绿氢的未来

氢气具有较强的“伦理属性”，相比有大量碳排放的灰氢和蓝氢，绿氢无疑身份高贵。但价格同样昂贵的绿氢如何适应市场？它的未来在哪里？

尽管被无数的网友和媒体吐槽，但日本东京奥运会也有着很多开创性的第一次。采用氢燃料点燃的奥运圣火就是东京奥运会无数“氢元素”的开端。而火炬与圣火台所用的氢气均来自于太阳能电解水制氢装置生产的绿氢。

除了奥运圣火，氢燃料电池大巴和汽车、超级加氢站、氢能发电供暖的奥运会村都为东京奥运会增添了无数的“氢元素”。

元素周期表中氢被排在第一位元素，具有高热值、零排放等多重优点。但作为能源，氢能难以获取、成本较高，一直没有能够得到广泛应用。除了航天领域之外，氢能在能源行业的应用多年来一直未有大的突破。

2020年9月，中国正式提出了“2030年碳达峰、2060年碳中和”的目标（以下简称“3060双碳目标”）。与此同时在过去一两年的时间里，世界许多国家都开始提出“碳中和”目标。据不完全统计，超过100个国家已经承诺要实现“碳中和”，这些国家的排放占全球总排放量的73%。其中，甚至有90%以上的国家将2050年设为“碳中和”节点。

“碳中和”大潮席卷全球为氢能发展带来了巨大的机遇。纵观能源的发展历史，从最初使用固态的木柴、煤炭，到液态的石油，直至气态的天然气，其分子结构中的氢碳比例一直在不断地提高：木柴的氢碳比在1:3~10之间，煤为1:1，石油为2:1，天然气为4:1。从18世纪中叶至今，氢碳比上升超过6倍。每一次能源的“脱碳”都会推动人类社会的进步和文明程度的提高，可以预见未来随着碳中和的进行，氢在能源中的占比将会继续提高。

然而需求的急速增长并不能为氢的制备立刻带来颠覆性地进步。除了高成本问题依然存在，我们在“碳中和”时代还需要制氢过程的低碳甚至无碳化。

目前，全球氢能产量中，有23%是煤制氢，43%是天然气制氢，33%是工业副产品制氢。这些大多属于灰氢，部分属于蓝氢。而中国更是有超过60%的氢来自于完全属于灰氢的煤制氢。

一般来说，我们把使用化石能源燃料制取，且不对释放二氧化碳进行处理的氢气，都叫做灰氢。如果对释放出的二氧化碳进行捕集和封存，这种氢气则被称为蓝氢。只有使用可再生能源发电电解或者光解制取的氢气，才能被成为绿氢。所以即便是电解水制氢，考虑到目前电力系统的脱碳比例，我们依然无法统称其为绿氢。而无论是中国的“3060双碳目标”，还是世界各国或早或晚的碳中和目标，所需要的氢能都更多是绿氢。

进入2021年，中国的“3060双碳目标”逐渐从热议进入了各行业的实践阶段。能源行业是脱碳的主力军，电力更是主力中的主力，很快就确立了以新能源为主体的新型电力系统建设。尽管困难重重，但已经有了明确的发展路径和方向。

但是对于传统工业、交通、建筑等领域来说，脱碳受困于经济和技术条件。因为能源的使用有时候不仅是提供动力，还有热值、热能、能量密度等多种因素的考虑。而无论是从人类能源发展还是化学性质考虑，氢能都是替代化石能源的最佳选择。也因此有人喊出了“氢能是人类能源终极解决方案”的口号。

然而绿氢发展还是不可避免地面临着经济技术性条件的制约。甚至于在《能源》杂志记者的采访中，对于“2021年是否是绿氢元年”这一观点，业内人士还没有能够形成统一的意见。

中国的绿氢发展正在呈现出怎样的格局？面对经济技术难题，绿氢应该如何破局？这些纷纷涌入绿氢产业的企业，又有着怎样的发展计划？

热潮源起

中国对于氢能的研究最早可以追溯到20世纪50年代，但是在“十三五”之前，对于氢能的研究局限于航空应用和小范围的燃料电池、电解技术发展等领域，商业化程度较低，而且国家层级的政策支持也较少。

