氢能产业前景、壁垒和突破路径
2020年9月22日，中国国家主席习近平在第七十五界联合国大会一般性辩论上宣布，中国力争二氧化碳排放在2030年前到达峰值，2060年前实现碳中和。 目前，全球已有包括中国在内的多个国家和地区提出了“零碳”目标，且大多数遵循的是“净零碳”原则。关于减排的路径选择，世界各国在氢能开发利用方面达成了共识。
本文从氢能的前景、壁垒和突破路径三个方面进行简要分析并阐述，抛砖引玉，不当之处，还望广大氢友不吝赐教。
能源新秀——氢能崭露头角
碳达峰催生“氢能源”技术革命
众所周知，能源是经济社会发展的基础，碳达峰及碳中和并不能取消能源的利用，而是能源形式发生了改变，即由“碳能源(carbon energy)”向“非碳能源（non-carbon clean energy）”转化。目前，世界各国已经达成共识，非碳能源也就是“氢能源”是最终的能源解决方案。
这也意味着今后能源发展方向是向低碳和非碳能源推进，包括但不限于风、光、生物质、核等可再生能源的大面积推广，这些可再生能源具备“天然能源下载属性”，但“下载能源”并不能即时消耗利用，需要一个中间载体来储存这些“天然能源”，以便确保“下载能源”能够按照经济社会的需要随时取用。
问题来了，既要能够存储“下载能源”，又要能够满足“碳中和”要求且本身还要是一个“能量体”，同时具备这些条件的现有物质的选择只能是“氢”。碳达峰对氢能的量产的需求与现实生产短板之间的矛盾将带来一场以氢能开发利用为核心的“能源技术革命”。
“绿氢”前景广阔
目前全世界一年利用5000亿立方米的氢气，总量不少，但按照碳中和标准来检视这些用氢，绝大部分都是灰氢即“碳氢”，不是绿氢即“非碳氢”。其中仅4%是从可再生能源来的（绿氢），96%是化石能源来的（灰氢）。使用化石能源就要排放二氧化碳，一边制氢，一边排碳，显然不符合碳中和要求。所以，要想实现“碳中和”发展氢能经济，就要研究“非碳能源”的获得方式，当下最优选择是可再生能源。
技术路线可以从再生能源出发，用水、光、风等可再生能源把水电解变成氢，制备“绿氢(green hydrogen)”，以“绿氢”为推动经济引擎的“燃料”，实现零排放。从这个氢能的生发路径可以看出，氢能本质上是可再生能源的最佳载体，这个载体有所出、有所存、有所运才能有所用，才能实现规模化，从而降低成本，实现氢能的普及利用。“绿氢”替代“灰氢”市场前景广阔。
氢“储能特性”优势显著
氢能燃料电池(hydrogen cell)的响应速度可以达到秒级，满足电网对于储能设施的基本要求。对比锂电储能，自然衰减在1个月左右，而氢燃料电池可以实现跨季储存。而且氢燃料电池的能量密度在140MJ/kg，是锂电能量密度的200倍，可以满足随取随用。氢的储能特性优势突出。
交通领域是氢能应用主力
到2030和2060年，氢燃料电池车（商用车及乘用车）年销量将分别达到29万辆和200万辆，燃料电池车保有量134万辆和1546万辆，届时对应总氢气需求将达到129万吨和3031万吨。在交通领域氢能的应用量占比接近7成。
氢的“调峰特性”堪当大任
预测2060年可再生能源的发电量约为18500TWh（较2020年增速CAGR2.2%）、发电量结构中火电、水电、核电、风电和光伏发电分别0%、10%、16%、23%、51%，单日最高用电负荷26亿千瓦。若要实现新能源的高比例消纳、尽可能减少弃电量，到2060年电力系统对于储能装机的需求量或达1000TWh以上。基于氢能具备响应速度快、存储量大、自然衰减率低、能量密度高等优势，氢储能将成为继传统抽水蓄能之后又一大调峰、调频的主力。
“灰氢”退出是必然选择
在评价各种形态“氢”的市场潜力时，原工信部部长李毅中有过科学论述：灰氢不可取，蓝氢可以用，废氢再利用，绿氢是方向。老部长的论述高屋建瓴，把氢能的发展方向说的清清楚楚。
