中国储能网讯：氢能作为一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一。当前，全球主要发达国家高度重视氢能产业发展，将氢能作为加快能源转型升级、培育经济新增长点的重要战略选择。面对新一轮科技革命和产业变革的浪潮，我国牢牢把握变革机遇与大势， 加快培育发展氢能产业，加速推进我国能源清洁低碳转型。但和发达国家相比，我国氢能产业仍处于发展初级阶段，产业发展面临较大挑战。本刊编辑部以“氢能探路”为题，从产业观察的视角组织三篇文章，通过分析绿氢产业发展现状、电氢耦合关系、欧盟氢能发展的现状等，探讨我国推进氢能产业健康、有序、可持续发展的路径。

由于氢能可以实现跨月、跨季节的能量存储，目前已经受到了能源行业的广泛关注。绿氢无污染物排放、无温室气体排放，对实现“双碳”目标具有重要意义。但是绿氢是否具备规模化发展的条件呢？本文对绿氢发展现状、经济性、面临的挑战等多个方面进行分析，为行业发展提供参考。

绿氢技术进展情况

按照来源区分，氢气分为灰氢、蓝氢以及绿氢。其中灰氢是指，化石燃料经过化学反应产生的氢气；蓝氢是指，生产灰氢的同时，使用CCUS等先进技术捕获温室气体。绿氢是指，利用可再生能源发电进行电解水制氢。从生产过程来看，未来绿氢以及蓝氢是发展方向，绿氢将占据绝对份额。目前，制备绿氢的主流方向有３个，分别是电解碱水制氢技术（ALK）、质子膜电解水制氢技术（PEM）和高温固体氧化物电解水制氢技术（SOEC）。

目前，ALK技术已经成熟，应用最为广泛。该技术单槽规模较大，最大可达1000标立方米/小时，系统寿命较长，可达10~20年，设备价格较为便宜，国产设备价格约1500~2500元/千瓦，进口设备价格约6000~8000元/千瓦。但是该技术能耗较高，直流电耗为4.3~5千瓦时/立方米，制氢效率58%~67%；冷态启动时间1~2小时，热态启动时间5~10分钟；动态响应能力较差；设备调节负荷范围为30~105%。

PEM技术处于商业化前期，仅有少量的示范项目。该技术单槽规模相对较小，最大可达500标立方米/小时，系统寿命约为5~10年，设备价格相对较高，约为8000~15000元/千瓦。但是该技术能耗相对较低，直流电耗为3.8~5千瓦时/立方米，制氢效率58~76%；冷态启动时间约5分钟，热态启动时间小于10秒，远远优于电解碱水技术；该技术动态响应能力较强；设备调节负荷范围为5~150%。

SOEC技术尚未成熟，目前仍处于实验阶段。该技术单槽规模非常小，一般小于10标立方米/小时，系统寿命约为1~2年。但是该技术电耗最低，直流电耗为3.5~4.3千瓦时/立方米，制氢效率67~83%；冷态启动时间数小时，热态启动时间约15分钟。该技术动态响应能力较弱。

阴离子膜电解水制氢（AEM）已经成为了行业重点关注的技术。AEM电解水制氢技术融合了碱性电解水和PEM电解水的优势，作为新兴技术成为欧美国家的研发热点。未来突破阴离子交换膜和高活性非贵金属催化剂等关键材料，有望显著提升电解槽性能、降低电解槽制造成本，为可再生能源电解水制氢产业带来突破性变革。

绿氢经济性分析

平准化制氢成本（LCOH）是考虑了资金的时间价值，计算全生命周期内的制氢成本。LCOH不仅与造价有关，还与能耗、折现率等有关。本文对绿氢制氢成本进行分析，假定绿氢通过燃气轮机进行发电，对发电成本进行分析。相关参数假定如下：

制氢与发电相关参数。以5000千瓦制氢项目为例，假定项目运营期20年，投资成本分别为3500元/千瓦、2800元/千瓦（假定设备成本占总投资的70%）。假定氢气通过燃气轮机进行发电，燃气轮机造价2500元/千瓦（联合循环机组）。

购电成本。电能成本占制氢成本的80%左右。对于电解碱水制氢，一般需要通过从电网购电进行制氢。目前，制氢用电价格为新能源上网电价或优惠电价。但是随着制氢规模的进一步扩大，未来制氢用电可能纳入工商业用电，或自备电厂用电。目前，工商业用电成本在0.8元/千瓦时左右，有进一步上涨的趋势。为此，以下分别假定用电成本为0.8元/千瓦时、0.4元/千瓦时、0.2元/千瓦时以及0.1元/千瓦时。

制氢年利用小时为4000小时

当制氢设施年利用小时为4000小时，假定氢能存储成本为2元/千克，相关参数及计算见表1。

制氢年利用小时为2000小时

当制氢设施年利用小时为2000小时，假定氢能存储成本为2元/千克，相关参数及计算见表2。

绿氢发展面临的挑战

绿氢发展道路并不是一帆风顺，目前绿氢成本依然较高，竞争力明显不足；氢能被列入危化品管理，在发展布局方面面临政策制约；管道运输是最为经济的方式，但是仍面临技术问题；绿氢制备技术仍然停留在初期阶段，需要加快技术创新步伐。

制氢成本依然较高

成本是制约绿氢大规模发展的主要因素。按照目前的造价（制氢小时按4000小时计算），若将制氢用电纳入工商业用电（或自备电厂用电），当电价为0.8元/千瓦时，制氢成本为45.5元/千克，远高于化石能源制氢成本。电价为0.2元/千瓦时，制氢成本为15.3元/千克，可与化石能源制氢持平，但是这种优惠电价在现实中不可持续。另外，由于新能源距离氢能需求中心较远，运输成本可能更高。

