率等性能的影响. 含有非氧化石墨烯薄片的高阻气聚乙烯复合材料和碳纤维-石墨烯杂化复合材料在轻型高压气体储存容器的应用上也具有广阔的前景. (3) 复合材料失效. 复合材料承担了氢气储罐的主要压力, 一旦失效会导致严重事故, 因此掌握复合纤维材料的失效机理十分重要. 有限元技术已被广泛应用于预测复合材料的破坏性能和强度. Wang等人基于ABAQUS建立了一个渐进损伤模型, 可以预测铝碳纤维/环氧树脂复合容器结构的极限承载能力和复杂失效行为. Liu等人对比研究了复合材料容器的两种

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从谈“氢”色变到处“氢”自若还要走多久？

9月底，韩国交通部门出具一份报告显示，2019至2021年，该国氢燃料电池及相关设施故障率大幅增加。2021年，氢燃料汽车缺陷报告86起，比2019年增长了约20多倍。随着氢燃料汽车数量的增加，韩国扩大加氢站规模，但故障频发。公开数据显示，2019至2022年8月，韩国18个加氢站共发生374起故障。众所周知，安全是氢能产业发展的红线。浙江能源监管办原专员谢国兴指出，氢在生产、制备、储存、运输、加注等过程中均具有潜在的泄漏和爆炸的危险，因此氢安全也将是决定氢能被广泛使用的前提和条件。对此，嘉定氢能港相关负责人接受21世纪经济报道记者采访时表示，氢气有潜在的危险性，但这是纯科学性问题，凡涉及到科学，都能用技术手段解决。例如飞机也存在危险，但通过技术手段上多重保险，就可以上天飞翔，使用氢气也是一样的道理。氢安全监管职责不清晰氢是自然界已知最轻元素，其特性是无色无味、易泄漏扩散，与空气或其他氧化剂结合时易着火，并释放强能量。公开资料显示，氢气在空气中的点火能为0.019mJ，比甲烷（0.2mJ）或汽油（0.24mJ）要小得多。在层流情况下，氢气泄漏率比天然气高26%，在湍流情况下，是天然气的2.8倍。 “只要存在微弱点火源，甚至是由人体静电释放引起的微弱火花都会点燃氢气。而且，氢在常态下着火不易被肉眼所见，其燃烧速度比天然气快得多，在发现和消防上存在更大的困难。如果大规模地将氢应用于生产和生活，其潜在的安全风险绝不能低估。”谢国兴认为。但氢气泄漏及爆炸事件时有发生。今年4月24日，齐鲁石化分公司胜利炼油厂连续重整车间压缩机区域氢气泄漏着火，连续重整装置、加氢裂化装置紧急停工。 2021年1月29日，AGC在韩国的显示器工厂因管道中氢气爆炸。2019年5月23日，位于韩国江原道江陵市的一个氢燃料储存罐发生爆炸事故。这些事故不禁引起了大众对氢能安全性的担忧。当前，中国各省市纷纷出台支持氢能产业发展的政策。谢国兴表示，但氢能管理并未完全纳入国家能源管理机构的职责中，没有设置相关部门履行政府管理职责，氢能的法律法规等文件、特别是安全监管职责不够清晰。我国高等院校等研究机构在氢安全领域开展了大量研究。谢国兴指出，现有的规程或标准仅限于技术层面与局部的管理范围，缺少足够的系统性，不足以满足整个氢能经济的发展。 “譬如输氢管道及相关设施保护、氢安全应急与救援，氢气输送与天然气输送的关系，民生用氢的安全规范，政府氢能安全管理与监管职责的划分等，在政府安全管理或监管方面尚未作出相应的氢能安全发展与利用的法规建设，不利于促进氢能经济的发展。” 用技术打造安全屏障嘉定氢能港相关负责人告诉记者，除了加强顶层设计和完善相关法规建设，应对氢安全最有效的办法是发力技术，确保储氢设备严密性，攻关材料学基础研究，创新氢储运方式、完善氢泄露快速探测与防控机制等。公开资料显示，氢对钢制管道和设备具有劣化性，易发生氢腐蚀和氢脆，即金属吸收内部氢或外部氢后，局部氢浓度达到饱和时，将引起塑性下降，诱发裂纹或延迟断裂。与输油和天然气相比，氢气对储运设备有更特殊的材料要求。 2015年，丰田上市Mirai氢燃料乘用车，其70MPa高压储氢瓶采用的是三层结构复合材料内胆，内层是密封氢气的塑料内衬，中层是确保耐压强度的碳纤维强化树脂层，表层是保护表面的玻璃纤维强化树脂层。当前，我国大多使用碳纤维缠绕金属内胆的III型储氢瓶，但氢气易腐蚀金属。“IV型瓶是采用塑料或树脂内胆，这些材料更防腐蚀，还可以提高气密性。但发展有技术瓶颈，比如内胆材料的研发与生产、密封性能提升等还需要时间。”上燃动力技术人员告诉记者。据了解，我国氢气运输以20MPa的长管拖车为主，20MPa相当于200倍大气压，若一个螺丝从中蹦出来会产生枪发射子弹一样的威力。而III型瓶储氢压强多为35MPa，IV型瓶储氢压强多为70MPa. “在储氢设备生产的过程中会做大量的枪击实验、火烧实验及压力测试等，为了防止危险性的发生，我们会对设备进行水压爆破实验，压力几乎在100MPa以上，从技术端确保设备生产出来后不会产生氢气泄露等问题。”上燃动力技术人员表示。常温常压的固态储氢设备亦有上市趋势。氢枫能源生产的镁基固态储氢车压力约为1MPa,“一辆承载着氢气的镁集固态储氢车在路上行驶，正如一辆装满金属的车辆在移动，因此，不用担心高压引起的安全问题。”氢枫能源工作人员告诉记者。除此之外，清华大学教授、国际氢能协会副主席毛宗强认为，要避免安全事故发生，操作人员与管理人员必须进行安全伦理培训。为了保证氢的安全生产、储运和使用，针对不同的氢能环节，根据氢气的特性和设备与环境的特点制定出严格而详细的安全规章制度非常必要。 “实际上，规章制度、设备操作需要工作人员去执行，制度再好，若操作人员不认真也不能保证氢安全。因此，操作人员与管理人员进行安全知识和岗位责任心培训就必不可少。”