中国主要制氢企业制氢产能表（单位：万吨） ▼
从上述图表可以看出，实现碳排放，采用“绿氢”，发展空间很大，主要动力就来自于绿氢替代。这些替代不仅仅是对于上述2500万吨存量氢气中灰氢的替代，还有对于柴油重卡、燃料油船舶、以及其他类型交通工具的燃料替代。据《2020-2026年中国柴油市场分析与投资前景研究报告》表明：2020年我国柴油产量累计值达15904.9万吨，其中大部分用于交通领域，对应的碳排放数量巨大，是碳中和的重要平衡点。如果采用氢能来替代燃料油，完全可以实现碳减排和碳中和的目标，氢替代市场潜力巨大。
达摩克利斯之剑--“碳税”倒逼能源革命向“氢能”迈进
从制氢的碳排放强度角度来看，煤电网电制氢高达32公斤二氧化碳/公斤氢；其他路径碳强度为：煤制氢（20）、天然气制氢（10）、煤制氢加碳捕捉与贮存（2）、天然气制氢（1）。绿电制氢（0）。
全球一年要将400亿吨左右的二氧化碳排放到大气当中去。根据统计，中国每年要排放100亿吨左右的二氧化碳，其中以工业排放的二氧化碳为主，以煤为主的能源结构使中国在环境压力很大。
落实“3060”方案一个有力的支撑点就是碳税，紧紧抓住碳排放指标这个牛鼻子，在能源消费的“出口端”进行约束，推动以“氢能”利用为主的“能源替代”，这样做即保护了用能单位的能源选择自主性，又有效控制了碳排放，可谓一举两得，同时对于积极利用低碳或非碳能源的单位来说，结余的碳排放指标还可以进行交易，获得清洁能源利用的边际效益。
我国目前碳排放总量超过100亿吨/年，以2025年纳入碳交易市场比重30%-40%测算，未来中国碳排放配额交易市场规模将在30亿吨以上，2025年全国碳排放交易体系内碳价预计将稳定上升至71元/吨，全国碳排放权配额交易市场市值总规模将达到2840亿元。氢能生产与利用获得的等值碳指标经济性潜力巨大。
现实的发展壁垒
我国氢能产业发展存在的主要问题
从产业现状看，目前我国氢能产业发展主要有四大问题，一是核心技术受限，典型的是电堆(galvanic pile)，相关制造的成本较高，产品成熟度不足，规模化生产弱。二是产业链不完备，部分的关键零部件以及核心的设备仍然依赖进口，比如碳纸，国产的能力较弱。第三是基础设施建设尚不足，但是目前进程已加快，我国加氢站(hydrogen fueling station)等基础设施已经跃居全球第二。四是顶层设计待加强，与美日韩相比，我国尚未出台国家层面的发展战略和产业定位。
氢能的全产业链，由上游的制氢储运加氢中游的燃料电池以及下游的应用构成，其中上游的制氢包括氢气的制取和相关设备的制造，储运包括储存装备的制造和相关运输服务，加氢包括加氢站建设运营和相关设备的制造。中游燃料电池是整个产业链的核心技术和制高点，下游的应用涉及交通、固定式电池等多领域。氢能的大面积应用，归根到底是取决于经济性，取决于对于现有常备能源形式的替代能力。
氢现状价格过高难以大范围推广
根据国际能源署汇总数据，在中国生产氢气各种不同技术路径的成本、碳强度为：电网电解水制氢成本最高（约5.5美元/公斤）；可再生能源发电制氢成本次之（约3美元/公斤）；天然气加碳捕捉与贮存制氢（约2.5美元/公斤）；天然气制氢（约1.8美元/公斤）；煤制氢（1美元/公斤）；煤加碳捕捉与贮存制氢（1.5美元/公斤）。
目前我国制氢主要依赖于煤化工领域，电解水制氢成本依然处在高位。我国终端氢加注成本普遍在50-80元/kg，制氢、运氢、加氢成本占比分别在 37%、27%和36%。如果氢能想要在交通领域规模化应用，其成本至少要与当前使用化石能源持平。
制氢环节成本
