“氢”装上阵 技术先行

氢能技术谁是领头羊？

2月25日，川崎重工宣布世界上第一艘液化氢运输船SuisoFrontier带着第一批来自澳大利亚的氢气成功运抵日本。这是全球氢储运技术的重大进展。当前，包括氢储运在内的氢能全产业链技术不断突破，正推动全球氢能产业快速增长。中国、日本、美国、德国等国的氢能技术和产业发展水平处于世界前列。根据区位和本土资源优势等，各国氢能技术发展因地制宜，呈现出多元化发展趋势。

氢能进入快速增长期

氢能作为一种能量密度高、转化效率高、来源广泛、清洁无污染的燃料和能源载体，在工业生产和能源转型中得以广泛应用，被认为是21世纪最具发展潜力的清洁能源，是未来化石能源向可再生能源过渡和转化的桥梁。在全球加速迈向净零未来的背景下，氢能也迎来了巨大的发展机遇，进入快速增长期。

面对保障能源供应和碳减排的双重压力，世界对氢能产业的发展高度重视。当前，已有30多个国家相继颁布了国家层面的氢能发展战略、计划和路线图，确立了氢能在国家能源体系中的战略地位。彭博新能源财经2月统计显示，有13个国家在去年公布了氢战略，而今年可能还有多达22个国家发布氢战略。同时，政府对氢能的资金支持也大幅增长。自去年7月以来，这个数据增加了40%，预计2022年—2030年，各国政府对低碳氢项目的年均资金支持规模将达到161亿美元。

在政策与投资推动下，氢能技术不断发展，逐渐走向工业化、产业化。在制氢方面，化石能源重整制氢、工业副产气制氢以及电解水制氢技术已比较成熟，太阳能制氢、生物质制氢、核能制氢等技术已进入实验室研究阶段。在储氢方面，高压气态储氢技术比较成熟，低温液态储氢技术在美国、日本等发达国家已有商业化应用。氢燃料电池技术日益走向成熟并加快应用，2021年全球氢燃料电池汽车销量超1.7万辆，同比增长83%。

与此同时，氢能产业规模不断壮大。根据GlobalData数据，截至去年年底，低碳氢项目潜在年产能超过4200万吨，其中大部分来自绿氢。彭博新能源财经数据显示，2021年全球电解槽销量达458兆瓦，远高于2020年的200兆瓦，今年销量可能升至1.8—2.5吉瓦。

各国氢能发展因地制宜

目前，中国、日本、美国、德国、韩国、澳大利亚等国家的氢能技术和产业发展水平处于世界前列。根据区位和本土资源优势等，各国的氢能技术研发、氢源选择和氢气利用呈现出多元化趋势。

由于氢能在交通领域的应用是我国能源转型计划中的关键，在已公布的53个大型项目中，约一半涉及交通领域。我国在氢燃料电池产业，尤其是氢燃料电池车辆领域的发展取得了较大进步，以捷氢科技、新源动力、潍柴动力等为主的电堆供应商在电堆自主研发方面取得了较大进展。今年北京冬奥会期间，赛区共供应3种氢燃料电池汽车816辆。在极限测试中，氢燃料电池公交车续航可达406公里。随着国家和地方政策的支持，以及氢能产业技术的飞速发展，不久的将来中国有望成为引领全球氢能产业的国家之一。

日本对能源进口的高度依赖和多发的自然灾害使其亟须优化能源进口格局和渠道，寻找保障能源安全的突破口。日本倾向于构建国际氢能供应链，并将氢能战略聚焦于车用、家用领域，在材料、技术和设备等方面取得的成果遥遥领先。其在氢能和燃料电池领域所拥有的核心技术专利数量占全球的50%以上，在燃料电池国际标准中占据绝对优势和引领地位。目前，日本已经初步形成了相对完整的氢能产业链体系。

在过去的20年里，美国政府针对氢能领域的投资超过40亿美元，主要用于氢气生产、运输、储存以及燃料电池和氢能涡轮机发电等技术的研发。2020年底，美国发布了《氢能项目计划2020》，致力于氢能全产业链的技术研发，以及逐步实现规模化。总体来说，因为有政府的政策法规扶持、雄厚的科研资金支持，美国在技术研发、示范应用和商业推广方面齐头并进，在核心技术、关键材料领域居世界领先地位。