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氢能降本难点在哪

“双碳”背景下，氢能产业逐渐获得国家层面和各地政府在政策上的大力支持，但目前氢能产业仍处发展初期，氢能商业模式尚不清晰、技术瓶颈有待突破，成本高昂更成为产业发展“拦路虎”。“制氢贵、储氢贵、加氢贵、用氢贵……氢能被视为减排必经之路，但迟迟未被大面积应用，归根结底在于‘贵’。”四川亚联高科技股份有限公司董事长王业勤更是一语道破氢能产业发展现状。面对氢能高成本困境，产业该怎么做？高成本制约产业发展中汽协数据显示，2022年1-5月燃料电池汽车产销累计完成1277辆和935辆，2021年全年，燃料电池汽车产销量分别为1777辆和1586辆，市场规模仍然较小。风氢扬氢能科技(上海)有限公司董事长刘军瑞表示，现阶段，氢能产业尚处于早期发展阶段，企业普遍规模偏小、研发支出大，投入和产出不成比例，能够拿到的订单很少，绝大部分企业处于入不敷出的状态。 “当前利用可再生能源发电制氢是业内热点，但氢气成本困境依然存在。”王业勤表示，以电解水制氢为例，其中电的成本占氢气成本至少80%，加之可再生能源制取氢气，大多都是用离网的电来制取，这意味绿氢产量丰富的地方虽然土地成本和氢气成本低，但普遍偏远。“不容忽视的是，再便宜的氢气也要找下家，下游给谁用？怎么用？这些问题都持续困扰着整个产业。” 喜玛拉雅公司副总裁葛荣军指出，虽然在部分地区加氢成本呈下降趋势，但总体来看，氢加注不便利情况普遍存在。以广东地区为例，虽然该地区氢能及燃料电池汽车应用市场非常大，但由于氢源不充足，氢气经过远距离储运，其价格达到全国最贵，约为65元/公斤。在氢能应用端，高昂的应用及运营成本也让燃料电池汽车产业无法“接地气”。“现阶段，一台氢能重卡的购置成本大约150万元-180万元，一台燃料电池公交的购置成本甚至达到200万元-300万元，除了政府出资，几乎没有私人用户愿意为这样昂贵的氢能产品买单。”刘军瑞表示。 “此外，政府诉求、产业需要、资本逻辑之间尚未实现良性互通。”刘军瑞表示，政策层面希望氢能产业尽快实现自主核心技术可控，对于产业而言，国家补贴杯水车薪，要实现自主技术进步，需要大量资本加持。“需要注意的是，与资本期待快速产生收益不同，发展氢能产业是一场‘马拉松’，如果为了拿到大量资金而过早启动快速发展策略，氢能产业无法在技术、装备等领域获得实质性进步，高成本问题将持续存在。” 需加快“跑通”产业链为解决成本居高不下难题，氢能产业自身已从技术、国产化等方面进行突破。猎投基金副总经理邓林指出，氢能及燃料电池部分关键零部件、核心原材料在国产化方面已有显著进步，质子交换膜、催化剂、双极板以及空压机等氢能设备均已实现国产化。不过，国产化装备在质量和性能方面尚未达到最优。在氢能交通领域，公交、物流、环卫车等燃料电池项目更多是由政府进行示范推广，如果没有政府补贴，氢燃料电池汽车推广缺乏经济可行性，远未达到商业化应用条件。 “目前国内氢能产业链处于需要政府补贴输血的状态，这意味着产业经济效益没有正向循环，要实现从政府驱动转为市场驱动，最终还是要靠产业自我造血。”王业勤表示。 “全球范围内，只有美国燃料电池上市公司普拉格能源走通了氢能全产业链并实现盈利。普拉格能源抓住了冷链物流使用的电动叉车痛点，聚焦氢能叉车的研发销售，并完善售后服务及保障措施，成功打造普拉格能源独特的氢能叉车销售服务模式，于是普拉格能源从早期亏损到逐渐减亏，最终实现盈利。”王业勤认为，参考美国这个成功案例，我国在氢能起步阶段要尽快打通产业链，并找到盈利模式，才真正具有示范意义。此外，加氢站建设模式也亟待创新。刘军瑞指出，目前，一座加氢站建设审批至少需要盖35个章，时间精力耗费巨大；同时，单个加氢站所需商业用地价格高昂；油氢合建站由加油站改造而来，可能无法满足未来氢能重卡的加氢需求。综上所述，未来要将高企的加氢站成本大幅降下来，还需要政策进一步放宽对能源用途的小型制氢项目的限制，鼓励企业建设自用加氢站，实现降低建设成本的同时，保证后续服务的可持续性。钱和配套缺一不可 “由于整个氢能产业链主要还是靠补贴支撑，车辆、加氢站、氢气等环节都需要补贴，各个环节加起来所需资金数量较大。”王业勤指出，因此，现阶段地方政府要做氢能，财政实力是最重要的基础，哪怕有煤有电有其他资源，没有强大的财政支撑，也难以保证氢能产业发展的可持续。“目前来说，珠三角、长三角、京津冀区域经济发达，发展氢能条件相对成熟，但二三线城市不宜盲目追风。” 把产业搞活，资金支持外还需多环节同时发力。王业勤表示，要发展氢能就必须规划整个产业布局，而非简单引进一个车厂或一个电堆厂家，制氢、电堆、整车包括下游应用都应全部整合起来进而形成产业链，再进行整体补贴，把产业链搞活后，当地税收和就业也将得到进一步发展。值得注意的是，政府对氢能产业的支持还有更多维度。葛荣军认为，各地政府如何扶持氢能产业，应结合当地产业基础和资源禀赋。如上海、广东地区，目前主要应用场景为物流车或公交车，但长距离重载运输需求不多。而在内蒙古等西北地区，可充分借助当地氢源优势打造运输场景，为氢能产业提供适合的应用场景，带动产业发展需求。