首先是上游制氢环节，目前我国主要是化石燃料、工业副产和电解水制氢三大路线，技术相对成熟，供给充足，目前是以化石燃料为主，但是制氢路线并无最优选择，要结合区域资源科技，还有制氢的产量经济性，综合考虑。从世界制氢技术发展趋势看，利用可再生能源电解水制氢，将成为主要的制氢方式。
根据国外资料显示，到2030年，世界最大规模的制氢工厂电解水制氢能力将达到90GW，目前，国内最大的制氢工厂是宁夏宝丰，一年制氢2万吨，折合电功率计算也不过是1GW左右。由此可见，电解水制氢的未来发展空间十分广阔。
根据预测，碱性电解液（alkaline electrolyte）效率将从目前的50-83kWh/kg H2下降至2050年的42 kWh/kg H2以下，折合每制取一立方氢气耗电量为4.2度电，随着可再生能源的规模化普及化，成本大幅下降，2050年预测可再生能源电价0.1元左右，制取一立方氢气大约成本0.45元左右，折合每公斤氢气成本5元左右，加上储存、运输等成本，终端销售20元/kg H2将能够实现。同时电解槽使用寿命将提升至10万小时以上。这将带动单位氢能成本的下降。
随着新能源发电成本降低，目前光伏、风电等新能源装机量不断增长，新能源发电的度电成本仍处于快速下降阶段，如果是采用弃风、弃光、弃水电量制氢，将进一步降低其用能成本，促进电解水制氢成本的降低。根据预测，在制储运加各环节的共同降本下，终端氢价格将在2030 年下降至35元/kg以下，并在2050年降至约20元/kg。
储运环节成本
其次是储运环节，目前，氢气的储存主要有气态储氢、液态储氢和固体储氢三种方式，高压气态储氢已得到广泛应用，低温液态储氢在航天等领域得到应用，有机液态储氢和固态储氢尚处于示范阶段。目前气态储氢集中在35MPa和70MPa两种压等级，但能量密度不高。
理想的是变成液氢。液氢能量密度很高，但是安全性差，需要保持冷态环境。固态储氢也叫材料储氢。高分子的也有，金属的也有，用纳米碳管的也有，但共性问题是迄今为止罐体与货物重量百分比都没有到达6%。也就说，100公斤重的储氢材料，只能储存最多6公斤的氢，大马拉小车，储氢的效率低！
氢能的大规模应用必然带来大物流，运输效率是氢能物流的关键，实现液体运输、管道长输是氢能能够商业化推广的前提条件。对比LNG的初期低效到现在的普及应用，氢能也一定会找到破解的办法，因为需求产生动力，科学界和应用端共同发力，通过应用场景设计，提出需求，运用科技的力量来补齐储运短板，实现“3060”目标。
虽然我国储氢设备未来有较大的发展空间，但是也要重点关注当前储氢领域的技术和材料问题。以碳纤维复合材料(carbon fibre composite)为例，2019年中国大陆需求量约3.8万吨，占全球需求量的36%。同年碳纤维进口量达2.6万吨，进口依存度达到68%。储氢设备所需材料对外依存度较高将制约我国储氢设备的发展。这也是推高储存造价的原因之一。
关键环节-氢燃料电池成本
影响氢能大面积推广的另一个重要环节是燃料电池价格。燃料电池产业包括上游的零部件及材料，中游的电池系统组装和下游的应用，其中上游零部件中的电堆系统是价值量最大的环节，目前我国还处于发展的早期，一些关键的材料和核心技术没有完全自主，但是目前国产化已经在加速突破。在发展趋势方面，随着示范城市群的落地，还有新能源车的市场的需求拉动，电动电池的市场是在逐步扩大的，并且2020年一些主流电堆企业推出了大功率的产品，电堆的功率提升成为主流。
燃料电池的效用依托的是催化剂。贵金属催化剂，如铂、钯、钌等，吸附氢或者吸附氧，氢氧在催化剂表面发生催化反应，解离出正负电子形成电流。除了贵金属价格昂贵之外，燃料电池的催化剂和炼油催化剂一样，受杂质及其它成分影响有中毒现象，影响电池寿命和效率。催化剂的适用条件宽度是需要解决的难题。材料的突破是燃料电池价格下降的关键，也是氢能大面积应用的卡脖子工程[4]。目前燃料电池催化剂、隔膜、碳纸、空压机、氢气循环泵等主要依赖进口。氢能产业链的制、储、运、加各环节尚未完全打通。这些都是影响氢能大面积普及应用的障碍。