从“十三五”时期开始，氢能在国内的发展开始逐渐有了商业化的突破。产业链开始初具雏形，这侧面反映在国家政策对于氢能的支持力度开始增大。

“实际上氢能作为交通领域的清洁能源，在国内兴起热潮至少有了5年的时间。但是氢燃料汽车的覆盖面还是比较小。”中科院一位氢能科研专家告诉《能源》杂志记者，“2021年或许是氢能发展的一个关键点，一方面是国家和地方政策越来越开始关注氢能，另一方面就是越来越多的行业外企业—比如光伏企业—开始进入氢能产业。”

2021年3月31日，西安隆基氢能科技有限公司（以下简称“隆基氢能”）正式注册。隆基股份的创始人李振国亲自担任董事长、总经理。

6月阳光电源下属氢能公司——合肥阳光氢能科技有限公司成立（下称合肥阳光氢能）宣布成立。7月，协鑫集团高调对外发布旗下协鑫新能源的氢能战略，具体目标为：蓝氢——首期建成年产230万吨合成氨，逐步扩能至每年400万吨生产规模，可供应国内70万吨蓝氢；绿氢——2025年建设100座综合能源站，达到40万吨年产能。

对于光伏企业开始大规模进入氢能产业，氢能业内人士认为这主要有内因和外因两个方面的驱动。“外因方面是国家3060双碳目标的设定，对于氢能产业有了直接的刺激。这必然会带来更多地产业外资本进入氢能领域。”上述氢能专家说，“内因的话，更多来自于光伏企业自身发展进入了瓶颈期或者平台期，需要找到新的发展方向。”

2021年是中国光伏平价上网的元年，经过十几年的发展中国光伏发电成功实现平价上网。在“3060双碳目标”之下，电力系统减排会要求可再生能源装机持续快速增长。但增长的同时，由于消纳制度、电力市场建设的相对滞后，可再生能源的消纳也面临着一定的挑战。这也是国内光伏企业在解决了平价上网问题之后的又一个挑战。

《能源》记者在采访中了解到，国内光伏企业进军氢能也并非都是突然的心血来潮，而是都有着一定的积累。阳光电源氢能事业部营销总监方伟告诉《能源》杂志记者，阳光电源早在2016年就在公司内部成立了氢能的研究小组。“阳光电源最终选择氢能业务有两个主要原因，一方面是因为氢能的发展逐渐被大家所关注，重要性在不断增强。另一方面就是氢能与我们的主业——新能源——结合的非常紧密。”

隆基的氢能战略也有着类似的考虑。据《能源》杂志了解，隆基股份从2018年开始就对氢能的技术进行储备。隆基氢能副总经理王英歌对《能源》杂志记者说：“隆基拓展氢能业务有两个方面的考虑，作为光伏企业，隆基拥有全套的光伏解决方案，我们希望利用光伏的技术优势与电解水制氢结合。另外一点是中国在提出双碳目标之后，除了电力领域需要深化清洁能源对化石能源的替代，还有很多领域是目前可再生能源难以实现脱碳的。”

的确，在“3060双碳目标”涉及整个国家方方面面的前提下，电力系统脱碳实际上是相对容易的领域。但很多领域依然十分依赖化石能源。例如钢铁生产中的高炉就产生了大量的碳排放。当前，我国炼钢企业大多使用铁矿石为铁源、炼焦煤作为碳源的长流程高炉生产技术，通过焦炭燃烧提供还原反应所需要的热量并产生还原剂一氧化碳（CO），在高温下利用一氧化碳将铁矿石中的氧发生反应生成CO2，将铁矿石还原得到铁，这个过程带来了大量的二氧化碳排放。除了提高能源利用率、发展CCS技术，电锅炉是钢铁行业碳减排的主要手段。但如果想要做到更深层次、高效率的“零排放”，通过绿氢作为还原剂的直接还原技术（DRI）是最佳方案。

除此之外，工业与建筑供热也很难通过单一的电气化改造来实现完全的脱碳。绿氢的应用已经超越了最初的燃料电池领域，扩展到整个经济体系的应用，包括将氢转化成其他能源载体和产品，例如氨、甲醇和合成液体燃料。

“可再生能源发电或者说绿电可以保证我们的电力系统实现100%的脱碳。但并不是全世界所有的工业门类以及生产生活的所有领域都可以实现电气化。”西门子能源股份公司新能源业务全球首席战略官兼新能源亚太区业务负责人赵作智博士对《能源》杂志记者说，“飞机、工业用热等等很多门类我们都无法实现电气化。在无法实现电气化的领域，实现脱碳的一个必经之路就是使用绿氢。”

