在“碳达峰、碳中和”的目标下，氢能产业发展正步入快车道。2019年氢能首次写入政府工作报告。此后，各地陆续出台氢能产业重磅规划。频频的政策利好，让氢能源板块受到资金热捧。寄托着投资者的殷切希望，氢能源板块自2020年5月起一路走高。

据不完全统计，今年以来，国内A股上市公司已发布关于布局氢能产业的公告多达1.71万条，183家上市公司宣布入局。企查查数据则显示，今年上半年我国氢能企业注册量为339家，同比增长89%，呈现飞速增长的趋势。

在争相加码布局氢能产业的同时，多家氢能源概念公司提示业务进展和炒作风险，为资本市场“降火”。相关公司纷纷回应称上市公司相关业务尚在发育期，业务占比较小。业内人士表示，尽管相关企业在苦练“氢”功，但目前氢能源相关产业尚处于发展初期，存在不少难题，在降成本、扩需求的双侧推动下，有望在未来5年获得市场放量。

强势爆发的氢能源概念背后，一条荆棘丛生但极具战略意义的万亿产业赛道浮出水面。预计2020年至2025年间，中国氢能产业产值将达1万亿元。而这，将是一场全球范围的竞赛。

碳中和时代“氢”大有可为

要想实现碳中和目标，迫切需要开发新的生产工艺和技术来实现深度减排，实现“脱碳”“固碳”甚至“负碳”。

氢是很好的还原剂，也是大部分化工和石化产品的组成元素。无论是以清洁氢和低碳氢替代化石能源实现交通、工业、建筑与发电部门的“脱碳”，还是通过碳捕集封存和资源化利用“加氢固碳”实现碳循环经济，抑或是通过生物质制氢与碳捕集技术结合等方式生产“负碳氢气”，氢能都在这些路径中扮演着大有可为的“关键角色”。

与煤炭、石油和天然气相比，氢能在自然界中不是天然存在，需要通过一次能源化学加工或转化产生。相比用化石燃料生产的灰氢以及使用碳捕集封存技术将尾气脱碳后得到的蓝氢，利用可再生能源电解水产生的绿氢才能达到二氧化碳零排放，才是符合碳中和发展方向的选择。

在钢铁行业，氢冶金是当前重点的探索方向。2020年11月，河钢集团与全球矿业冶金巨头意大利特诺恩集团签约，共建全球首座使用富氢气体的直接还原铁工业化生产厂，推动传统“碳冶金”向“氢冶金”转变。今年5月年产120万吨炼钢原料的氢气直接还原厂在河钢宣钢厂区开工，一期60万吨采用世界首套新一代低碳氢能源示范装置，计划于2021年底投产，可替代传统高炉碳冶金工艺，建成后年减碳幅度可达60%；二期60万吨将采用风能、太阳能等可再生能源进行电解水制氢做还原气，实现无化石能源冶炼。

在能源化工行业，基于绿氢反应制备甲醇是高效转化利用二氧化碳、“以氢固碳”的重要途径之一。2020年初，在中国科学院院士、中国科学院大连化学物理研究所太阳能研究部主任李灿团队的努力下，拥有我国自主知识产权技术的全球首套直接液态太阳燃料规模化合成项目在兰州新区试验成功，目前已发展成为千吨级规模化太阳燃料合成工业示范工程。据测算，若以我国当前8000万吨甲醇产能计算，液态阳光甲醇与煤化工制甲醇相比，将减排数亿吨级二氧化碳。合成氨也是化工领域氢消费占比最大的场景之一，目前挪威、美国、巴西等都在建设绿氢合成氨的工厂。未来，甲苯、乙烯的生产过程中，利用绿氢也可以大幅减少温室气体的排放。

在交通领域，氢燃料电池系统具有清洁环保、续航里程长、加氢时间短等优势，未来可以作为动力应用于重型货车、难以电气化的轨道交通、大型船舶、大型飞机等，降低长距离高负荷交通对石油和天然气的依赖。

在建筑能耗上，通过氢燃料燃气轮机技术和燃料电池技术实现对家庭住宅、商业建筑进行热电联供，也是美德日韩等国家企业争相投入的研发方向。

关乎能源安全的储能介质

氢能之所以被广泛认为是未来最有发展潜力的二次能源，还因为，对于构建低碳高效现代能源体系来说，氢能更大的价值在于，它是一种重要的储能介质。

可再生能源（如水电、风能、太阳能）的间歇性特点，导致其不能长时间持续、稳定地输出电能。受制于电网消纳能力，经常会出现“弃风弃光”现象。据全国新能源消纳监测预警中心发布的《2021年二季度全国新能源电力消纳评估分析》显示，今年上半年，全国弃风电量126.4亿千瓦时，风电利用率96.4%；弃光电量33.2亿千瓦时，光伏发电利用率97.9%。其中，青海、陕西、宁夏、河南、贵州都出现了“弃风弃光”增长现象。而今年2月美国中部和南部大片地区遭遇创纪录的极端低温天气，风力涡轮机叶片因结冰而停止，更是带来世纪大停电。日益频繁的极端天气，也让人们对可再生能源供电的可靠性提出了更高的要求。

