绿氢产业加速商业化制备和燃料电池两大环节受益匪浅,
如皋氢能工业园,第一氢能企业,氢能专业博士 今年两会期间，氢能成为热议话题之一。全国人大代表、亿华通董事长张国强提出了《强化政策支持，加快氢能规模化发展》的建议，探索多元化氢源供给模式，推动可再生能源绿氢发展；做好工业副产氢、化石能源制氢产能整合工作，前期支撑燃料电池汽车示范运营。
全国人大代表、中国石化执行董事、党委书记张庆生建议加强绿氢产业顶层设计，从国家层面规划一批绿电制氢、储氢、用氢重大工程，有序推动绿氢在交通、储能、发电、工业等领域应用；加速推进氢能产业化集群建设，形成一批供氢中心、氢能装备制造中心、用氢示范群。
早在2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢的能源属性及战略定位，氢能产业上升至国家能源战略高度。
随后，国家及各省市层面陆续出台一系列氢能产业支持政策，有关企业积极落地一批重点项目、开展关键领域技术攻关，国内氢能产业链建设日趋完善。
据东吴证券研报，自2020年“双碳”目标提出以来，我国氢能产业发展加速，氢能产量由2017年的1915万吨增长至2021年的3300万吨，5年复合增速达14.6%，2021年32%的同比增速更是创下新高。
国金证券认为，在全球走向碳中和的道路上，氢能是一种非常重要的零碳二次能源，无论在发电、工业以及交通领域都有巨大的发展空间。近期随着国内绿氢项目的启动，以及欧洲、中东不断有一些氢能大项目和相关政府支持政策出台，各种信号都表明全球绿氢市场正在逐步进入启动阶段。
受产业政策支持，技术进步推动的经济性提升，“碳减排”目标下减排时间约束，国内风光建设进步节奏的匹配，我们预计 2022 年起绿氢渗透率从 2021 年 1%提升至 2025 年 25%。根据我们测算，当前化工行业潜在补氢需求 2250 万吨，假设 2030 年绿氢在化工行业外需求 100 万吨，则2030 年绿氢总市场规模有望达 784 万吨。假设当前绿氢均价 30 元/kg，未来绿氢价格按照年 10%水平下降，2030 年均价 15 元/kg，则对应 2030年绿氢市场空间 1176 亿元。
欧盟计划绿氢进口量 1000 万吨，中东各国制定绿氢路线。为了摆脱对俄罗斯的化石燃料依赖并加速绿色能源转型，欧盟委员会正式公布了“REpowerEU” 能源转型行动方案。在氢能方面，欧盟计划到 2030 年可再生氢产量达到 1000 万吨，再生氢进口量达到 1000 万吨。中东各国开展绿氢机会应对“油达峰”，沙特、阿曼、阿联酋等国光照强度、光照时长好于中国西北地区，制氢成本更具优势。国内光伏、电解水制氢设备、能源建设企业有望充分受益海外绿氢市场爆发。
当前，氢能产业逐渐进入发展快车道。我国是世界最大的制氢国，年制氢量约3300万吨，但大部分来自化石能源制氢，属于“灰氢”。通过光伏发电、风电等新能源电解水制氢得到的“绿氢”占比较低。如何推动新能源制氢产业发展，日益成为业界关注的焦点。
2022年3月，国家发改委和国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，提出未来要构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。
据不完全统计，今年前三季度，我国各地上马“绿氢”项目达40多个，主要分布在内蒙古、宁夏等风光资源丰富的地区。
纳日松项目是内蒙古自治区第一批风光制氢一体化示范项目，由中国三峡新能源（集团）股份有限公司（以下简称三峡能源）与满世投资集团有限公司合资建设。该项目利用采煤回填区建设光伏电站，年均发电量约为7.4亿千瓦时，其中20%将直接输送至当地电网，剩余80%用于氢气生产。项目安装15套1000标方每小时的碱水制氢装备，年产氢气约1万吨、副产氧气约8万吨，主要应用于化工和交通领域。