看起来绿氢正是一片广袤的蓝海，光伏企业涉足其中不仅可以积极拓展自身主业的发展，还可以抢占未来能源转型的全新制高点。但绿氢发展的诸多障碍依然不能被我们所忽视。迟迟无法大规模商业化的绿氢依然还处于发展的最初阶段。那么这个被寄予厚望的未来能源，又正在走着怎样的商业化之路呢？

技术路径的选择

如果说东京奥运会增加了氢能源在奥运会场景中的应用，那么即将到来的北京冬奥会将使氢能的应用进一步拓宽。北京延庆是2022年冬奥会的三大赛区之一。2016年，国家电投与延庆区政府签署战略合作协议，以冬奥会为契机，共同推进绿色制氢、加氢项目落地，探索氢能创新技术，促进氢能装备产业发展，并配合北京市交通委、冬奥组委开展氢能交通示范应用，共同推动绿色智慧园区和低碳示范村庄建设，着力打造新能源应用示范区。

作为国家电投的绿氢合作伙伴，西门子能源将为国家电投位于延庆的中国电力氢能创新产业园提供一套橇装式质子交换膜（PEM）纯水电解制氢系统“Silyzer200”。而质子交换膜水电解技术正是能够生产绿氢的制氢技术—电解水技术—的三大类技术路径之一。除了质子交换膜水电解技术外，电解水制氢技术还有碱性水电解、固体氧化物水电解两种。“水电解制氢实际上并不是一个新鲜的技术，而是一个成熟了几十年的技术。最早来源于航天领域，用于给宇航员制氧，产生了氢气这样的副产品。”上述氢能专家说，“目前的水电解技术路线中，碱水电解和质子交换膜技术应用最多。其中碱水电解更加成熟、成本更低。但是在安全和品质上还存在问题，产量、效率也有限。质子交换膜技术更简单，理论上效率更高，但是成本也更高，部分关键设备还需要进口。”

看起来制氢技术的发展遭遇了和当年太阳能发电类似的境况：多种技术路线并存的情况下，是选择当下低成本的技术通过大规模产业化降低成本，还是押注高成本而更具技术含量的技术？对于这个问题，西门子能源的思考结合了现实性和前瞻性。“质子交换膜制氢是我们研发的重点之一。”赵作智说，“质子交换膜水电解槽的启停非常灵活，可以成为电网调节负荷的重要参与者。这一点已经在西门子能源位于法兰克福的制氢项目中进行了实践。这种特性也让质子交换膜技术能够很好地与可再生能源发电的波动性相耦合，从而降低用电成本。从氢能应用的角度来说，质子交换膜制氢也可以与下游的氢燃料电池应用实现技术上的互通，更具竞争力。”但他同时强调，西门子能源对于制氢技术路线的选择不仅仅考虑制作绿氢本身，在不同的场景，结合不同的国情，需要不同的技术路线。

相比于西门子能源对未来技术进步和创新的期待，国内的光伏企业或许更加“谨慎”。王英歌告诉《能源》杂志记者，隆基选择产业化的制氢路线依然是目前更加成熟的碱水电解制氢。“从性价比的角度来说，碱水电解制氢更符合大规模可再生能源制氢的应用。隆基会更加注重技术是否适应当前的产业化发展。”但同时王英歌也强调，隆基对于其他的电解水技术也在进行关注和研究。“在产业化的同时，保持对新技术研究与创新的领先，这是隆基的一贯作风。一旦新技术成熟，我们就会立刻将其产业化。”

阳光电源也表示正在同时推进碱水电解制氢技术和质子交换膜制氢技术的发展。“但是两者的定位完全不同，前者是立马可以做到的，后者是基于未来3到5年需求的发展。”方伟说。

而将多种技术路线齐头并进做到极致的，或许就是协鑫了。在2021年6月的SNEC大会上，协鑫集团与西门子中国、东芝中国、中船派瑞氢能科技、国家电投北京绿氢科技公司正式牵手，缔结氢能源战略合作伙伴关系。这其中西门子能源押注质子交换膜制氢技术，东芝在水电解的研究上正积极推进固体氧化物电解池的研发。中船派瑞氢能科技公司是中国船舶重工集团第718研究所（以下简称718所）的子公司，而718所正式国内主要研究水电解氢的机构，掌握着成熟的碱水电解技术。