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德国押宝氢能新突破：全球第一条氢动力列车铁路正式上线！

8月24日，世界上第一条由氢动力客运火车组成的环保铁路线在德国下萨克森州开始运营。这是一条区域线路，长约100公里，运行由法国阿尔斯通公司设计、在德国组装的14辆氢能载客列车“Coradia iLint”。这些列车使用纯氢气作为燃料，从环境空气中收集氧气，在燃料电池中将这两种气体转化为电能，行驶时只产生蒸汽和冷凝水，且噪音很低。此前这条线路主要运行柴油列车。阿尔斯通公司介绍说，这种列车的续航能力为1000公里，最高时速可达140公里。1公斤氢气可替代约4.5升的柴油，能明显减少对环境的影响。下萨克森州州长斯特凡·魏尔当天在启用仪式上表示，这标志着当地交通部门在应对气候变化道路上的又一个里程碑。这种氢能列车获得了德国“国家氢能和燃料电池技术创新计划”支持，该计划旨在通过资助，在交通部门发展有竞争力的氢能和燃料电池技术。氢气可以在电气化之外提供一个环保备选项。就德国的氢能列车来说，使用的氢燃料电池并不需要对轨道进行改建，而除了电流之外，氢电池只会产生水和热量，可以说是真正做到了零排放。氢动力列车的另一个好处是可以通过泵为车辆重新填充氢气，而不必像传统燃料电池一样通过充电储能。据预测，德国未来有2500辆到3000辆柴油列车将会被氢动力列车取代。