欧盟2003年就开展了“欧洲氢能和燃料电池技术平台”研究，对燃料电池和氢能技术发展进行重点攻关。其中，德国是具有代表性的国家。2020年6月，德国联邦政府公布了《国家氢能战略》，提出了38项具体措施为德国的氢能技术转型做指引，并计划投资90亿欧元资金支持。基于2021年风电不稳、核电比重下降，德国进一步出台政策对可再生能源进行大量投资，并开发用于短时储能和季节性储能的综合性储能容量用以应对预期的电力缺口。

碳中和呼唤技术突破

氢能被公认为是实现能源转型与碳中和的重要抓手，尽管氢能技术已有巨大进步，氢能产业进入快速发展期，但随着气候变化的压力持续增大，氢能仍然面临加快突破技术瓶颈、加速制氢过程清洁化转型以及拓宽氢能应用领域等多方面挑战。

从发展的眼光看，可再生能源电解水产生的绿氢才是助力“双碳”目标实现的最理想技术。当前，绿氢只占全球氢气产量的4%左右，高成本依旧是电解水制氢技术发展面临的主要挑战。据了解，电解水制氢的成本比化石燃料制氢和工业副产制氢高出2—3倍。加快技术进步可有效降低成本，促进绿氢规模化、商业化发展。

当前，氢能技术迎来新的发展机遇。据媒体3月3日报道，分析人士认为，汽油、柴油和其他原油产品的价格飙升，将促使注重成本的消费者加快转向购买电动汽车，并推动对氢等竞争性清洁技术的投资。挪威船级社近日表示，能源行业领导者认为能源转型速度比以往任何时候都快，绿氢是大多数能源公司在今年增加投资的领域，其次是太阳能、海上浮式风能以及碳捕集与封存。

在化石能源价格高企、能源供应紧张的情况下，一些国家加快向包括氢能在内的可再生能源转型。英国政府2月23日宣布，将向该国新的储氢项目提供670万英镑资金，以支持新能源储存技术的发展。能源储存技术对世界向廉价、清洁和安全的可再生能源转型至关重要。2月底，德国宣布计划到2035年实现100%的可再生能源发电，比此前的目标时间提前了5年。

在国内，北京冬奥会的示范效应一定程度上加速了氢能产业落地的进程。针对在冬奥会上一展身手的氢能等低碳技术，北京市科学技术研究院研究员苗润莲认为，应积极推动科技成果产业化，为新技术应用提供更加包容开放的政策环境，提供展示平台和应用场景，鼓励技术研发单位积极参与，以检验并进一步推动先进技术的发展。（李建明中国石油勘探开发研究院）（李小松采写）

技术进步推动氢能产业发展

从全球能源发展看，氢能将在控制温室气体排放中发挥越来越重要的作用。国际氢能委员会联合麦肯锡发布的《净零氢报告》认为，氢在实现净零排放，将全球变暖限制在1.5摄氏度方面将起核心作用。到2050年，氢能可累计减少800亿吨二氧化碳排放，占目标总减排量的20%。这一过程要使用6.6亿吨氢，相当于全球终端能源需求的22%。

从国内氢能市场看，脱碳是氢产业发展的第一驱动力，氢能在我国终端能源消费中占比将逐步提高。据中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》预测，在2030年碳达峰情景下，我国氢气的年需求量将达到3715万吨，在终端能源消费中占比约为5%，在2060年碳中和情景下可再生能源制氢规模有望达到1亿吨，并在终端能源消费中占比达到20%。《净零氢报告》认为，到2050年，中国将成为全球最大的氢市场，其次为欧洲和北美，三个区域共占全球氢需求的60%左右。

当前，我国主要有三种制氢方式。其一，以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；其二，以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；其三是电解水制氢，此外还有生物质制氢、太阳能光催化分解水制氢、核能制氢等。据中国煤炭加工利用协会统计，2020年我国氢气产量2050万吨，煤制氢占62%、天然气制氢占19%，工业副产气制氢占18%，电解水制氢仅占1%。

前两种制氢方式生产的氢气俗称“灰氢”，但如果使用CCUS技术进行脱碳，就是“蓝氢”。这种方式可使碳排放减少90%以上，但也将大幅增加制氢成本。电解水制氢就是“绿氢”，这种方式制氢过程中二氧化碳的排放为零，然而技术要求和成本都很高。目前，中国家电网有限公司、国家电力投资集团、中国节能环保投资集团、上海电气集团等大型企业都参与了“绿氢”项目。