在采访中《能源》杂志记者发现，所有的企业对于绿氢制造技术未来发展的预判几乎都借鉴了光伏成本下降的路径：技术创新与大规模产业化让成本得以快速下降。从宏观的角度来看，这并没有问题。但对于绿氢的制造成本，也必须有更为细致的分析。

“目前绿氢项目的固定成本中，有三分之一属于工程、项目管理、风险成本，这部分成本与选择哪一种技术路线没有关系。”赵作智告诉《能源》杂志记者说，“剩余三分之二的硬件成本中，对于碱水电解的技术路线，大约四分之一属于电解槽的成本。也就是说整体固定成本中只有大约16%~17%由技术路线来决定。相对来说，目前质子交换膜的硬件成本则达40%到50%，但随着技术研发与进步，未来有巨大的成本降幅空间。此外，电解水制氢还有大量的变动成本，也就是电价。”

所以实际上绿氢的制造成本必须要综合考虑电解槽成本、电价和运行时间三个重要的因素。

这样看起来，国内蜂拥而上的光伏企业制氢似乎存在了逻辑上的问题：虽然光伏发电的成本几乎可以降到最低，但考虑到光伏发电只有1000多小时的利用小时数，似乎光伏制氢在成本上存在很大问题。再加上光资源丰富的西北地区水资源紧缺，似乎同时包含了海水资源、风电资源和东部发达地区条件的海上风电制氢更具潜力。

事实果真如此么？绿氢的发展还存在着哪些我们没有发现的隐形限制呢？

有限制的解决方案

从数据上看，中国可再生能源制氢的潜力无疑是巨大的。2020年全国弃风电量166.1亿千瓦时，弃光电量52.6亿千瓦时，主要河流弃水电量301亿千瓦时。

但是中国风资源、光资源和水电资源分布都呈现出极强的地域特征。西北地区风光资源丰富且开发潜力巨大，但水资源相对较少。西南地区水资源和水电资源都十分丰富，看起来适合发展电解水。但西南地区经济发展程度较低，人口密度相对较少。缺乏广泛的氢能应用市场。东南沿海地区海上风电资源、水源充足，并且工业门类齐全、城市密集，同时具备绿氢的制造和应用潜力。

“但是目前海上风电成本下降的幅度不仅低于陆上风电，更远低于光伏。”上述业内人士说，“再加上氢气或者电力的运输成本、海水淡化成本，目前的海上风电制氢几乎没有经济上的竞争力。”

西北地区虽然看起来风光利用小时数少、经济欠发达、氢能需求不足，并不是完美的绿氢发展区域。但在绿氢的起步阶段，西北地区依然吸引了大量的企业进入。

“宁夏的宁东、河北的张家口、内蒙的鄂尔多斯、陕西的榆林，这些都是西北地区氢能发展火热的地方。”方伟说，“这其中有三个煤化工基地，具备绝佳的消纳条件。”

在现代煤化工的生产工艺流程中，氢不仅仅是重要的产品，更是重要的化工原料。在“3060双碳目标”的严苛要求之下，煤化工如何实现生产过程的低碳乃至脱碳，是西北煤化工基地必须要解决的问题。这也为西北地区绿氢的发展提供了市场潜力。

对于光伏发电小时数较低的问题，光伏企业则正在通过风光储结合等方式来解决。“目前制氢还是要使用一部分网电。但使用网电制氢在电力系统脱碳之前没有解决制氢的碳排放问题。”王英歌说，“目前来看风光储结合的可再生能源制氢是主流的制造绿氢方向。”

而水资源的制约对于绿氢来说也是有限的。制造绿氢的水消耗主要分为绿氢的生产环节和绿电的生产环节。氢生产而言，电解水的最小消耗大约是9千克水/千克氢气。考虑到水的脱矿过程，这一比例大约为18~24千克水/千克氢气。而上游的绿电用水更少，光伏发电的用水量在2.4~19千克水/千克氢气（50~400L/MWh）之间变化，风力发电的用水量在0.2~2.1千克水/千克氢气（5~45L/MWh）之间。总体来讲，利用光伏发电和风力发电产生氢气的总耗水量平均为32kg千克水/千克氢气和22千克水/千克氢气。

“实际上从化学上来说，不管是煤制氢、天然气制氢还是电解水制氢，都是将氢元素与氧元素进行结合。”上述制氢专家说，“反而是电解水的耗水是最少的。水对于绿氢制造的约束性没有那么强。”