纳日松项目将高效、密切结合太阳能与氢能两大清洁能源，利用太阳能产出的绿电，将水通过电解装置分解成氢气和氧气，通过探索无污染、零排放的绿电制氢新模式来解决可再生能源高比例并网存在的电力电量平衡与消纳问题。
为了保障电网安全稳定运行，纳日松项目大规模使用万安培级绝缘栅双极型晶体管（IGBT）电源代替传统的晶闸管。“这是在全球绿电制氢行业首次大规模使用万安培级IGBT电源作为碱性电解槽整流电源，可以使规模化制氢对电网更加友好，系统综合转化效率更高，对国内制氢电源的技术发展具有引领示范作用。”三峡能源技术经济中心副研究员季孟波表示。
纳日松项目成功产氢将为我国绿电制氢规模化、商业化发展积累宝贵经验，助力我国提升氢能“制—储—输—用”产业链整体水平，为内蒙古自治区经济社会绿色发展作出更多贡献。
中国科学院院士、清华大学车辆与运载学院教授欧阳明高在会上指出，未来，要以绿氢制备和燃料电池为龙头，带动氢能全产业链商业化。
欧阳明高认为，在氢能技术链方面，当前，技术创新核心环节是燃料电池/电解装置，必须率先突破，突破需要基础科学研究发现，当前主要是选择合理的氢储运技术路线；在氢能价值链方面，已经认知的价值是战略价值，并由此催生了氢能热，待开发的价值是商业价值，而商业价值的源头是绿氢制取的经济性；在氢能产业链方面，要以绿氢制备的商业价值为推动力，以多元化、大规模商业示范应用为龙头拉动，带动绿色氢能全产业链发展。
欧阳明高在会上介绍了他领导的清华新能源团队在绿色氢能领域研发与产业化进展。在燃料电池与氢能交通方面，该团队从2001年开始，就在国家新能源汽车重大科技专项中承担燃料电池大客车项目，在膜电极、电堆、发动机和动力系统4个层次上，进行整个链条的研发，目前已经全部实现产业化，并在张家口有了万台燃料电池发电机工厂。
“我们现在正致力于降低成本，”欧阳明高表示，燃料电池和氢能要推广，目前最大的瓶颈是成本，近年来，燃料电池发动机的成本在大幅下降，去年成本已经到3000元了，预计到2025年，可以降到1000元，2030年可以降到500元。”
在电解制氢方面，清华新能源团队还全方位布局了三种电解水制氢技术，包括SOEC、PEM、AEC。欧阳明高表示，目前SOEC处于10千瓦级，从成本、寿命、研发的进度来看，还需要更长时间；PEM制氢技术在商业化应用中成本仍然较高，与此同时，AEC碱性制氢技术应用在绿氢场景下仍有较大创新与提升空间。该团队在这一领域的产业孵化企业面向绿氢领域痛点，做出了产品创新与技术突破，助力能源企业绿氢项目落地。。
在绿色氢能储运与加注方面，欧阳明高指出，储运和加注是氢能产业目前主要的瓶颈。综合来看，储运的路线分为三种：短途的运输，要靠压缩氢气；长途的国际氢交易，主流方式是把氢变成氨；长途大流量的输氢，则需要管道运输。
2008年，清华新能源团队跟BP合作，建了国内首个加氢站，最初采用天然气重整制氢，后来改为电解水和外供氢相结合。实践表明，站内重整、电解水制氢具有一定可行性。欧阳明高认为，燃料电池在重载交通领域拥有发展空间，但也将面临纯电动的挑战，主要的挑战在于成本。据悉，清华新能源团队提出了互补型一体化超快新能源补给系统方案，即光-储-充-换-氢一体化互补型超快能源补给系统，这将是电动汽车时代的“加油站”。
在氢系统集成与氢储能方面，欧阳明高指出，氢能的优势和挑战都在于产业链长，每一个环节都有很多技术，面临多元化的困境。“氢能系统集成技术需要适合中国国情的集中式氢储能发电系统。”他表示，我国合适的氢发电技术路线是锅炉氢掺烧，并逐步提高掺氢比例。中国可先针对西北部大型能源基地尤其是集中式大型风电光伏基地的调峰煤电厂的灵活性改造，开展锅炉的氢掺烧。
根据国际长时储能委员会分析，未来可再生能源10%的发电量需要经过长时储能技术实现长周期转移。中国需要1.5万亿千瓦时的长时储能，其中大部分需要氢储能解决。