从我国氢能生产看，未来氢能技术攻关主要有两大路线。从“蓝氢”路线来看，国外对CCUS技术进行了能耗优化提升和新工艺开发，并在碳捕集、利用与封存方面开展了广泛的项目示范，积累了百万吨级碳捕集、利用与封存经验，部分技术已经具备商业化应用潜力。我国应借鉴相关经验，在技术集成、海底封存和工业应用方面持续发力。

从“绿氢”路线来看，电解水制氢主要有碱性水电解槽（ALK）、质子交换膜电解水制氢技术（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOEC）三种。就我国而言，ALK技术已相对成熟，市场份额高，PEM技术刚刚起步，SOEC仍处于实验室研发阶段，因此未来商业化主要集中在ALK和PEM两种技术，成本将是两条技术路线的重要竞争因素之一。

我国可再生能源制氢潜力巨大，已连续8年成为全球可再生能源最大投资国，风电、光伏等可再生能源装机容量均为世界第一。2060年风电、太阳能发电总装机容量将达到66亿千瓦，按照可再生能源电解水制氢5%—10%配置，可支撑我国清洁氢的供给需求。

展望未来，随着行业的不断发展，“绿氢”生产成本将逐渐下降，竞争力将不断提升。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》预测，2025年光伏与风电新增装机发电成本预计为0.3元/千瓦时，可再生能源电解水制氢成本将低至25元/千克，将具备与天然气制氢进行竞争的条件；2030年，光伏与风电新增装机发电成本预计为0.2元/千瓦时，可再生能源电解水制氢成本将降低至15元/千克，具备与配套CCUS的煤制氢竞争的条件。（记者刘柏汝）

观点连线

氢能作为清洁、高效的新能源，被视为21世纪最具发展潜力的能源类型之一，具有巨大的市场潜力。然而，尽管氢能产业已具备了一定发展基础，但目前无论上游氢气制备，中游氢能储运，还是终端氢能使用，都存在亟待突破的瓶颈，制约氢能的规模化商业应用。为此，记者连线了华南理工大学教授巨文博、清华大学助理研究员李洋洋，就制氢技术、降低成本等市场关注的热点问题进行分析，敬请关注。

阴离子交换膜电解制氢是近来发展的新技术，既具有碱性环境装备廉价的优势，又具有离子交换膜紧凑设计的优势。但由于其膜技术挑战较大，因此距离产业化还有很长的路要走。

目前按照技术成熟度来说，碱性电解水制氢是成熟度最高的，成熟度可以达到9级，可进入大规模应用阶段；质子交换膜水电解制氢次之，目前也已经进入了预商业化阶段。

Q 当前比较成熟的电解水制氢技术有哪些？

A 巨文博：目前比较常见的制氢方式包括天然气重整制氢和电解水制氢。天然气重整制氢仍然是工业制氢的主要途径，份额在90%以上。电解水制氢并非主流，但符合绿色能源发展趋势。

电解水制氢包括碱液电解制氢、质子交换膜电解制氢等。最新发展的技术还包括阴离子交换膜电解制氢（anionexchangemembraneelectrolyzer），它具有碱性环境装备廉价的优势，以及离子交换膜紧凑设计的优势。但是由于其膜技术挑战较大，因此距离产业化还有很长的路要走。

李洋洋：目前，商用电解水制氢技术按照电解原理的不同可以分为四种方式，分别是：碱性水电解、质子交换膜水电解、阴离子交换膜水电解和固体氧化物水电解。

按照技术成熟度来说，碱性电解水制氢是成熟度最高的，成熟度可以达到9级，可进入到大规模应用阶段；质子交换膜水电解制氢次之，目前也已经进入了预商业化阶段。固体氧化物电解水制氢应用规模已达到了50千瓦级别，而阴离子交换膜水电解目前仍处于实验室阶段。