对于涉足绿氢的企业来说，电价还是最大的限制性因素。“在所有影响成本的因素中，电价是第一位的。第二就是设备的运行小时数。”赵作智说。

尽管绿氢在水资源相对贫瘠的西北地区也可以发展，但这依然无法掩盖绿氢发展过程中受到多种条件限制的现实。当下的光伏企业选择西北地区也是看中庞大的煤化工作为消纳市场。除了制氢，氢的储运、加注成本也在全口径成本中占据了重要部分。

“目前氢气通过管道运输还存在技术上的难题。”国内一家氢气运输设备制造商负责人对《能源》杂志记者说，“除非对现有天然气管道进行大规模的改造，否则管输氢气很可能存在较大隐患。而用罐车运输氢气，较为经济的辐射半径大概在以氢气制造为中心的500公里范围内。”

显然，对于当下有关氢气成为未来“终极能源解决方案”的看法，更多只是侧面反应出当下氢能市场的火热。对于真正踏足绿氢制造的企业来说，它们不约而同的选择了将氢气作为低碳电力在未来能源体系中的补充。“脱碳的电力系统始终是能源产业碳中和的首选和最主要目标，使用绿氢更多地是为了补全能源系统中无法进行电气化的部分。让整个能源产业的碳中和完整地实现。”

然而任何一项新技术从出现、兴起到最终的产业化和规模化都要经历一番艰难的波折。绿氢恐怕也难以逃脱这一循环。

未来的考验

中国科学院大连化学物理研究所（以下简称大连化物所）在制氢与燃料电池技术技术方面在国内处于领先地位。近一两年来，大连物化所可以说是门庭若市。“我们接待了很多很多的企业。”大连化物所的一位专家说，“到最后我都会提醒企业，绿氢是很好的技术方向，但是它要实现产业化还有很大的难度，很长的时间。”

每一个企业都想当先行者，但是没有一家企业想做先烈。然而，一个产业从无到有、从默默无闻到长成参天大树，总会有人牺牲。中国光伏产业过去十几年的降本过程中，无数曾经显赫一时的明星企业都是“眼见他高楼起，又眼见他楼塌了”。

“即便是企业没有成为行业发展过程中的“先烈”，绿氢行业未来不可预期的大量投入—包括时间投入和资本投入—都需要企业有充足的的思想准备。”

据大连化物所专家介绍，现在的电解水成本正在进入成本剧烈下降的阶段。“用于实验的1兆瓦设备成本近期就下降了三分之一左右。如果是规模化生产，成本还能更低。”但面对灰氢和蓝氢，绿氢依然缺乏经济上的竞争力。

现阶段绿氢最大的优势是零碳排放，但碳排放偏偏对用户缺乏经济性约束。“现在单纯让绿氢和煤制氢、天然气制氢、工业副产品制氢相比，成本还是相对较高的。”王英歌说，“未来中国各地区会有更强的碳排放约束，以及逐渐完善的覆盖全行业的碳市场。欧洲的碳价已经达到每吨50欧元，中国未来的碳价是可以预见会上涨。这些因素都会增加化石能源制氢的成本，有利于绿氢的发展。”

在光伏产业发展的过程中，国家补贴发挥了巨大作用。绿氢有可能会延续这一发展路径么？对于这一问题，光伏企业普遍表达了对于绿氢直接补贴的期待。不过它们同时也表示，补贴并不应该成为企业生存的基础。“从光伏的经验来看，如果依靠补贴解决企业生存问题也是不正确的。”方伟说，“国家补贴证明了产业发展的方向和趋势没有错，表明了国家对这个行业的支持。最终还是要依靠企业自身的投入和创新才能实现行业的健康发展。”

对于补贴，有专家预测国家可能会更加倾向于支持氢能的用能端，而且不再过多地使用直接补贴。“例如部分城市出台对于氢燃料汽车的支持政策或者是其他使用绿氢工业项目可以得到其他政策。”上述大连化物所专家说，“从技术角度来看，我们已经应用到了元素周期表的第一个元素。在目前的人类认知下，可能几乎无法找到更清洁的能源。从这个角度来说，把氢能称为终极能源也不算过分。”

这个“终极能源”未来会又怎样的发展空间呢？当《能源》杂志记者问出对“十四五”绿氢产能规模预测这一问题的时候，所有的企业专家都表示很难预判。而最大的阻碍就是氢能“十四五”规划的未知。也许只有当未来5年政策导向这只“靴子”真正落地，我们才能够更加看清楚绿氢未来的发展方向与路径。