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绿氢量产有多难
要实现双碳目标，绿氢或是氢能发展的最佳选择。
氢产能可分为灰氢、蓝氢和绿氢等。其中，绿氢是使用可再生能源发电生产的，如水力发电、风力发电、太阳能发电、生物质发电、海洋能发电和地热能发电等，再通过电解水的方式制氢，是真正实现零碳制氢的方式。
我国虽是氢能第一产能大国，但是大部分产能为灰氢。灰氢和蓝氢，并不是真正意义上的清洁氢能，在生产过程中，灰氢和蓝氢要用到不可再生资源，如煤炭、石油、炼厂气、天然气等。在生产灰氢的过程中还会大量排放包括二氧化碳在内的温室气体。
全球来看，现阶段电解水制氢产能都相当弱小，不到4%，在我国，更是只有微弱的1%。
根据中国氢能联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020》相关信息，目前，我国氢气供给结构中，约77.3%来自化石能源制氢，21.2%来自工业副产氢。
根本原因在于，使用大电网电源电解水制氢高昂的成本，使其缺少经济价值。利用可再生能源产出廉价电力，降低电解水制氢的成本，是绿氢实现规模化和工业化的关键。
绿电价格
牵一发动全身
由光伏和风能构成的绿电，是生产绿氢最理想的能量来源。
“风光”绿电+绿氢，是互相成就的双环保路线。
一方面，太阳能、风能转化为绿电，通过电解水设备产生绿氢，氢燃料电池的发电效率与综合能效远高于传统化石能源(石油的3倍、酒精的3.9倍、煤炭的4.5倍)，还是零碳排放。
另一方面，在风电和光伏发电的聚集区建设制氢基地，能有效消纳风光电能。风光发电有很强的波动性和随机性，将风光电用于电解水制氢，可提高能源储存，拓展电能利用。
我国规模化的风电和光伏基地都在欠发达地区，如新疆、内蒙古、甘肃等，当地对风光电的消耗十分有限。氢气需求被打开，不仅为光伏风电网找到了规模化的大市场，也将进一步促进绿电产能的优化。
政策也在加速绿氢与风光发电的耦合。
2022年初，国家能源局、工信部、住建部、交通运输部、农业农村部等五部联合印发《智能光伏产业创新发展行动计划(2021-2025年)》提出，支持智能光伏制氢等试点示范项目建设。
然而，通往美好理想道路上，总有挡在前方的“拦路虎”。没有廉价的电力降低制氢成本，是当前绿氢量产的重要牵制因素。
据中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司高级工程师田江南介绍，绿电价格覆盖了电解水制氢50%-80%的总成本。
原就职于中石化茂名石化公司的业内人士吴均布表示，用电解水方法生产1标准立方米氢气，需要5-6度电，1吨氢气的体积为1.12万标立方米，绿氢对电能消耗可想而知。
近年来，随着产业规模化，风光电能的成本在不断降低，过去十年，中国光伏度电成本已下降约85%，2021年，跨入平价上网时代。
不过横向对比，电解水制氢成本依然处于劣势，根据中国氢能联盟相关信息，每千克制氢成本，化石能源制氢和工业副产氢优势明显。
“当用电价格在0.1元/kwh左右时，电解水制氢从成本上，才有可能与另外两种制氢方式抗衡”，田江南说道。
风光电用于制氢，还会面临绿氢的运输问题。我国光伏风电站可以就地解决绿氢生产，但无法自产自销，需要大量输往经济更发达、对绿氢需要更大的地区。
目前，我国氢能源车载运输、氢能管道等基础设施还不完善，加氢站数量也相当有限。绿氢的交付和运输成本，是另一只“拦路虎”。
“要降低绿氢价格，需要通过技术、政策等措施并行，为绿电+绿氢做好商业上的铺垫和保障”，田江南说道：“我国是世界最大的产氢国，无论是从绿氢规模还是产业链完整性来讲，国内都优于国际。
风光发电平准化度电成本在未来十年仍有40-55%的下降空间，这将对绿氢的规模化起到积极影响。”
电解设备
冲破瓶颈的关键
当前主流绿氢技术路线，主要为碱性水电解制氢技术(AE)和质子交换膜水电解制氢技术(PEM)。
AE制氢较成熟，可通过多台并联实现较大规模制氢，并正在探索革新槽体组件材料、扩大电解槽出力、采用零极距设计等降本举措，但是制氢的效率和纯度较低。