储能就成为解决问题的必由之路——将可再生能源发电储存起来，在需要时释放，以保障可再生能源发电持续、稳定的电能输出，提高电网接纳间歇式可再生能源的能力。氢作为一种重要的二次能源，可以通过电解水获得，再加之自身突出的特点，被认为是理想的储能介质。

从氢的来源上看，风电、光伏制氢可实现生产源头上的无碳化。同时，与锂电池相比，氢作为储能介质具有能量密度高、补能速度快、低温适应好等优势，非常适合长时间储能手段，来解决风能、光伏发电所遇到的时段不平衡，季度不平衡等问题，实现传统电网无法实现的大规模、跨季节、跨时段、跨地域的储能，将成为促进可再生能源消纳的利器。

作为极具潜力的新型大规模储能技术，氢能不仅适用于大规模储能和长周期能量调节，还可以在调峰调频辅助服务、削峰填谷等多类型能源互联、搭建微电网等方面发挥重要作用。

也正是因为如此，近年来，光伏和风电领域的领军企业纷纷加码氢能布局，将可再生能源与氢能“联姻”为综合能源开发提供了新的路径。

产业现实依然“骨感”

根据预计，到2050年，我国氢气需求量将接近6000万吨，可再生能源电解制氢占比将达到70%，实现二氧化碳减排约7亿吨，氢能在我国终端能源体系中占比超过10%，产业链年产值达到12万亿元。

这无疑将成为引领经济发展的新增长极。但相对于丰满的未来图景而言，氢能产业的现实情况还要“骨感”得多。目前，我国在氢能全产业链的制氢、储运、应用等环节，技术路线、成本高企、产业化瓶颈等诸多难题还有待攻克，为行业后续发展增添了许多“不确定性”。

在制氢环节，目前制绿氢的主流技术包括碱性电解水（AWE）、质子交换膜电解水(PEM)和固态氧化物电解水(SOEC)。受成本、成熟度与产业链配套等多因素影响，AWE在国内是主流；尽管PEM电解槽运行更加灵活、更适合可再生能源的波动性，但当前国内PEM技术正在经历从实验室研发向市场化、规模化应用的阶段变化，与欧洲先进技术差别较大；SOEC技术最大的优势在于转换效率比较高，可以实现80%以上电解水制氢的能源转换效率，但它需要高温的运行环境，材料的循环寿命、成本和技术都存在难题。

在目前氢产能中占比极其有限的可再生能源绿氢制备领域，最大的困扰是成本问题。电解水制氢七八成的成本来自电。据测算，在可再生能源发电成本下降到0.15元/kWh以下时，用电解水制氢参与化工行业可以和既有生产供给进行竞争。而预计到2030至2035年左右，绿氢制备成本达到15元/kg以下，就有望在加油站和石化燃料平价。

在储氢环节，当前国内储存方法主要还是成本相对较低的高压气态储氢，而加氢站主要是长管拖车运输高压气态氢，运输距离相对短，运输成本比较高；在液氢方面，设备关键零部件依赖进口，与国外技术差距明显，产能严重不足。目前，美国和日本主推液氢储运技术路线，全球有三分之一的加氢站采用了技术液氢技术，澳大利亚为日本供氢的项目也采用了液氢运输船远距离输送。

在加氢用氢环节，燃料电池、加氢站等所需的关键零部件或依赖进口或没有量产的成熟产品，导致了相应环节的高成本。以燃料电池为例，据中国国际经济交流中心信息部数据显示，我国膜电极组件成本约为4000元/千瓦，与国际700元/千瓦差距较大；我国电堆成本为6000元/千瓦，国际指标为1000元/千瓦。

事实上，在全球范围内，氢能技术还在摸索阶段，但一场氢能领域的全球竞赛已经展开。据统计，目前约占全球GDP52%的27个国家里面，有16个国家已经全面制定了国家层面的氢能源发展战略，有11个国家正在制定进程中。

日前，工信部在相关回应中表示，将积极配合相关部门制定氢能发展战略。各地已经迅速行动，目前已经有20多个省(区、市)发布了氢能规划和指导意见。

未来氢能在全球的发展值得期待。

原标题：万亿氢能赛道：漫长而执着的“奔赴”