2020～2021年，全球有20多个国家发布并开始执行氢能战略。截至2021年年底，我国发布的关于鼓励氢能产业发展的相关政策超过80条，涉及20个省份、近100个城市和地区。
氢能总体处于发展早期，由于技术成熟度高、支持补贴政策更落地、商业模式更易探索、国外可借鉴经验多等，中国的氢能产业将燃料电池汽车作为发展的切入点。截至2021年年底，中国燃料电池汽车保有量为8900辆，已成为全球最大的氢燃料电池汽车市场。
但氢能作为清洁、高效、可存储、可转化的二次能源，既是不同能源形式间相互转化的“路由器”，又是能够连接能源、化工、钢铁等大工业产业及交通业的“零碳”介质，因此，氢能的应用领域，远不止汽车。
“风光”为绿氢铺路
今年3月，《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（以下简称《规划》）发布，提出氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是战略性新兴产业和未来产业重点的发展方向。除了提出有序推进氢能在交通领域的示范应用，《规划》还特别指出要拓展氢能在储能、分布式发电和工业等领域的应用。
此外，在其他相关产业的“十四五”规划中，亦提到了氢能的应用。如2021年11月，工业和信息化部发布《“十四五”工业绿色发展规划》，鼓励氢能等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用；发展氢燃料燃气轮机、超高压氢气压缩机、高效氢燃料电池等新能源装备。今年3月，国家发展改革委发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出探索风光氢储、风光火储等源网荷储一体化和多能互补的储能发展模式，2025年氢储能等长时储能技术要取得突破。
要实现帮助各领域脱碳的愿景，制取零碳的“绿氢”是重要途径之一。风光等可再生能源制氢成为近两年制氢项目的重点。这些项目首先使用可再生能源发电制氢，再配以氢气存储、运输、加注等基础设施，同时匹配储能设施或是直接通入附近化工厂使用，实现氢气的就地制取、就地利用。
根据不完全统计，2020年至2021年年底，我国公布的即将建设的风光制氢项目总数超过50个。其中，内蒙古、河北、吉林等风光资源强省（自治区）的建设数量遥遥领先，均超过10个。此外，甘肃、山西、山东等省份也在积极推进绿氢生产。根据统计数据，以风电资源、光电资源作为单一电力来源的项目占比分别为25%、31%；风电、光伏一体化项目的占比约为39%。其中，风电大部分分布在河北、吉林、内蒙古等北部地区；光伏则分布在山东等经济发达省份或宁夏、甘肃等高原地区；风光一体化项目在大部分地区都有。在福建、山东等地，还有小范围的海上风电制氢项目将陆续开展。四川的水电制氢亦在陆续推进。
绿氢应用，前景广阔
绿氢制备提速的同时，对其综合应用的探索也逐渐展开。
首先，与电力电网相关，即氢气的储能、发电、供热等应用。一是氢能作为长时储能参与电网的调峰应用，具有大容量、长周期、灵活性等优点。例如，张家口怀安县在建的200兆瓦/800兆瓦时氢储能发电工程，通过可再生能源发电进行电解水制氢技术，燃料电池发电后输出稳定电力，将实现我国氢能的大规模储能调峰应用的探索，也将是目前全球最大的氢储能发电项目。二是通过氢气的异地运输，在园区内或建筑物上实现发电、供热等综合应用。目前示范较多的包括固体氧化物燃料电池热电联供，以及掺氢、纯氢燃气轮机的热电联供等。这两类技术的优点是提高了能源转化效率，将氢气的化学能同时转化为热能和电能，对氢气纯度要求不似车用燃料电池那么苛刻，也可消纳工业副产氢。2021年，在广东佛山南海启动的全国首座氢能进万家智慧能源示范社区项目，将安装40台热电联供设备，为社区提供发电和供热；2021年，中国联合重型燃气轮机技术有限公司在西藏建设了国内首个纯氢燃气轮机示范项目，该示范项目将电力产生的氢通过燃气轮机转化为稳定的、具有调峰能力的优质电源。