08-29 

国家能源局：提升绿氢制备产业战略地位促进“绿氢”全产业链发展

近日，国家能源局关于进一步加大对绿氢制备产业扶持力度的建议给出了答复，国家能源局表示将加强规划组织策划，提升绿氢制备产业战略地位；健全法律法规政策，促进“绿氢”全产业链发展；大力推进科技研发，开展“绿氢”制备科技专项支持。原文如下：关于十三届全国人大五次会议第0542号建议的答复复文摘要国能建科技〔2022〕108号您提出的关于进一步加大对绿氢制备产业扶持力度的建议收悉。经研究并商国家发展改革委、财政部、中国人民银行、市场监管总局、工业和信息化部、科技部，现答复如下：关于加强规划组织策划，提升绿氢制备产业战略地位。国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》（以下简称《规划》），一是明确了氢能的战略定位，指出氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。二是提出“清洁低碳”的基本原则，积极构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。三是提出可再生能源制氢相关目标，到2025年，可再生能源制氢量达到10万～20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分。到2030年，可再生能源制氢广泛应用。关于健全法律法规政策，促进“绿氢”全产业链发展。一是《规划》中提出要制定完善氢能管理有关政策，规范氢能制备、储运和加注等环节建设管理程序，落实安全监管责任，加强产业发展和投资引导。并提出研究探索可再生能源发电制氢支持性电价政策，完善可再生能源制氢市场化机制，健全覆盖氢储能的储能价格机制，探索氢储能直接参与电力市场交易。二是通过设立碳减排支持工具，支持清洁能源等重点碳减排领域发展，氢能设施建设被纳入到碳减排支持工具的支持范围。三是大力发展绿色信贷，引导金融机构强化创新，加大对氢能设施建设和运营等清洁生产产业的金融支持。四是“氢能利用设施建设和运营”包括“清洁制氢、氢气安全高效储存、加氢站、氢燃料电池汽车、氢燃料电池发电、掺氢天然气等技术设置和氢能应用”等内容，均被列入《绿色债券支持项目目录（2021版）》。五是强化信用评级行业监管与培育，优化评级产品供给。通过研究制定《绿色债券信用评级标准》，鼓励评级机构布局环境、社会和治理（ESG）领域等措施，加大信用评级对绿色低碳经济发展的支持力度。关于大力推进科技研发，开展“绿氢”制备科技专项支持。一是国家能源局会同科技部联合印发《“十四五”能源领域科技创新规划》，围绕高效氢气制备、储运等全产业链环节，研究部署“十四五”期间拟重点开展的技术创新任务，并制定各项任务的技术路线图。二是国家能源局积极配合有关部门推动氢能和燃料电池标准体系建设，指导全国氢能标准化技术委员会、全国燃料电池及液流电池标准化技术委员会等制修订氢能领域国家技术标准超百项，涵盖氢安全、制氢技术、氢储运、加氢站、燃料电池汽车和氢能质量等方面，初步形成氢能标准支撑体系。感谢您对国家能源工作的关心和理解，希望今后能得到您更多的支持和指导。

08-22 

清洁氢发展面临三大挑战

清洁氢一直被吹捧为脱碳的“灵丹妙药”，但业内机构和专业人士表示，虽然清洁氢确实可以帮助全球实现脱碳，但其发展还面临规模、成本竞争力和基础设施三大挑战，能否成为脱碳的“灵丹妙药”还不得而知。发展势头增强截至目前，全球已有41个国家发布国家氢战略。2050年，全球氢需求预计增长3.5倍以上，从2021年的7500万吨/年增至2.55亿吨/年。埃克森美孚认为，到2050年，全球碳捕集与封存（CCS）和氢能的潜在市场规模将分别达到约4万亿美元和1.5万亿美元。国际氢能委员会发现，到2050年，氢能将占全球能源需求的22%，从现在起到2050年，每年可减少800亿吨二氧化碳排放量，相当于将全球气候变暖限制在1.5摄氏度内所需总减排量的11%。今年的剑桥能源周会议由标普全球于3月7日~11日在美国得克萨斯州休斯敦举办，会上行业领袖一致认为，虽然清洁氢技术已成熟，但需求、产能和规模经济却滞后。标普全球大宗商品洞察公司的氢市场监测报告显示，目前全球清洁氢产量约为200万吨/年，但到2030年，全球清洁氢的生产能力将接近3000万吨/年。标普全球大宗商品洞察公司未来能源团队经理安妮·罗巴表示，“按照计划，2025年前全球有700万吨/年的清洁氢项目将投产。如果按计划完工，这些项目将占全球氢供应的9%”。清洁氢的发展速度很快。仅2021年全球就宣布了130多个大型清洁氢项目，当前全球已宣布的大规模清洁氢项目总数接近400个。据国际氢能委员会估计，2030年前，全球在氢能方面的总投资将达到5000亿美元。林德公司负责清洁氢的副总裁大卫·伯恩斯表示，“五六年前，我们考虑的是6兆瓦的生产设施。现在我们正在建设24兆瓦的生产设施。我们的目标是到2030年达到千兆瓦的规模。这就是我们正在关注的规模增长”。专家认为，未来8年是实现净零排放目标的关键时期，工业气体领军企业法液空、林德公司和美国空气化工产品公司都打算，未来十年投资100亿美元或更多资金用于清洁氢项目。生产成本是关键美国目前的灰氢成本低于1美元/千克。灰氢是最常见的氢形式，也是工业温室气体的重要来源，因为在制氢过程中产生的温室气体排放没有被捕集。即使征收碳税，绿氢成本也需要十年才能接近灰氢成本。伯恩斯表示，“电力成本是清洁氢生产成本中占比最大的，约75%的清洁氢成本来自可再生电力”。2021年，美国能源部宣布了“111”计划，即在十年内将清洁氢的成本降低80%以上，达到灰氢的每千克1美元大关。中东、南非、大洋洲和南美洲国家的风能和太阳能发电厂将是向清洁氢过渡的关键，因为他们的可再生电力成本最低。然而，除非政府的政策、激励措施和惩罚措施能减少前置生产成本或增加需求，否则成本削减将不可能实现。法液空美洲公司首席执行官迈克·格拉夫表示，“为了充分发掘氢经济的潜力，进一步加快低碳、绿氢的发展和部署，美国政府需要尽快制定新的政策，促进市场增长和渗透，并为在运输和储存等多个能源领域使用氢能提供激励措施”。伯恩斯对此表示赞同，“我们需要将政策、激励和惩罚结合起来。为碳排放设定一个现实的价格是很重要的，这样就会知道企业继续排放的成本是多少”。基础设施缺乏虽然清洁氢被誉为脱碳的“灵丹妙药”，但其发展仍处于初期阶段，面临基础设施缺乏的挑战。但是由于气候和地缘政治问题，清洁氢的发展不能是缓慢和渐进的，应该是快速和跨越式的。除了以规模化降低生产成本，清洁氢行业还需要电解槽容量的快速发展。根据标普全球氢生产资产数据库，欧洲在电解槽产能方面遥遥领先，在全球宣布2025年前新建19吉瓦的电解槽产能中，欧洲占了近15吉瓦。这种能力加上欧洲天然气的“天价”（超过350美元/兆瓦时），使得欧盟的绿氢发展速度超过蓝氢。电解槽是达到碳中和所需的数千吉瓦清洁氢产能的关键基础设施，但目前电解槽产能缺乏，并没有标准化生产。为了实现适当的成本效益，以及提高碳中和社会所需的清洁氢生产能力，电解槽需要标准化、大规模生产。电解槽制造将不会出现瓶颈，但关键材料的供应链持续中断可能给清洁氢供应时间表造成压力。