绿氢储能成本远高于其他类型储能。氢能属于储能类型的一种，但是成本远高于其他类型储能。目前抽水蓄能成本为0.21~0.25元/千瓦时；锂电池成本为0.50~0.70元/千瓦时；相比之下氢储能成本为0.64~2.40元/千瓦时（按制氢电价为0.1~0.8元/千瓦时计），远高于其他类型储能。为此，继续提高经济性是氢储能大规模推广的关键。

氢被列入危化品管理

随着氢被列入危化品管理后，氢气制备以及存储面临复杂的审批手续。氢气是一种极易燃的气体。氢气在常温常压空气中的可燃浓度为4~75%（体积分数）；氢气在常温常压空气中的爆轰极限为18.3%~59%（体积分数）。为此，《危险化学品目录》将氢气纳入其中。多数省份规定，必须进入化工园区制氢，同时还需取得危化品生产许可证，应用领域局限在化学品，这对氢能的大规模开发和利用非常不利。目前，山东、上海等地开始探索、支持非化工园区可再生能源制氢项目的发展，这对推动新能源制氢释放出了一种积极的信号。

管道运输面临安全风险

通过天然气管道输送氢气，是实现氢气经济运输的最优途径，对解决氢能供需异地矛盾、推动氢能产业规模化发展具有重要意义。但是与天然气不同，氢由于特殊的性质，可能进入到金属内部与金属基体发生交互作用，引起管道材料韧性下降进而发生脆断或开裂（俗称“氢脆”现象），成为影响输氢管道安全运行的最大风险之一。在国外，天然气管道掺氢技术比较成熟，但是我国目前对于“氢脆”机理的研究仍然不充分，无法从根本上避免“氢脆”现象的发生，仅能通过降低运行压力或者减少掺氢比例降低“氢脆”发生的风险。未来对于“氢脆”的研究仍需要进一步深入。

制氢技术水平有待提升

推动绿氢发展需要加快关键技术突破。目前，我国主要以电解碱水制氢为主。电解碱水制氢技术能耗较高，而且负荷变动速率慢、范围窄，难以适应新能源负荷变化的需要。虽然质子交换膜技术以及固体氧化物技术在灵活性以及能耗等方面具有一定优势，但是目前还停留在示范或实验阶段。尤其是由于部分核心部件（例如质子交换膜）受制于国外，导致价格非常高。突破制氢技术障碍，将成为影响绿氢技术发展的重要因素。

对绿氢发展的思考

绿氢为什么近阶段发展较快？专门用弃电制氢是否可行？绿氢能否借鉴光伏降低成本路径？绿氢经济性到底如何？围绕这几个热点问题，笔者的初步思考如下：

目前市场在推动绿氢发展方面的作用并未显现

绿氢目前经济性较差，发展主要依靠政策推动。一是政府补贴。地方政府为了引进产业，对企业推出了优惠措施。例如内蒙古自治区安排2亿元专项债，支持新能源汽车充电站（桩）、氢燃料电池加氢站建设；上海市则涉及支持整车应用、支持关键零部件发展、对加氢站建设等方面进行补贴。二是将绿氢作为获取新能源资源的重要手段。内蒙古自治区对纳入示范的风光制氢一体化项目，按照制氢量所需电量的1.2倍配置新能源规模；山东省、湖北省等均将氢能纳入新能源资源获取的重要指标。

专门用新能源“弃电”制氢是一个伪命题

当调节性电源无法调节时，或电力系统运行安全性受到影响时，调度往往通过限电的方式进行弃风或弃光。但是完全依靠弃风弃光进行制氢，并不现实。一是弃电并不持续。例如在某一段时段产生了大量的弃电，而在其他时段却无弃电，导致设备功率选型偏大偏小均不合适；二是新能源发电具有波动性。从几种制氢技术看，电解碱水制氢价格低廉，但是无法适应风电与光伏频繁波动的要求。PEM技术虽然可以满足要求，但是成本非常高昂。

绿氢产业无法复制光伏大幅降低成本的路径

近十年来，光伏造价下降了近90%，进而推动了光伏在我国以及世界范围内的广泛应用。但是推动绿氢成本下降无法复制光伏的路径，绿氢主要成本在于用电成本，对于电解碱水制氢，电能成本约占据80%。随着新能源规模的持续扩大，电力系统对调节性电源的需求将进一步增加，导致平均电价进一步上升。现货市场虽然可能出现低电价或负电价，但是随着新型储能、抽水蓄能等大规模投产，现货市场中低电价出现的频率可能进一步减少。总而言之，光伏的成本在于设备，而绿氢的成本在于购电，因此光伏成本下降的路径在绿氢领域不可复制。

绿氢产业竞争力短期内难以进一步提升

成本是判断产业竞争力的关键因素。但是绿氢成本较高，竞争力远远不够。以目前的优惠电价0.2元/千瓦时进行分析，制氢成本为15.3元/千克；若用氢进行发电，度电成本高达0.94元/千瓦时。但是随着制氢规模的扩大，政府优惠将逐渐减少，而且绿氢用电很可能被纳入工商业用电（0.8元/千瓦时），届时制氢成本将达到44.4元/千克，发电成本将达2.4元/千瓦时。相比化石能源制氢，绿氢产业的竞争力大幅降低。氢能虽然可以用于储能，但是经济性依然较差，高于电化学储能、抽水蓄能、压缩空气储能等其他储能方式，虽然可以实现跨季节储能，但是仅仅依靠这种方式也难以满足成本回收的需要。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年12期，李江华供职于华能八〇三热电有限公司，司纪朋供职于华能能源研究院