其次，钢铁企业也在探索绿氢的脱碳应用。从2020年至2021年年底，超过10家钢铁企业宣布将开展氢冶金相关技术的研发示范应用。2020年9月，中国宝武低碳冶金创新中心富氢冶金示范线投入运行，研究的氢冶金项目包括高炉富氢冶金、富氢熔融还原、氢基竖炉直接还原等。2021年5月，由中钢国际承建的河钢集团宣化钢铁集团氢能源开发和利用工程示范项目开工。该项目是全球首例使用富氢气源的氢能源利用项目，项目建成投运后，预计每年减碳幅度可达60%。
最后，化工领域为氢气的传统应用领域。氢气作为中间原料，应用在合成氨、合成甲醇、石脑油等工艺中，这些氢气大多来自天然气、煤炭等，绿氢的应用则可减少原有化石能源的炼化。2021年11月30日，我国首个万吨级光伏绿氢示范项目——中国石化新疆库车绿氢示范项目正式启动建设，投产后年产绿氢可达2万吨。项目预计2023年6月建成投产，生产的绿氢将供应中国石化塔河炼化公司，替代现有的天然气制氢方式，预计每年可减少二氧化碳排放48.5万吨。
绿氢“性价比”有待提高
当前，氢能产业蓄势待发，绿氢的生产和应用也加紧了探索的步伐，但技术的不足和成本劣势仍是其无法快速规模化发展的阻碍。
一是当前的绿氢生产技术无法适应大规模推广。一方面是绿氢生产与新能源电力的耦合问题，新能源的随机性、波动性特征会导致制氢系统变工况及频繁启停运行引起氢氧浓度和压力变化，对设备的安全、稳定运行有较大影响。当前，电解水制氢系统主要为碱性电解槽（ALK）系统和质子交换膜电解槽（PEM）系统。上述情况下，PEM电解槽更为适用。另一方面，目前电解槽由于技术、体积、安全性等问题，最大装机容量有限，在已开展的示范项目中装机产能最大约为2000标准立方米/小时（以碱性电解槽为主）。在匹配大规模应用，如钢铁、化工每小时几万甚至几十万立方米的氢气使用需求时，其制氢量无法满足此类工业用氢。
二是部分应用技术仍处于早期阶段，仍有不少问题亟待解决。在储能领域，电解槽对可再生能源的波动、有效实现电氢耦合存在即时适应问题；燃料电池在发电领域的发电效率、使用寿命等仍需提高；燃气轮机在氢气燃烧过程中对温度和氢气易爆特性的控制能力仍处于攻关阶段。在钢铁领域，氢冶金工艺将成为脱碳的重要路径，无论是高炉富氢冶炼还是纯氢还原，针对氢还原吸热带来炉内温度变化控制的工艺仍待提高，例如对原料质量的控制，以及对高炉喷吹设备、装置的改进等。
三是当前绿氢生产价格仍处于高位。与其他成熟的化石能源制取氢气相比，纯净、可再生的电解水制氢价格更高。一方面，制氢成本中最重要的是电价成本（占到全生命周期的60%～80%），而目前可再生能源价格仍然较高。另一方面，目前我国在制氢设备即电解槽的关键材料、核心部件方面的研发水平与国外差距较大（尤其是更适应电源波动的PEM电解槽），总体成本较高。此外，在电能转化为氢气的过程中存在较大的能量折损问题，若在储能等领域使用，即实现“电-氢-电”的转换，其能量损失将超过50%。
四是商业模式推广仍存在困难。一方面，绿氢的生产、使用受到政策、审批的限制，例如用于储能发电时，对发电厂的用地情况和安全性能有严格要求；另一方面，氢气从制取、储运到使用，涉及的产业多、链条长，尤其以能源、化工、钢铁等大工业企业为主，商业模式的探索需要集结多方力量共同谋划，企业间协同存在困难。此外，政府的相关支持、鼓励政策亦需逐步完善。
国际可再生能源署预测，2050年全球将有30％的电力专用于生产“绿氢”，而这些氢气的消纳将融入交通、电力、化工、钢铁等各个领域。世界能源理事会预计到2050年氢能在全球终端能源消费量中的占比可达25%。不难看出，氢能将带来巨大的发展机会。因此，氢能产业从汽车起步，但远不止汽车。