08-16 

垃圾制氢技术研发与产业化进展

氢能全产业链包括“制—储—运—输—用”五大环节，其中制氢是第一个重要环节。碳排放量较低的制氢方式有技术相对成熟的电解水制氢和甲醇重整制氢，以及生物或生物质制氢、垃圾制氢、太阳能光解水制氢、热化学分解水制氢等试验性方法。近年来，垃圾制氢以其成本优势获得了学术界和产业界的关注。垃圾气化制氢的总生产成本约为28.74元/千克，其中垃圾气化工段成本为13.80元/千克，合成气净化、氢气分离提纯工段成本为14.94元/千克。按照这一测算，垃圾制氢成本比我国已建电解水示范项目的氢气成本36.4元/千克要低。形成规模效应后，成本有望降到20元/千克以下，与天然气等化石能源制氢技术成本相当。垃圾制氢项目的收入方面，除了氢气销售收入，还包括垃圾处理费、残渣销售收入，以及可能的碳交易收入，能有效分摊制氢成本、降低氢气价格。此外，垃圾制氢技术还具有重要现实意义：助推垃圾处理减量化、资源化、无害化。与填埋、堆肥和焚烧等传统垃圾处理方式相比，气化占地面积小，不产生二噁英等有毒有害物质，处理后的气体和残渣均可利用。缓解局部资源短缺导致的制氢瓶颈。鉴于部分地区垃圾量大、分布广泛，以垃圾为原材料制氢，有助于各地区丰富氢能来源、增加氢气供给、缓解用氢紧张。从这两个角度出发，发展垃圾制氢具有积极的意义。那么垃圾制氢现在发展如何了？一垃圾制氢技术研究现状根据技术原理的不同，垃圾制氢技术可分为热化学和生物化学两大类。 1、热化学技术热化学技术顾名思义是基于热化学过程的垃圾制氢技术，原理是有机物在缺氧、高温条件下被分解为以氢气、一氧化碳、甲烷为主的合成气；无机物则被熔化成金属和玻璃体渣，用于路基、建材等的原材料。典型的热化学过程包括热解和气化，热解可用于气化之前，以提高原料的热值。热化学技术适用于可燃固体废弃物，它是垃圾中的可燃组分，常见的可燃固体废弃物包括纸类、塑料类、木料类、织物类以及垃圾衍生燃料。热化学过程在垃圾处理方面的优势在于减量化，可以最大程度保留垃圾填埋场的空间。据测算，热化学处理后，垃圾质量减少70%~80%，体积减小约80%~90%。研究成果表明，不同条件下，基于热化学技术的垃圾制氢方式的氢气产率范围较大，每千克可燃固体废弃物能生产氢气约20~178.7克。氢气产率最高的研究来自Wu和Williams，垃圾种类为聚丙烯塑料，制氢方式为热解（500℃）与气化（900℃）两阶段反应，反应过程中加入了Ni-Mg-Al作为催化剂，产物氢气的浓度为41.65%，氢气产率为178.7g/kg。 2、生物化学技术基于生物化学过程的垃圾制氢技术，原理是利用微生物分解垃圾中的有机物以产生氢气，典型的过程包括光发酵和暗发酵。暗发酵制氢是指在常压、缺氧、黑暗条件下，通过厌氧菌分解垃圾中的有机物产生氢气，其他产物通常为有机酸、醇、丙酮以及CO2。影响氢气产率的因素很多，包括底物类别、底物浓度、菌株种类、反应时间、温度、pH值、氢气分压等。由于微生物发酵施加的热力学限制，较高的底物浓度将导致较低的氢气产量。此外，过高的氢气分压对产率也有负面影响，及时移除产生的氢气有助于提高氢气产率。随着氢气分压的增加，乳酸和乙醇等其他产物的浓度增加，氢气合成减少。光发酵制氢是指在常压、厌氧、光照条件下，通过光合细菌分解垃圾中的有机物产生氢气。