氢能产业高质量发展的突破路径
政策性引导
可借鉴美国、德国、日本、澳大利亚等补贴政策，研究设立包括但不限于专项资金支持、增值税优惠、所得税抵免、 投资补贴、电价补贴、贷款优惠、产业发展基金等扶持政策。建议国家绿色发展基金等金融工具更多支持氢能产业，特别是鼓励支持“绿氢”规模化生产，针对绿氢生产主要成本，创新有利于氢能上游产业发展的电力市场机制。
研究储能专项政策
氢能的获得性特点是制氢端可再生能源集中下载制氢或副产品提纯，使用端分散场景应用，因此，集中储存和分散应用之间需要有一个缓冲带——中间储存体。结合我国电力市场建设情况，尽快在全国范围明确储能应用的市场准入条件和主体地位，完善储能相关市场价格机制, 探寻合理的价值实现方式和回报机制，逐步形成合理化的费用传导机制,推动储能技术的开发创新，充分参与电力市场。
建立完善的监管机制
简化示范区项目备案和并网环节制度等工作流程，把项目示范与制度创新同步进行落实，尽快出台具有指导性的安全、环保等方面的监管政策，做到既防范安全和环境隐患，又促进氢能产业健康发展。为实现“3060”目标保驾护航。
经济性牵引
降低终端销售价格是“痛点”
氢气的使用成本是制约氢能发展最重要的因素，只有足够低的使用成本，才能完成氢气从危险化学品到能源品的转换。从能源替代角度看，氢能与LNG具有很大的相似性，LNG的一些经验可以移植到氢能产业。
物流车作为热门的氢燃料电池汽车车型，选取下列三个车型分析其参数。最大载重为 3 吨，而市 场上载重 3 吨的柴油车每 100km 耗油量大概在 15L 左右，假设油价为 7 元/L，得出下表的氢能优势价格， 即氢能总成本在此优势价格以下才能在市场上占据优势。根据测算，优势价格大概在 30 元/kg 左右。
目前不同制氢方法产生不同的终端价格，化工副产物制氢（灰氢）价格相对较低，但存在碳排放，现实条件下在过渡期可以有效利用，因此生命周期有限。 目前电解水制氢成本最高，但因为绿氢是氢能发展终极方向，生命周期长，在政策、技术、市场等多种因素组合推动下，技术迭代很快，成本降低为期不远。 降低终端销售价格是氢能在物流行业大面积推广的主要影响因素。
提高储运效率是“难点”
对于氢能的运输，现阶段国内使用最广泛的就是长管拖车运输，运输压力多为 20MPa，单车次可运输347kg的氢气，而技术成熟成本较低的管道运输未能普及； 而液氢槽车运输则在现阶段难以实现。 从实际情况看，长管拖车的成本随着距离的增大而快速上升，而管道运输则维持在一个比较低的位置。从实际运行的氢能储运效率看，氢能的液化储运效率最高，这也是氢能产业在储运方面需要突破的关键所在。
终端应用场景经济性是“甜点”
氢能的普及在于其经济性，通俗来说是“有利可图”，收益能够覆盖投资，同时获得减排的效益。目前最现实的应用场景就是公交客运加氢站(hydrogen fueling station)。目前建设一座加氢站投入千万以上，每 1kg 氢气的成本在无补贴的情况下在 14.17 元左右，需要政府补贴才能把成本降下来。在氢能船舶、轨道交通、无人机、装载车以及城市环卫车等公共服务领域的应用，同样存在燃料费用的消耗对比问题，在管理成本逐渐降低、社会服务质量保持不变及改善的条件约束下，目前仅仅从燃料消费成本考虑，氢能利用因价格因素显然处于劣势，补贴不可能持续供给，最后还是要靠市场化的价格自我调节来完成氢能燃料的替代和转换，所以，当氢能的价格能够和燃料油持平的时候，市场应用会迅速普及。当下应该在应用端发力，研究降低成本的办法，技术创新加上氢能造价降低两头使劲，就能实现“甜点”快速落地。
电解水制氢是必由之路
