据央视财经报道，新疆库车绿氢示范项目即将投产。将全部采用光伏和风电等可再生能源发电制氢，制氢规模达到每年2万吨，也是目前全球在建的最大绿氢项目。业内人士透露，预计将来整个石化行业通过绿电变绿氢，至少是千亿级的产业规模。

截至8月15日A股收盘，同花顺iFinD数据显示，氢能源指数（885823.TI）上涨1.16%。成分股中，同飞股份涨停，南网科技涨11%，晟辉科技、凯美特气、长盈精密涨超8%。

氢能是实现深度脱碳的有力抓手，未来将成我国终端能源重要组成部分

氢是一种来源广泛、清洁无碳同时应用场景十分丰富的二次能源。氢能的热值高达120MJ/kg，是同质量标准煤和石油等化石燃料的2-4倍。氢气在各种物理和化学变化过程中释放的能量，可以用作储能、发电和各种交通工具的燃料。氢能正在成为全球深度脱碳完成能源体系变革的重要一环。

华创证券统计，截至2021年末，中国已经实现了氢气产能约为4000万吨/年，产量约为3300万吨/年。根据中国氢能联盟的预测，到2050年氢能占我国终端能源体系的占比至少将达10%，需求量将超过6000万吨，能够实现二氧化碳排放量降低约7亿吨。氢能会是我国能源体系的重要组成部分。

地方政策密集出台，推动氢能与可再生能源融合发展

中央在政策层面对氢能源行业持续加码，对氢能上下游多领域进行部署。主要政策包括：

•2022年3月，国家发改委发布的《氢能产业发展中长期规划》中，首次将氢能上升至国家能源战略地位，指出氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。

•2022年6月，国家发改委等九部门印发《“十四五”可再生能源发展规划》，指出要推动可再生能源规模化制氢利用，打造规模化的绿氢生产基地，积极探索进化工、煤矿、交通等重点领域的替代应用。

我国氢能产业尚处于发展初期，在技术装备方面自立自强是保障氢能长远发展的重要基础，为此中央下达多项政策鼓励各关键环节的技术创新，如《“十四五”能源领域科技创新规划》中提出，重点任务是攻克高效氢气制备、储运、加注和燃料电池关键技术，推动氢能与可再生能源融合发展。

绿电制氢相对于传统制氢方式极具优势，有望实现氢能的大规模运用

按照氢气的来源进行分类，可以将氢气分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”。目前制氢方式多以化石能源为主，绿氢占比低。“绿氢”则是指使用可再生能演发电电解或是光解制取的氢气。其中，原料主要是水，电解的电力来源是光伏、风电等清洁能源。2020年，中国制成的氢气来源和占比分别为煤炭64%，工业副产21%，天然气14%，电解水1%。并且在电解水当中使用绿电的比例要更低。

通过对不同技术路线制备氢气的方式进行对比可以看出，使用传统化石能源制备氢气的技术均比较成熟，成本相对低廉，不过碳排放量也相对较高，没有实现减碳的目标。也有部分原材料为化石能源同时碳排放量很少的制备氢气的方法，不过成本也十分昂贵。

制作“绿氢”的过程中，电费是电解水制氢的主要成本。但根据能源研究所测算，到2050年以风电、光伏为代表的可再生能源发电方式的度电成本都会出现大幅下降。以光伏发电为例，其度电成本在分别将在2035年和2050年降低至0.2元/度和0.13元/度。在绿电价格持续下降的情况，绿电制氢的成本也随之出现了比较大的下滑。据测算，在0.2元/度的电价成本和5000小时的设备利用时间下，制氢成本将低至20元/kg。该成本线也是氢燃料电池该氢能应用大规模发展的经济性前提。

装机规模越大 带动制氢成本越低

“可再生能源制氢的最大拦路虎在于‘贵’，而装机量越是快速扩大，整体制氢成本下降越快。以大基地形式规模化开发，恰恰具备这样的条件和优势。”落基山研究所总监王喆表示，从现有产能分布看，西北、华北、东北及西南等地区，可再生能源产能合计占比接近65%，有潜力和空间规模化发展绿氢。“此外，大基地模式有利于整体提升开发企业、设计机构、EPC系统集成商、关键产品部件供应商等对项目风险的重视程度，有助于监管部门对相关安全规范进行有效探索。在此基础上形成经验，再持续有序放大示范规模。”