光转换效率、微生物菌株、垃圾类型以及反应条件共同对氢气产率施加影响。最佳的反应条件主要取决于菌株种类，通常温度为35~37℃，pH为5~7左右。生物化学制氢的能源消耗强度远低于热化学过程，但氢气产率和反应速率较低。研究结果表明，各类市政污泥和餐厨垃圾发酵制氢的氢气产率约为8.6~174.6mL/gVS。氢气产率最高的研究来自Cheng等，反应采用餐厨垃圾和污水污泥共同发酵的方式进行，有机负荷为20gVS/L，发酵温度为35℃，初始pH为6.0，总碳转化效率为63.3%，能量转化效率为56.6%，氢气产率为174.6mL/gVS。二垃圾制氢产业化进展随着氢能重要性的提升，近年来许多企业开始探索垃圾制氢产业化。据不完全统计，全球已有16个垃圾制氢产业化项目，主要分布在欧洲、美国、日本等，详情如图所示。我国是世界第一制氢大国，2019年氢气产量约3342万吨，占全球总量的37.13%。其中，煤制氢、天然气制氢、工业副产氢等方式占比分别达到63.54%、13.76%、21.18%，电解水制氢总量约50万吨，仅占1.50%。低碳、清洁的氢气尚未实现大规模供给。垃圾制氢作为一种新兴的低碳氢供给方式，也有望在我国氢能产业发展中起到重要的支撑作用。三当前面临的主要问题当前垃圾制氢技术研发及产业化面临的主要问题主要有以下四个方面。 1、减碳仍是难题虽然垃圾制氢的优势突出，但不可忽视的是，垃圾中的有机物经高温气化将产生大量CO2。这也意味着，要让垃圾制氢变得低碳环保，碳捕集封存利用不可或缺。2021年12月，美国初创企业Mote宣布，将在2024年前建成一座利用木质废料、配备有碳捕捉与封存装置的制氢工厂，从全生命周期来看，该制氢工厂有望成为全球首个“零碳”绿氢工厂。 2、能源利用效率偏低制氢过程需要消耗能源，从能源利用的角度看，垃圾制氢效率远低于甲烷蒸汽重整、水电解等方式。研究结果表明，垃圾气化、甲烷蒸汽重整、水电解制氢的热效率分别为35%~50%、70%~75%和75%~80%。垃圾的种类、尺寸、形状和含水量等因素都会影响反应器效率和氢气产率，进而影响制氢能源利用效率。 3、垃圾质量不达预期我国城市生活垃圾与发达国家城市生活垃圾差异较大，厨余含量高、含水率高、热值低，对项目运行的稳定性和经济性，以及污染物的达标排放存在影响。同时，垃圾原料性质是垃圾气化反应器和系统的主要设计依据，若直接引进国外主流技术，可能出现水土不服的情况。 4、气化技术有待进步垃圾气化制氢是在垃圾气化技术上衍生出的新技术，而垃圾气化技术对产业技术基础要求较高。国外对垃圾气化技术的研究起步比较早，在热分选气化技术和等离子体气化技术等领域有较多积累，已研发出工业级技术设备。例如，美国西屋等离子体公司在20世纪90年代就取得较大进展，并于2003年在日本建设了220吨/天的用于处理生活垃圾和汽车废渣的等离子体气化工厂，产物合成气用于发电。然而，我国等离子体气化技术直到2018年才进入工程应用阶段。垃圾制氢作为一种新兴的低碳氢供给方式，也有望在我国氢能产业发展中起到重要的支撑作用。研发大规模、低成本、低碳排放量的制氢技术是氢能实现产业化的前提条件，是氢能产业发展亟待解决的问题。从我国垃圾原料性质、制氢技术进展等看，可以从垃圾分类、制氢技术装备研发、碳捕集封存利用技术创新、项目试点示范等方面推进我国垃圾制氢研发与产业化进程。