Q 电解水制氢还未实现大规模应用的原因有哪些？

A 巨文博：阻碍电解水制氢规模化利用的因素有很多。首先是电与氢气的价格因素。理想情况下，每公斤氢气至少需要40千瓦时电，工业电价约为0.64元/千瓦时，电解制氢的能源成本至少为25.6元/公斤。考虑到电解水制氢的能源转化率和设备成本等，实际制氢成本要高于40元/公斤。而加氢站售卖价格一般仅为10美元/公斤（约合人民币64元/公斤）。相较而言，工业用天然气重整制氢成本则为每公斤13至15元，远低于电解水制氢。因此，电价因素是基于电网电制氢规模化应用的主要阻碍因素。

其次是装备因素。碱液电解制氢的工作电流密度较低（约0.5安/平方厘米），相应的输入功率密度较低。因此，设备体积庞大，适用于水电站、核电站等大型发电装置，对于分布式小型发电装置不具备空间优势。质子交换膜电解制氢的工作电流密度较高（可达2安/平方厘米），输入功率密度优势明显。但是，由于酸性工作环境对催化剂、电极材料、电堆材料的选择要求苛刻，需要使用大量贵金属、高性能碳材料和复合材料，因此极大提高了装备成本，不利于大规模使用前景。阴离子交换膜电解制氢技术虽然避免使用贵金属等昂贵材料，但阴离子交换膜的使用寿命短，性能衰退问题尚无解决方案。因此，该技术还处于实验室研究阶段。

最后是安全与公众接受度因素。氢气易泄漏、易爆炸，对运输、存储、使用环节的技术要求较为苛刻，形成了不安全的公众印象。短期内，如果没有显著的技术进步，安全顾虑将始终存在，公众接受度将难以提升。而电解水制氢的最终目标是分布式产氢和氢气深度进入社区，这与公众目前的接受度还存在矛盾，因此也导致技术较难推广。

李洋洋：目前中国氢能产业发展仍存在以下几大问题。第一，缺少完整的产业发展路线图规划；第二，缺少可再生能源+氢的全链条示范验证；第三，产业化和商业化模式不清晰。在氢能的“制—储—运—加—用”全链条技术中，每种技术都有多种实现方式，呈现出百花齐放的状态，但真正拉动氢能快速发展的仍是燃料电池在交通领域的应用。目前，燃料电池应用成为氢能发展的先导，但未来氢气真正应用的场景应该在更广泛的工业领域，例如在煤化工和冶金等领域当作原料使用，以及近期频频受到关注的氢储能领域等。总体来说，氢能的应用可分为氢动力、氢原料和氢储能三大类。

需要注意的是，从氢能全链条的经济性来看，目前影响最大的还是电价。当电价的价格降到0.1元/千瓦时以下时，整个氢能链条才具备经济性。此外，氢气的储运问题也是限制其大规模应用的主要因素之一。

Q 降低氢能综合成本还需解决哪些技术难题？

A 巨文博：目前，电解制氢的能量转换效率已经比较理想，部分热电联用项目的能源利用率已达80%以上。需要注意的是，我认为当今火热的电解催化剂研究其实并无实质意义和提升潜力。与其提升电解效率，不如下大功夫提升能源综合利用效率。

氢能社会的能否建立，要看氢能利用的普及程度。没有消费需求而片面追求产氢效率，不仅不会降低综合成本，甚至会带领全行业“走弯路”。当前首要目标是开拓氢气的使用场景，下游应用崛起必能带动产氢、输氢、储氢的基础设施配套。未来，降低电价的难度不大，核电和风电能够产生廉价电力，甚至未来部分时段极有可能出现负电价。因此，产氢技术需要自下而上的“倒逼式发展”模式。

李洋洋：我们需要分析氢能各路线上的成本组成。首先，制氢成本占据氢产业链总成本的比重超过50%，减小制氢成本是降低总成本的重要途径，而制氢用电成本及能效又决定了制氢成本；其次，氢气运输成本占总成本的比重也相对较大，减少氢气的运输环节及距离可有效降低总成本；再次，对于电→氢→电的能源转换路线，制氢用电成本、制氢能效和终端发电能效对终端度电成本影响均很大，除降低制氢用电成本外，改善制氢和终端发电能效将是降低终端客户度电成本的主要途径。

因此，要降低绿氢的综合成本，需要细分到氢能“制—储—运—加—用”全链条各个技术环节，需要迎接的挑战还很多，氢能还处于发展前期，氢能各个环节的技术都需要进行突破。