以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的风光大基地建设如火如荼，截至5月，开工规模已达8500万千瓦。“第二批项目也在推进前期工作。在目前规划的262吉瓦项目中，光伏装机占比达到71%。而绿氢发展离不开绿电，以大基地为依托进行大规模开发，可以让氢源得到保障。”西安隆基氢能科技有限公司市场部负责人薛蔚茹称。

薛蔚茹告诉记者，作为大型绿氢装备与方案供应商，隆基已展开相关部署。“在去年电解水制氢设备产能500兆瓦的基础上，今年底将实现1.5吉瓦产能，预计到2025年可以超过5吉瓦产能。同时，我们的碱水制氢系统已达到世界领先水平，高电流密度与高产氢量的结合，可有效降低系统投资，并适应大规模可再生能源制氢对电能质量和负荷快速响应的特点，系统负荷响应时间为毫秒级。”

记者注意到，“大基地”思路也在部分可再生能源资源富集地规划落地。例如，近日发布的《鄂尔多斯市氢能产业》提出，当地新增制氢产能以零碳电解为主，其中就包括亿利库布其绿氢示范基地等重点项目。

氢能对中国能源转型和双碳目标实现的重要意义

1. 氢能是中国未来低碳能源体系中的重要组成要素

2020年9月，中国政府提出了“双碳”发展目标，为能源转型和应对气候变化开创了新纪元，中国的能源结构和体系继续向清洁化、低碳化、安全化深度转型。

其中，可再生电力的大规模供给和消费侧全面电气化进程将加速，与此同时，重工业和船运、航空等高排放行业对化石能源存在一定的依赖，在技术可行性和成本的角度看，难以实现大规模可再生电力替代，其转型路径将依靠以氢能、生物质、合成燃料为代表的新型清洁燃料。

根据课题组研究，零碳情景下，上述几种新型清洁能源在终端能源需求中的占比将达到30%-35%，其中氢能约占15%-20%。这意味着中国在实现“碳达峰、碳中和”的进程中，各类新型清洁能源特别是氢能将发挥重要作用。

作为一种用途广泛的二次能源，氢能可以在多个生产和消费环节作为替代能源进行使用，在重工业、交通、建筑、电力行业中均有不同的应用场景（见图表2），其中最主要的用途包括燃料用氢、原料用氢以及储能用氢三类。

•燃料用氢：主要场景包含重型道路交通、船运、航空、发电等领域。氢气易燃且热值高，燃烧产物仅为水，不排放二氧化碳等温室气体，与传统的化石燃料（石油、天然气、煤炭）相比，氢是终端零排放的清洁能源，可作为供热或供电的燃 料。目前燃料用氢的应用在全球范围内尚为有限，主要限制因素是燃氢轮机等设备设施的技术成熟度低、经济性不高，相应的基础设施和政策标准尚不完善。

•原料用氢：主要场景包含钢铁、化工等领域。氢气是重要的工业气体，氢元素的强还原性被用于多种化学反应，是众多化合物的基础元素之一。化工行业需要用氢制备甲醇、合成氨等多种产品，冶铁需要利用氢气作为还原剂，多种高端材料的制造在生产流程中均需要使用氢气进行加工。

•储能用氢：主要场景包含电力储能领域。作为储能的一种形式，在一定的环境条件和容器中储存液态氢或气态氢，或将氢转换为化合物（如合成氨），增强氢能用于燃料/原料的灵活性。

结合应用场景、技术成本和未来中国零碳转型的需求，在2060年碳中和情景下，氢能将在化工、钢铁、重型交通领域将发挥关键的减碳作用，并在船运、航空、其他重工业和电力储能领域逐步拓展其应用场景（如图表3）。

课题组预测，到2060年，氢能需求量较2020年将增长2-3倍，达约1-1.3亿吨/年，其中可再生氢占比约75%-80%，即0.75-1亿吨/年，即氢能供应格局将以低碳清洁的技术路径为主，仅有少量的化石燃料制氢为小规模特定场景使用。

