成本控制，是绿氢制造项目中最为重要的一个环节。未来10年，随着电解槽规模扩大，中国碱性电解槽投资成本将降低至2030年的每千瓦1500元。同时，得益于未来可再生电力成本的进一步降低，平均可再生电力制氢总成本有望下降至每公斤13元，在成本上充分具备与化石能源制氢竞争的能力。

2022年3月，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》（以下简称《规划》），以2060年碳中和为总体方向，进一步明确了氢能在我国能源体系中的角色定位以及在绿色低碳转型过程中的重要作用，强调了以可再生能源制氢和清洁氢为核心的氢能发展方向，并从制、储、运和基础设施等全产业链的角度进行了统筹规划和布局，突出了市场主体位置，为氢能高质量发展提供了行动指南。

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实现全球零碳经济愿景

利用氢能是必然之举

从全球能源结构看，终端能源中化石能源消费仍占据了较大比例。2019 年全球终端 能源消费达 415EJ，其中石油、天然气、煤炭占比分别为 42%、15%、11%，化石能源总占比为 78%，是长久以来全球碳排放的主要来源。而若想达成 2050 年全球零碳 经济的愿景，未来全球能源结构必将出现翻天覆地的变化。在 2050 年零碳场景下，直接电力和氢气（及其衍生品）将是未来全球能源结构中最为 重要的两个组成部分，在 2050 年全球能源结构中的占比分别达到 68%和 18%，氢气 （及其衍生品）将作为直接电力最为重要的补充，在钢铁、长途航运、储能、化肥生产等领域发挥不可替代的作用。

氢是地球上分布最广的元素之一，以化合态存在于各种化合物中，如水、煤、天然气、 石油及生物质中，被誉为 21 世纪的终极能源。但氢气易造成钢设备的氢致开裂及氢 腐蚀，叠加其每立方米释放热量较低的性质，在氢气压缩和氢气储运技术尚未成熟 前，影响了人们对氢气的认知。

实际上，氢能是高效环保的二次能源，能量密度与相对安全性高于其他燃料。其能量密度高，是汽油的 3 倍有余；其使用装置的使用效率高，燃料电池的能量转换效 率是传统内燃机的 2 倍；其反应产物是水，排放产物绝对干净，没有污染物及温室 气体排放；安全性相对可控，引爆条件比汽油更为严苛；其物质储备丰富，未来氢能 的制取存在更多的可能性。

预计到2050年，氢能产业链上下游均有重大变革。目前氢能产业链上游普遍通过化 石燃料制氢+高压气氢拖车形式进行氢气制取与储运，未来将向可再生能源电解水制 氢+液氢管运的形式转变；下游氢能目前主要应用在工业领域，包含炼化、合成氨、甲醇生产等，未来将在工业、交通、建筑、储能等多领域进行全方位的应用，特别是 在交通领域，氢气高能量密度的特性使其在航空、船运、重卡等领域颇具应用潜力， 交通领域的氢气需求有望从 2018 年的不及 1 万吨增长至 2050 年的 2.96 亿吨；而目 前看，氢燃料电池车是技术最成熟、未来最具潜力的下游应用方向，其也将带动中游 燃料电池及相关零部件市场规模增幅快速提高。

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可再生能源制氢正加码提速

我国氢能产业仍然处于发展初期，还存在产业创新能力不强、技术装备水平不高、产业发展模型和路径待进一步探索等问题，需要行业共同努力，围绕制氢、储运、加氢基础设施建设、燃料电池分布式发电、工业领域氢能替代等领域持续提升关键核心技术水平。

“当前，发展氢能已成为全球能源转型共识，加快氢能产业发展是对全球气候变化，保障国家安全和实现可持续发展的战略选择。氢能具有广阔的应用前景。”日前，在SNEC氢能产业联盟第三次全体会员大会上，上海新能源行业协会会长、SNEC氢能产业联盟理事会主席朱凯表示，绿氢是未来发展的确定方向，绿氢制备的成熟和产业化是全世界均在关注的重大技术创新，我国也正在积极开发和示范相关绿氢项目。