PEM制氢流程简单，能效高，制氢纯度高，但贵金属催化剂、膜电极、气体扩散层、双极板等成本偏高。长期来看，PEM与绿电结合的应用前景更广阔。
放眼全球，据国际能源署(IEA)数据，2020年全球电解制氢项目的装机规模合计为300兆瓦，相应的氢气产能约为2.3万~4万吨，按照该机构预测，2021~2026年的年均增长率将为123%。截至2020年底，全球已有约70个在建的绿氢项目，其中GW级项目已超20个，美国、欧洲、日本和韩国均将AE规模化和PEM产业化视为未来主流。
聚焦国内，不少巨头已开始布局电解槽赛道。2021年，阳光电源发布了“SEP 50”PEM电解槽，该产品单槽功率250kW，是国内首款量产的50标方PEM电解槽;中科院大连化学物理研究所、中船重工集团718研究所等单位正开展PEM纯水制氢设备的研究与制造;中石化、三一重工、龙蟠科技等也在重点关注PEM水电解制氢。
我国电解水制氢尚未进入产业化阶段，不少核心技术，还面临卡脖子的困境。田江南介绍道，我国AE制氢技术水平与国外相近，拥有完全自主知识产权的设备制造、工艺集成能力。但在PEM制氢技术方面，国内尚处于研发走向工业化的前期阶段，核心技术和设备都在国外，如电解槽的质子交换膜和膜电极等，目前主要依赖进口。
电解水制氢系统在制氢站总成本中的占比约为80%，且技术壁垒深，积累时间长，目前真正做好的企业也不多。因此，电解槽的成本和技术的进一步革新，是绿氢产能更上一层楼的关键。
相关研究表明，通过使用多堆栈系统(结合多个电解槽栈来增加电解槽系统的总体容量)，可在现有技术下降低基础设备投资成本20%～40%。AE电解装置使用寿命已提高一倍，PEM制氢的原材料成本，也有较大下降空间。
田江南表示，推动电解水制氢系统向轻量化、小型化的方向发展，不仅可以降低制氢站的土建成本，还有望联结更多创新型企业，共同致力于电解水的技术开发和成本控制。
根据《中国氢能产业发展白皮书》的预测，碱式和PEM的成本都将在2035年左右低于灰氢，电解水制氢成本有望在2035年左右实现与灰氢平价，到2050年，绿氢将具有明显的竞争优势。
应用终端
绿氢没有边际
绿氢的使用场景，远比大部分人想象的丰富。
氢燃料电池在商用车领域的潜能不言而喻。我国已规划好燃料电池城市示范群，氢燃料电池在货用卡车、长途汽车、重工运输等商用领域，与电动汽车相比，在续航能力、低温环境耐受力、加注速度等方面优势明显。
绿氢的作为远不止于弥补新能源电动车的不足，绿氢还能引导大量可再生能源从电力部门流向交通运输、工业、建筑等终端使用部门，实现深度脱碳。
储能方面，绿氢是可再生能源大规模、长周期储存的最优解。电化学储能和物理储能，适用于短期内的新能源波动，在长期储能上，电解水制氢能进一步提高新能源的利用率，减少为需求和产能峰值不匹配造成的能源浪费。
化工领域，氢的应用场景包括但不限于氢冶金、合成氨、合成甲醇、石油重整、石油精制、石油裂化、合成燃料等。
绿氢还是实现碳捕集、存储、封装(CCUS)的规模化应用的有力工具。绿色氨气、绿色甲醇及氢冶炼的发展，也将进一步扩展绿氢的终端应用。
田江南表示，随着绿氢在我国终端能源体系中占比不断扩大，以及各工业部门减碳压力的增大，绿氢未来在发电、交通、合成化工品、冶金等领域的应用占比会有较大的增加。
田江南认为，在政策方面，还有很多空间，来完善绿氢产业链，为应用端提供更好的可行性支持。
如将新建新能源电站配套制氢项目等同于储能对待，绿氢加氢站给予优惠补贴等;再比如，目前有效的应急管理部文件要求制氢项目必须进化工园区，这限制了很多项目的落地，此类文件有待调整优化;以及规划建设大型绿氢示范基地，让先进的技术、产品在可控范围内同场竞技，相互促进。
我国首个万吨级光伏绿氢示范项目，也是全球在建的最大光伏绿氢生产项目——中国石化新疆库车绿氢示范项目，已于2021年11月30日正式启动建设，投产后年产绿氢可达2万吨。
根据国际氢能委员会与麦肯锡联合发布的《氢能洞察》预测，到2030年，全球氢能产业链的投资总量将超过3000亿美元。其中，制氢项目会是最大份额，绿氢投资进入高速增长期。
随着绿电和电解槽成本的不断下行，绿氢的应用空间将持续上行，绿氢的量产也将有望逐步实现。