由于技术路线的差异，氢能在各个行业中能够发挥的作用以及需求增长的速度各不相同，但总体上将以技术和成本为导向，有望在2030年之前完成铺垫和布局，在2035年之后进入快速增长期。

2. 不同来源的氢能将在转型不同阶段发挥作用

氢能很难从自然界中直接大量获取，需要依靠不同的技术路径和生产工艺进行制备。目前，主要制氢路径包括煤气化、天然气重整、工业副产氢和电解水制氢四种。

迄今，氢作为化工生产的原料和中间产品，通常会通过煤炭焦化气化、天然气重整以及甲烷煤炭合成气等化工生产的方式进行制取。以焦炉煤气、轻烃裂解副产氢气和氯碱化工尾气等为主的工业副产氢由于产量相对较大且相对稳定，也成为现阶段氢气的供给来源之一。

相比上述两种方式，电解水制氢的原料和生产过程都以清洁能源为主，使用过程可以实现完全的零排放（在使用100%可再生电力进行电解水的情况下），为实现零碳转型，则电解水制氢应当作为需要大力发展的最重要的制氢技术路线。

目前，电解水制氢技术成熟度较低、产业尚未完全规模化，成本远高于其他几种氢能生产方式，还处在初级阶段。行业内通常会根据氢气的不同制取来源进行种类的划分，主要包括：

•灰氢：制取自化石燃料的氢，如来源于煤炭和天然气的氢，排放相对较高，但成本更低；

•蓝氢：制取自化石燃料且配备CCS装置的氢，可以实现相对低碳排放；

•绿氢：通过光伏发电、风电、水电等可再生电力供能的电解槽制取的氢，可以实现零排放，但目前成本较高且尚未规模化；绿氢即可再生氢；

•粉氢：通过核电供能的电解槽制取的氢，通常可以实现近零排放，但规模化发展较依赖于核电的技术和发展。

要实现碳中和的宏伟目标，需要氢能本身的大规模推广应用，并在重工业等领域充分实现可再生氢对化石能源的替代。

经过分析零碳图景下氢能在各行业的利用规模和能源结构，在2020-2060年间通过应用氢能有望实现超过200亿吨的累计减排量，其中交通行业累计减排量最大，约为156亿吨，钢铁行业累计减排量约为47亿吨，化工行业累计减排量约为38亿吨，而可再生氢将在交通、钢铁、化工等领域成为主要的零碳原料。

不仅如此，氢能产业链的建立也能充分带动经济增长和产业的发展，创造约1.6万亿的市场产值和超过1万亿的基础设施投资空间（根据固定成本投资和运营费用加总计算）。

中国是全球最大的氢气生产国，也是最大的氢气消费国，但生产和消费领域的氢能大多来源于化石燃料，即灰氢、绿氢比例较低。中国2021年氢气产量约为3533万吨，主要来自于石化及化工、炼焦等行业，其中煤制氢占总量57.06%，天然气制氢21.90%，工业副产氢18.15%，电解水制氢1.42%，其他来源1.47%。

考虑到当前电解水制氢在技术和规模方面的限制，以及国家可再生能源发展现状，难以在短时间内实现可再生制氢比例大规模提升。因此，在中国整体氢能发展的战略布局中，需要分阶段、分步骤，利用不同来源氢能的互补性，最大化氢能的减排效果，并为可再生氢打造更充分的发展基础。

•近期：多元化应用，兼顾经济性和清洁性。考虑到化石能源制氢、副产氢的成本较低且产量相对较大，在短期内可以更有效地带动氢能消费侧的规模化发展，培育氢能上下游产业链，在降低全生命周期成本的同时为绿氢的推广应用做好铺垫。

•中期：逐渐构建可再生氢为主的供应体系。在基础设施和产业链逐渐完善的基础上，可再生氢的成本将趋近化石能源制氢，需要通过强化的市场化手段和政策措施引导和激励生产和应用各场景逐渐实现向可再生氢的过渡。

•远期：全面突破，实现可再生氢电协同。随着成本和技术进一步优化，需要继续完善产业链条，优化可再生氢生产和消费的大环境，同时针对重点行业实施推广应用，全面实现可再生氢在重工业和远距离交通等领域对化石能源的替代。

来源：中国能源报，南方财经，中国化工信息周刊