中长期来看，结合“碳经济”，绿氢的终极应用使得电解水制氢优势突出。由于电解水制氢绿色环保，且能将弃风弃电完全利用，故国际上公认电解水制氢为主流方法。而在氢能总成本为 30 元/kg 的情况下，氢能液化储运以及使用管道运输能大幅降低运氢成本。到2035年，我国价格目标是一公斤的氢能够降到25块钱。按照百公里1公斤测算，对比燃油车还是很有优势的。届时的电解水“绿氢”的广泛应用，能够真正实现绿色发展，同时实现战略能源自给，摆脱原油的国际依赖，通过绿色能源革命，实现发展要素整合，带动一大批技术和制度创新，推动经济生活和社会生活进入崭新的天地[5]。
核电制氢优势
2021年5月，欧洲原子能论坛(Foratom)发布《核能制氢—脱碳欧洲的关键低碳技术》报告，论述了核能在制氢领域能够发挥的作用，并为推进低碳制氢提出一系列政策建议。目前的常用制氢方式是将过剩的可再生（风、光）能源用于制氢。然而，可再生能源具有间歇性，无法保证持续供电，而工业和运输等行业需要确保氢的大量稳定供应。核能在这方面可提供完美解决方案，因为核能既是低碳，又是可持续运行的。
从经济角度来看，最理想情况是电解槽能够连续运行，而不是间歇式运行。可再生能源的短板就在于供电稳定性不足，而核电可以持续提供电力，保障电解槽每周七天每天24小时连续运行。如果电解槽每年能运行3000至6000小时（相当于每年125至250天），那么电解水制氢将能够更快实现盈利。电力匹配设计上可以采取风、光、核电互补，即风、光电优先（能用尽用，余量上网），核电补充。
市场化应用
正如计算机的普及一样，一切具有生活便利性的生活资料或工具尽管初期发展缓慢，但一旦开启应用之锁，普及将会是一场革命。氢能的制储运带有先天的智能基因，是智能时代的产物，从这个角度讲，氢能是“智慧能源”一点都不为过。目前氢能的应用在交通领域率先拉开序幕，本身就是经过大数据统计给出的最优结果。以燃料电池车为突破口，未来将向船舶、无人机等一切用能领域去拓展。在工业、农业、医疗等领域，氢能的利用也会大面积铺开，工业“绿色制造”将是高端制造的代名词，“氢农业”将促进农产品升级改良，“氢医疗”在清除人体垃圾、提高生命质量等方面应该会有作为。
大数据支持
强化氢能项目全生命周期管理。围绕氢能的制、储、运、用等各个环节，引入大数据管理，归纳起来就是“一纵一横”。纵向方面，是从氢能的各个存在阶段来进行大数据管理，比如在“制”的阶段，怎么制，用什么制，制多少，给谁制等。怎么制方面就涉及到制取工艺，比如电解水制氢，使用可再生能源发电，风、光、核、生物质发电，有稳定电，有不稳定电，如何把各种电有效整合稳定输出来制氢，这就需要“智慧微电网大数据中心”，实现纵向的数据流。
其他也一样。横向方面，是从氢能的从无到有到用全过程的管理。比如制氢完成后，就需要储存，怎么储、储多少，储多久，如何实现储存的最佳安全性经济性，就需要大数据管理。比如怎么储，根据终端需要，氢能储存分为气态、液态、固态、有机载体等，如何实现各种状态储氢的最佳匹配，节能环保低成本，就需要大数据来进行管理。这个大数据需要上下游结合，实现横向的数据流。
结语
目前碳达峰行动已经从中央落实到地方，有多个省市表示要提前实现碳达峰。碳达峰不难，但其后30年内实现碳中和的难度较大，不仅由于这一时间表比发达国家更为紧迫，更由中国产业结构所决定，在高耗能产业仍作为未来一段时间里经济支柱的国情下，如何能够实现减碳与经济效益的平衡是需要思考的关键。
因此，需要一场以氢能开发利用为核心的“能源技术革命”，来突破壁垒短板。尽管各国各地区氢能技术路线差异较大，但就我国而言，“技术适用、供应长期稳定可持续、可普及、不落后”这几个关键点是氢能源能够普及以及可以持续技术创新的基础。也是确保氢能源通过大规模商业化应用助力我国经济健康发展的根本保证。