“双碳”目标背景下，氢能产业迎来快速发展机遇，风、光等可再生能源作为制氢的重要能源之一，将成为风、光、储、氢产业融合与协同发展的根基。我国可再生能源装机目前居全球第一，在绿氢供给方面有巨大潜力，基于此，以绿电制绿氢成为氢能产业可持续健康发展的行业共识。

“今年上半年，氢能产业链各细分领域国产化替代趋势持续加强，电解槽、质子交换膜、催化剂等关键材料市场化占比提升，成本持续下降。根据测算，到2025年，风光储的平均度电成本有望稳定在0.15元左右，绿氢制备成本将降至1元/公斤，有力地支撑‘双碳’目标顺利实现。”朱共山说。

国家发改委今年3月发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，到2025年，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年。在地方层面，截至目前，全国已有30个省市区将氢能产业纳入“十四五”规划，14个地区制订了氢能产业的专项规划和具体量化目标。

“随着风电、太阳能发电等技术进一步成熟，绿色电力的产量和成本逐渐降低，绿氢有望成为未来重要的能源之一。”苏州希倍优氢能源科技有限公司总经理李留罐表示，基于此，传统制氢设备进行性能的升级优化尤为关键，应进一步提高能效、降低能耗，为绿氢大规模制取提供更好的应用。

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氢能产业逐步纳入规划

在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。2020年4月，国家能源局关于《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》中正式将氢能列入能源范畴，明确了氢能在我国能源体系中占有一席之地。同时，多个省市在其“十四五”时期规划中列入氢能发展的相关内容，初步建立了氢能发展的政策和产业大框架。

2022年2月，国家发展改革委、工信部、生态环境部和国家能源局联合发布《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）》，针对炼油、煤化工、合成氨等化工行业出台了具体的实施指南，提出引导工艺和技术绿色化水平的升级改造、相关前沿技术加强攻关并加快淘汰不符合绿色低碳转型要求的落后设备和技术。相关政策也为以可再生氢为基础的清洁化工产业发展奠定了基础。

根据中国氢能联盟课题组统计，中国2021年氢气产量约为3533万吨，主要来自石化及化工、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%。目前，煤制氢和工业副产氢的成本约为每公斤10-12元，可再生氢成本达到每公斤20-25元。这也是可再生氢无法扩大生产的掣肘，成本控制成为了可再生氢制造项目中最为重要的一个环节。

传统的碱水电解槽主要用于电厂以及多晶硅生产等，制氢规模大多为每小时200到300标准立方米，最大的也不超过500标方。中国氢能联盟研究院相关研究显示，未来10年，随着电解槽规模扩大至100GW，中国碱性电解槽投资成本将从2020年的每千瓦2000元，降低至2030年的每千瓦1500元。同时，得益于未来可再生电力成本的进一步降低，平均可再生电力制氢总成本有望下降至每公斤13元，在成本上充分具备与化石能源制氢竞争的能力。

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“绿氢”成本如何控制

行业内通常会根据氢气的不同制取来源进行种类的划分。灰氢是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；蓝氢是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；绿氢即我们所说的可再生氢，是通过光伏发电、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；粉氢是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。

灰氢的碳排放是惊人的。在以煤化工业务见长的宁夏，煤制氢的消耗量每年高达240万吨。制氢需要消耗2880万吨标煤，并产生5600万吨的二氧化碳排放。

《规划》明确指出，将发展重点放在可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。破解制氢瓶颈的“钥匙”，还得是新能源。

2021年，全球单厂规模最大和单台产能最大的电解水制氢项目在宁夏建成投产，即宝丰能源负责的太阳能电解水制氢综合示范项目。宝丰能源称，该项目达产后可年产2.4亿标方绿氢。据了解，通过近百万千瓦光伏发电的建设，宝丰可将绿氢的成本控制在每标方0.7元左右，几乎与煤制氢的成本相当。