08-11 

宝马将大规模生产氢燃料电池汽车

宝马正在推进氢燃料电池汽车的批量生产。首席执行官Oliver Zipse向德国商报(handelsblatt)宣布：氢作为能源载体将在世界许多地区发挥重要作用。为此，宝马集团在一份声明中表示将在欧洲道路上对使用氢燃料电池驱动的系列车辆进行日常测试，宝马首款小型氢燃料电池汽车将在2022年底亮相。宝马计划将氢气作为重要的动力系统支柱。首席执行官Zipse表示：“宝马X系列的高端产品在客户中非常受欢迎，现阶段的能源危机极大地推动了氢气推进，未来还将看到燃料电池在新类别中批量生产”。自2013年以来，宝马一直与日本汽车制造商丰田合作开发燃料电池技术。最近，一家中国汽车制造商首次宣布大规模生产氢燃料电池汽车，德国航空航天中心的研究人员宣布以低价推出一款氢燃料电池汽车。宝马计划批量生产氢燃料电池汽车，宝马集团发展董事会成员Klaus Fröhlich表示：“不同的替代驱动系统将在未来共存，因为没有一个单一的解决方案可以满足全球客户的所有移动需求。从长远来看，氢燃料电池驱动可以成为驱动产品组合的第四大支柱。” 在氢推进方面是先有鸡还是先有蛋的问题，随着宝马氢燃料电池汽车的首次道路测试而变得具体起来，以至于在批量生产开始之前，仍有一些障碍需要克服。宝马集团氢燃料电池项目经理Axel Rücker表示：“只要加氢站网络仍然薄弱，客户的低需求将导致燃料电池汽车无法实现盈利批量生产；反之，只要道路上几乎没有氢燃料电池汽车，运营商就不愿意扩大加氢站网络的布局。”

