随着近年来全球主要经济体陆续提出长期碳中和目标，预计氢气的能源属性将逐渐显现，应用领域将逐步拓展至电力、交通、建筑等场景。
近年来，全球主要经济体陆续提出氢能发展规划与目标，将氢能的发展上升至战略高度。美国能源部2020年底发布氢能发展计划，从技术、开发、应用等多个角度对氢能产业进行了战略规划，预计到2050年氢能在美国能源消费总量中的占比可达到14%。欧盟则于2020年8月提出氢能发展战略，重点发展可再生能源制氢，计划在2024/2030年前部署6/40GW以上的可再生能源电解水制氢设备，分别实现可再生能源制氢量100/1000万吨。我国的《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》中也将氢能和储能列入前瞻谋划的未来产业，未来将重点进行发展布局。目前成熟的制氢手段主要包括化石能源重整制氢、工业副产制氢以及电解水制氢三种。虽然通过碳捕捉与封存技术（CCS）可有效降低化石能源制氢过程中产生的碳排放，但长期来看只有可再生能源电解水制备的“绿氢"才能实现真正的零碳排放。目前可再生能源制氢占比较小，化石能源制氢仍是主要的氢气来源。在“富煤、贫油、少气"的能源结构下，目前国内煤制氢的占比超过60%，电解水制氢的比例则不到2%。因此，可再生能源制氢仍然任重道远，未来的发展空间巨大。目前可再生能源制氢的成本仍然较高。全球范围内，化石能源制氢的成本基本低于2美元/kg，而电解水制氢的成本则通常高达4-5美元/kg。因此，从经济性的角度出发，可再生能源制氢大规模发展的条件尚不具备。电费与设备投资是可再生能源电解水制氢主要的成本构成。理论上，电解水产生1kg氢气所需的耗电量约为30kWh，当前电解水制氢的能量转换效率一般为60%上下，因此实际的耗电量大致为50kWh/kg左右。对不同电价与设备投资成本下电解水制氢的成本进行了测算，结果表明即便不考虑其他费用，在大多数情况下电解水制氢的成本都超过2美元/kg，明显高于化石能源制氢的成本。长期来看，氢能有望成为一种重要的电力储能形式。无论是在时间维度还是空间维度，未来储能在电力系统中的应用场景都将更为丰富，储能的形式也将更加多样化。氢储能主要适用于长时间、跨区域的储能场景。首先在储能时长上，氢储能基本没有刚性的储存容量限制，可根据需要满足数天、数月乃至更长时间的储能需求，从而平滑可再生能源季节性的波动。此外，氢能在空间上的转移也更为灵活，氢气的运输不受输配电网络的限制，可实现能量跨区域、长距离、不定向的转移。后，氢能的应用范围也更为广泛，可根据不同领域的需求转换为电能、热能、化学能等多种能量形式。氢储能与电化学储能的互补性强于竞争性。氢储能在能量密度、储能时长上具有较大优势，在能量转换效率、响应速度等方面则相对较差。因此氢储能与电化学储能并不是非此即彼的竞争关系，而是互为补充，共同支撑未来电力系统的平稳运行。随着技术进步与产业规模提升，未来新能源的发电成本仍有较大下降空间。2021年6月，国内光伏项目的中标电价创下新低，四川甘孜州正斗一期200MW光伏基地的中标电价仅为0.1476元/kWh。除了新能源整体发电成本的降低，未来电力市场中的峰谷价差也将持续拉大，电解水制氢将有更多可利用的低电价时段。随着新能源发电占比的上升，未来电力供给的不稳定性将持续上升，电力市场中价格的波动范围也将扩大。对于氢储能而言，季节性的电价波动将带来潜在的跨期套利空间，长期来看可再生能源制氢的经济性存在较大的提升空间。未来，风电与光伏的弃电将成为电解水制氢重要的电力来源。在以可再生能源为主体的电力系统中，为了保证稳定的电力供应，装机的冗余程度将明显加大，因此长期来看弃风、弃光电量将不可避免地上升。未来，弃风弃光电量的消纳将成为氢储能的重要应用场景，这部分*甚至负成本的电量可作为电解水制氢的重要电力来源。碱性水电解与质子交换膜水电解是当前主流的电解水制氢方式。目前碱性水电解与PEM的产业化程度相对较高，前者的优势在于技术成熟、成本低，但快速启动与变载能力相对较差；后者的优势在于效率高，运行灵活，与风电、光伏的适配性更佳，但当前的成本仍然较高。电解槽是电解水制氢系统的核心部分。电解水制氢系统由电解槽及辅助系统组成，其中电解槽是电解反应发生的主要场所。从成本构成来看，电解槽在制氢系统总成本中的占比约为40%-50%，此外电力转换系统、水循环系统以及氢气收集系统也在总成本中占据较高的比例。通过材料与设计的优化，未来电解槽的成本与性能有较大提升空间。目前碱性水电解槽的技术已较为成熟，主要成本为隔膜与电极（镀镍不锈钢），后续主要的降本路径为开发厚度更薄、电导率更高的新型隔膜，与此同时提升电极与催化剂在碱性环境中的寿命。2050年碱性水电解槽与PEM电解槽的成本有望达到100美元/kW以下，较当前水平下降60%以上。除了技术层面的进步，产业化程度的提升也将对电解水制氢系统成本的降低产生积极贡献。一方面，随着设备单体规模的扩大，电力转换、气体处理等模块的单位成本将被摊薄；另一方面，生产规模的扩大也将降低单台设备分摊的制造费用。参照光伏、锂电池行业的发展历程，随着规模与产业化程度的提升，电解水制氢设备的平均成本有望进入快速下降通道。综上，电费成本的降低与设备端的降本增效将共同推动氢储能经济性的提升。2030年全球范围内可再生能源电解水制氢的平均成本将降至2.3美元/千克，与2020年5.4美元/千克的水平相比下降超50%。而在一些风力、太阳能资源较好的地区，可再生能源电解水制氢的成本将低至1.4美元/千克，达到与化石能源制氢成本相当的水平。
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朱颖
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