“氢能的战略地位和经济合理性主要取决于可再生能源转型中的大规模长周期能量储存与多元化终端利用需求。如果基于化石能源制氢，存在能量利用效率低、二氧化碳排放高等问题，屡遭质疑。虽然可再生能源制氢在生产、储运、利用全链条上也存在能源转化效率问题，但随着可再生能源装机不断扩大，效率问题可转化为成本问题。”全国政协常委、中国科学院院士、清华大学教授欧阳明高认为，“当可再生能源电力价格低于每千瓦时0.15元的时候，可再生能源制氢的经济性就能得以保障。”

那么可再生能源制氢的成本如何控制？通过研发太阳能发“绿电”，电解水制“绿氢”“绿氧”，煤化工生产系统也可形成新的总体技术方案。

电解制氢技术一直有着较大的进步空间。碱性电解水成本降幅潜力预计为20%左右，质子交换膜成本降幅有望达到40%，相关的制氢设备成本在技术进步和规模效应的双重作用下也将加速降低。

根据公开数据，截至2021年底，全球已建成的电解水制氢项目为217个，总规模为372兆瓦。国内相关企业规划161个可再生能源制氢项目，其中12个项目投产，合计制氢能力约为每年2.31万吨。

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攻关“电氢体系”关键技术

在浙江台州大陈岛上，风力资源丰富，但大风时有时无，过大的资源波动使得岛内用电负荷并没有得到有效匹配，加上海岛的消纳能力有限，小岛实际弃风现象严重。平抑可再生能源波动性和间歇性，促进清洁能源就地消纳，提升海岛供电可靠性，就成了点“绿”大陈岛的当务之急。

4月30日，在国网台州供电公司技术人员的不断调试下，大陈岛氢能综合利用示范工程的质子交换膜电解水制氢系统成功实现制氢。7月8日，国家电网浙江台州大陈岛氢能综合利用示范工程正式投运。投运后，预计每年可消纳岛上富余风电36.5万千瓦时，产出氢气7.3万标方，这些氢气可发电约10万千瓦时。

海岛地区如何进行可再生能源制氢？能否推进氢能多元耦合与高效利用？这个全国首个海岛“绿氢”综合能源示范项目提供了一个值得借鉴的样板。质子交换膜制氢技术则是构建“电氢体系”的关键技术。在组成膜电极的三大材料中，质子交换膜的主要功能是传输质子，分隔反应气体以及电子绝缘。它负责“把门”，把质子放过去，把电子、氢分子和水分子拦下来，是不可或缺的关键材料，相当于燃料电池的“芯片”，其性能直接影响燃料电池的稳定性和耐久性。

“土地租赁协议于3月31日成功签订，随后我们迅速组织专家团队开展入场勘探，加快推进总坪布局设计和基础建设方案落地。”台州供电公司相关负责人表示。

此外，在7月6日，大连化物所燃料电池系统科学与工程研究中心研制的、具有自主知识产权的兆瓦级质子交换膜电解水制氢系统、兆瓦级氢质子交换膜燃料电池发电系统顺利通过工程验收，并交付国网安徽省电力有限公司正式投入运行。我国自主知识产权的兆瓦级PEM电解水制氢和兆瓦级氢燃料电池技术得到了工程化验证。

质子交换膜成本对氢燃料电池发展有着重要影响。2021年12月，工业和信息化部在其官网上发布了《重点新材料首批次应用示范指导目录（2021年版）》，重点提出对燃料电池膜材料、储氢瓶用碳纤维复合等材料的指导应用。中国工程院院士，中国科学院大连化学物理研究所研究员衣宝廉表示：“事实上，部分国产化技术水平已经达到、甚至超过国外商业化产品，下一步是形成大批量自主生产技术。因此，亟待加强上述关键材料核心部件的技术转化，加快形成具有完全自主知识产权的批量制备技术、建立产品生产线，全面实现关键材料核心部件的国产化批量生产。”

文章来源： 中国战略新兴产业融媒体，DT新能源，环科智汇网固废资讯平台