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在過去的一周里，氫板又回到了風中。
受北京宣布氫能產業發展實施方案的影響，氫能概念在A股市場迎來了一波價格上漲，許多上市公司“跟著氫能走高”。
據不完全統計，今年以來，國內a股上市公司就氫能產業布局發布公告多達1.71萬份，宣布進入局的上市公司多達183家。
為了實現碳中和的目標，迫切需要開發新的生產工藝和技術，實現深度減排，實現“脫碳”、“固碳”甚至“碳負”。
氫是一種良好的還原劑，是大多數化學和石化產品的組成部分。無論是通過清潔的氫和低烴替代化石能源，實現交通、工業、建筑、發電等領域的“脫碳”，還是通過“氫化固碳”的碳捕集、封存和資源利用，實現碳循環經濟，或將生物質制氫與碳捕集技術等結合生產“負烴氣”。氫在這些途徑中起著關鍵作用。
與煤、石油和天然氣相比，氫能并非自然存在于自然界，需要通過一次能源的化學加工或轉化來生產。與化石燃料生產的灰色氫氣和碳捕集存儲技術脫碳尾氣生產的藍色氫氣相比，可再生能源水電解生產的綠色氫氣可以實現二氧化碳零排放，是符合碳中和發展方向的選擇。
在鋼鐵工業中，氫冶金是目前重點探索的方向。2020年11月，賀鋼集團與全球礦冶巨頭意大利特諾恩集團簽訂合同，建設全球首個利用富氫氣工業直接還原鐵生產工廠，推動傳統“碳冶金”向“氫冶金”轉型。
在能源和化工領域，基于綠色氫反應制備甲醇是高效轉化利用二氧化碳和“氫固碳”的重要途徑之一。據估計，如果按我國目前的8000萬噸甲醇產能計算，液態陽光甲醇相對于煤化工甲醇生產將減少數億噸二氧化碳。合成氨也是化工行業最大的氫消耗場景之一。挪威、美國、巴西等國家正在建設綠色氫氨工廠。在未來，使用綠色氫氣生產甲苯和乙烯也可以顯著減少溫室氣體的排放。
在交通運輸領域，氫燃料電池系統具有清潔環保、航程長、加氫時間短等優點。在未來，氫燃料電池系統可以作為重型卡車、難以電氣化的軌道交通、大型船舶、大型飛機等的動力，降低長途高負荷運輸對石油和天然氣的依賴。
在建筑能耗方面，利用氫燃料燃氣輪機技術和燃料電池技術，實現民用住宅和商用建筑的熱電聯供，這也是德國、日本、韓國等國企業競相投資的研發方向。
關乎能源安全的儲能介質
氫能被廣泛認為是未來最有前途的二次能源，因為它是建設低碳高效的現代能源體系的重要儲能介質。
可再生能源(如水、風、太陽能)是間歇性的，導致長期持續穩定的電力輸出。受電網吸收能力的影響，“棄風棄光”現象時有發生。據國家新能源消費監測預警中心發布的《2021年第二季度全國新能源電力消費評估與分析》顯示，今年上半年，全國風電棄電126.4億千瓦時，風電利用率96.4%;光伏發電33.2億千瓦時，光伏發電利用率為97.9%。其中，青海、陜西、寧夏、河南、貴州都經歷了棄風棄光的現象。今年2月，美國中南部大片地區出現了創紀錄的低溫，導致風力渦輪機葉片凍結，造成了本世紀的電力中斷。日益頻繁的極端天氣也對可再生能源供電的可靠性提出了更高的要求。
儲能是解決問題的唯一途徑——將可再生能源發電儲存起來，并在需要時釋放出來，從而確保可再生能源發電輸出電量持續穩定，提高電網接受間歇性可再生能源的能力。氫是一種重要的二次能源，通過電解水可獲得氫，由于其自身突出的特性，被認為是一種理想的儲能介質。
從氫源的角度來看，風能和光伏制氫可以在生產源上實現不碳化。同時，與鋰電池相比，氫作為儲能介質具有能量密度高且能滿足高速、低溫等優點，非常適合長時間存儲，解決了風電、光伏發電時遇到的不平衡問題，季度不平衡等問題，實現了傳統電網無法實現的大規模、跨季節、跨時間、跨區域的儲能，將是促進可再生能源消費的有力工具。
作為一個擁有巨大潛力的新的大規模儲能技術,氫能源不僅是適合大規模能量存儲和長周期規定,但也可以發揮重要作用的輔助服務峰值頻率調制,高峰負荷轉移和河谷充填等多類型能源互連,微電網建設。
正因如此，近年來光伏、風電領域的龍頭企業加大了氫能的分布，可再生能源與氫能的“聯姻”為能源綜合發展提供了新的路徑。
海上風電作為新能源開發的重點，可就近吸納。對于青島來說，來自海洋的“氫”，也將是值得展望的未來。
產業現實依然“骨感”
據中國氫能聯盟預測，到2050年，中國的氫能需求將接近6000萬噸，可再生能源電解氫產量將占70%，實現二氧化碳減排約7億噸，氫能在中國終端能源系統中占10%以上，產業鏈年產值將達到12萬億元。
在制氫過程中，目前主流的綠色制氫技術有堿水電解(AWE)、質子交換膜電解(PEM)和固體氧化物電解(SOEC)。由于受到成本、成熟度、產業鏈匹配等諸多因素的影響，AWE在中國是主流。雖然PEM電解槽的操作更加靈活，更適應可再生能源的波動，但國內的PEM技術正經歷著從實驗室研發到市場和大規模應用的階段，與歐洲的先進技術有很大的不同。SOEC技術最大的優勢在于轉換效率高，可實現電解水制氫80%以上的能量轉換效率。然而，它需要高溫的操作環境，在材料的循環壽命、成本和工藝上都存在困難。
在可再生能源綠色制氫領域，占制氫能力的比例非常有限，最大的問題是成本。電解水制氫的成本的70%到80%來自電力。據估計，當可再生能源發電成本降至0.15元/千瓦時以下時，電解水制氫可以與化工行業現有的生產供應競爭。預計到2030年至2035年，綠色氫氣的生產成本將低于15元/公斤，并有望在加油站與化石燃料持平。
在儲氫環節，目前國內儲氫方式以高壓氣態儲氫為主，成本相對較低，而加氫站主要采用長管拖車運輸高壓氣態氫，運輸距離短，運輸成本高。在液氫方面，設備關鍵部件依賴進口，與國外技術差距較大，生產能力嚴重不足。目前，美日兩國主要推進液態氫儲運的技術路線。世界上三分之一的加氫站采用液氫技術，澳大利亞對日供氫項目也采用液氫運輸船進行長途運輸。
在加氫過程中，燃料電池和加氫站所需的關鍵零部件依賴進口或成熟產品，沒有批量生產，導致相應工藝成本高。以燃料電池為例，根據中國國際經濟交流中心信息部數據，我國膜電極組件的成本在4000元/千瓦左右，與國際700元/千瓦有很大差距。我國反應器成本為6000元/千瓦，國際指標為1000元/千瓦。
事實上，在全球范圍內，這項技術仍處于起步階段，但一場關于氫的全球競賽已經開始。據統計，在占全球GDP約52%的27個國家中，有16個國家已經制定了全面的國家氫能發展戰略，11個國家正在制定中。
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