07-19 

绿氢占七成！欧盟可再生能源法案通过

欧盟时间2022年7月13日，欧盟议会以54票赞成、14 票反对和 6 票弃权通过了提升可再生能源占比的法案修正案，该法案由ITRE（欧洲议会的工业、研究和能源委员会）提交。在面对能源短缺的冲击和局部热点问题的焦虑中，欧盟最终还是将2030年可再生能源发展目标提升至45%，欧盟降低应对气候变化目标的传言不攻自破。同时，在绿氢、交通、建筑等领域提出了更加明确的要求，以保证可再生能源发展目标切实推进。一重磅内容 2021年7月，欧洲提出“Fit for 55”（承诺在2030年底温室气体排放量较1990年至少减少55%的目标）一揽子新法案，其中提升可再生能源占比的法案是重要的组成。经过多次修改，此次投票通过的修正案重要内容如下（以下内容根据最新版修正案和欧盟议会官网新闻整理，最终内容以官方修正案终稿为准）：（1）2030年可再生能源占总能耗比例提升至45% 今年5月，欧盟委员会在官网公布了“REPower EU”能源计划，提出2030年可再生能源占比达到45%的目标，根据该目标欧盟的风能、太能能装机目标将显著增加。但由于受到能源短缺的冲击，各界对于欧盟能否在最终法案中确定45%的目标疑虑重重，即便是最新提升可再生能源的法案中，仍维持原来40%的目标。而此次投票，将2030年可再生能源目标确定为45%，表明了欧洲各国应对气候变化的一致雄心！同时，修正案要求成员国跨境可再生能源发电项目翻倍（每个成员国增加至2个），以及对可再生能源技术创新提出了要求，在2025年至2035年期间，创新型可再生能源技术（如波浪或潮汐技术）要占新增可再生能源装机至少5%的目标。（2）重点加码绿氢发展随着减碳要求的加强，欧盟氢的使用量将快速增长，为控制制氢产生的排放，欧盟对绿氢发展进行严格要求。在目标上，要求非生物基可再生能源制氢（新能源制氢）在终端用氢（含原料应用）占比达到40%，而2035年更要求达到70%的比例。修正案提出了低碳氢的概念，即生产过程中温室气体减排量超过70%的氢能才能算作低碳氢，2030年低碳氢（含绿氢）在氢能中的占比不低于50%。交通领域低碳氢使用比例要求翻倍，2028年占交通用能比达到2.6%，2030年需达到5%，原提案仅要求2030年达到2.6%。严格要求制造绿氢的电力来源于可再生能源：成员国必须确保可再生燃料的电力在国家能源和气候计划中。为确保绿氢用电完全是可再生的，制氢设备可以通过直接连接可再生能源发电设备，但如果是购买电力的方式，需要确保购买的绿电满足制氢需求并保证按时刻进行电力平衡。（3）各部门降碳目标提升 2030年建筑行业总用能中，可再生能源占比至少达到49%（维持原稿内容）。加大交通领域使用绿电和绿色燃料的比例，在原提案基准，即2030年交通部门中可再生能源占比超过14%的基础上，温室气体排放强度再降低20%。为促进交通减碳目标的完成，除了要求低碳氢使用量在原提案基础上翻番外，也加强高级生物燃料和生物制气的应用，要求生物质占交通用能比例2022年达到0.4%，2025年达到1%，2030年达到5%，与原提案相比也实现翻番。为了确保生物质液体和气态燃料的来源，限制生物质固体燃料使用范围，只有在热功率大于20MW以上（原提案为5MW），才鼓励生物质直接进行电、热、冷联产。二中欧对比及启示此次投票是欧盟气候政策的重大胜利，某种程度也是中国新能源装备企业的重要胜利，因为欧盟大部分光伏组件均需要从中国进口。在舆论的质疑以及欧盟各成员国、各利益相关方不断角力的过程中，尽管有所摇摆，但欧盟应对气候变化和发展可再生能源的措施始终在加码。在周三的另一次投票中，欧洲议会通过了修订能源效率的法案，该法案中，欧盟的一次能源和终端能源消费均提高了节能目标：要求成员国应共同确保到2030年，终端能源消耗至少减少40%，一次能源消耗减少42.5%（相对2007年值）。这分别相当于终端能源消费减少7.4亿吨石油当量，以及一次能源消费减少9.6亿吨石油当量。毋庸置疑，欧盟应对气候变化的理念和经验仍然值得我们借鉴，尤其在各项草案修正的过程中，欧盟应对暴漏出来的问题的切实举措，值得我们深思：（1）从国情出发制定长期、务实的能源转型方案。对比欧盟与中国的可再生能源发展现状（图1），欧洲可再生能源（含水能）占比达到19%，中国约13%。对比尤其明显的是中国非水可再生能源占比仅为欧洲的50%。尽管如此，中国发展新能源仍取得了举世瞩目的成就，实际上我国青海、甘肃等省份新能源发电量占比已高于欧洲的水平。欧洲非水可再生能源渗透率较高得益于气电、水电等灵活性电源占比高等有利条件，而我国以煤电为主的电源结构显然不利于新能源的调节与消纳（图2）。同时，欧盟充分的电力市场环境下，能引导用户侧参与电网调节，也提升了新能源的渗透率。欧洲（上）和中国（下）可再生能源占比欧洲（上）和中国（下）各种电源电量占比中国以煤为主的国情，注定了我们要走一条更加艰难的“先立后破”的道路。首先是形成适应新能源大规模接入的电力系统环境，促进各类电源主体的协同发展，煤电、抽水蓄能、常规水电、气电齐上阵，千方百计提高电源端的灵活性。其次是完善新能源的并网主体地位与责任，在地位方面支持分布式新能源、微电网在接网和交易的对等主体地位，形成集中与分散并举的可再生能源开发格局；在责任方面，各地陆续出台的“两个细则”对新能源功率预测与调节、电网安全支撑能力方面提出了更高的要求，高比例渗透率下如何实现新能源与电网的友好互动亟须破题；三是激发电力市场活力，用价格信号调动负荷侧灵活性资源的广泛参与。（2）从根源上体现可再生能源的环境价值。欧盟可再生能源良性发展的一个重要原因是，可再生能源相对化石能源具有一定的经济竞争力，这得益于欧盟碳市场（EU-ETS）的贡献。目前，欧盟碳市场中发电行业实现完全有偿配额，由于EU-ETS碳配额价格高昂，促使可再生能源的使用具有较好的竞争力。与碳边境调节机制（CBAM）相关联，2032年前欧盟对各行业将逐步退出免费配额，将促使各个行业更多使用绿电、绿氢等可再生能源。相配套的是，欧盟对于绿氢等二次能源的可再生特性追溯非常严格（已充分体现在法案中），要求制造绿氢的可再生能源电力在时间上进行平衡。相对而言，我国碳市场建设仍处于非常初级阶段，为提升可再生能源的竞争力，在配额发放方式、总量控制方面应逐步趋严，以促进环境溢价的出现，以经济手段促进更多资源向新能源领域集中。随着CBAM的推进，国际接轨的必要性显著增加，而CBAM需纳入企业用电产生的间接排放，所以对于企业使用的绿电可追溯性要求加强。所以，企业在采购绿电时也需要进行时间上的发用电曲线匹配，虽然增加了绿电交易的难度，但客观上有利于新能源的消纳与长远发展。