为什么氢能的成本很难降低？

生产氢气的常见方法包括:

这是五种常见的制氢方法。第一种常规燃料是指天然气，它是不可再生的化石燃料。显然这种方法无法推广。投入巨大的人力、物力、财力发展电动汽车的初衷是减少对常规能源的依赖，减少二氧化碳的排放。但这样会产生大量的二氧化碳，加剧温室效应。而且我国天然气的储能相对有限，对CNG汽车造成压力，更不用说制氢了。

甲醇重整制氢也很常见，在上个世纪得到了广泛应用。理论上，甲醇制氢确实可以实现零排放，但甲醇不像江河流水那样可得；甲醇主要是一氧化碳和二氧化碳在压力下催化加氢合成的。使用的原料主要是天然气、石脑油、重油、煤和焦炭。燃料是否清洁不仅取决于燃料本身，还取决于获得或制造的燃料是否有污染。那么甲醇制氢并不是一个理想的选择，车辆燃烧甲醇也没有意义。

工业副产氢气主要来自焦炉煤气的变压吸附过程。作为副产品，还是要看主体，主体本身不够干净，氢气的大规模生产和应用就不用讨论了。近年来，水和铝制氢技术炙手可热，但这种制氢方式也存在污染问题。以现在的技术似乎没有理想的“清洁制氢”方式，所以氢燃料的普及似乎无望，唯一的希望就是“电解水制氢”，但似乎还是不太靠谱。

2021出现“停电”。初衷是为了淘汰垃圾产能或者打击虚拟货币行业，但实际上确实存在缺电的问题；那么通过电解水来生产氢气是行不通的。电解水可以获得氢气，这是一种非常成熟的制氢方式，但是损耗也特别大。

氢燃料汽车不是“用氢气代替天然气”，燃烧氢气产生热能的“燃气汽车”，实际上是电动汽车。

向氢燃料汽车的储氢罐中充入氢气，在增程模式下，消耗氢气发电，电流输入电池组和电机，实现充电和驱动车辆；这是典型的“增程式电动车”。一公斤氢气通过燃料电池在车辆上发电，可以转换约20千瓦时的电力。普通代步车高速巡航行驶的耗电量在20kwh/100km以上，中大型车可达30kwh左右，即“百公里耗氢量可达1.0-2.0kg”。

而用电解水制备一公斤氢气的耗电量约为60kwh，那么跳过“电制氢，氢转电”的过程，就意味着这款氢燃料增程电车的实际耗电量达到约60-120kwh/100km？其实就是这样，浪费有限的电能。

有人认为光伏发电、电解水制氢、氢燃料增程是可行的，这似乎有点天方夜谭；光伏发电的效率并不高。根据计算，1的功率能有200瓦左右就不错了。假设一辆车需要加满5kg氢气，制氢需要300kwh左右。要在一小时内获得300kwh的电力，大约需要1500块光伏电池板，电池板的成本相当高。

所以这种方式制氢的成本会很高。其次，储氢罐的成本也很高。目前每公斤高压储氢成本在6000元左右，实际制造成本和储运成本极高。即使这款车量产了，也不能用。因此，氢燃料汽车目前似乎没有什么前景。

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我们单位有个车间负责生产氢气，非常危险！我喜欢爆炸。有一次200多斤的阀门飞了好几公里！给附近居民的房子都被震碎了。我们的技术是烧煤，然后产生一氧化碳，通过反应得到氢气，成本非常高。氢气不好储存运输，爱爆炸！如果放在车上，会有一点点漏，碰到灯很容易爆炸！

2022年，即将到来的北京冬奥会刮起了一阵氢能旋风。冬奥会火炬接力全部使用氢能源。在核心赛区，延庆和张家口投入700多辆氢燃料公交车用于日常交通。

这股“氢气旋风”也刮到了a股市场，氢能概念翻红发紫，刺激个股频繁涨停——主营输气设备的精诚股份，去年2月65438+实现14涨停，股价单月暴涨300%；主营高压容器的石头重装，实现了六连板；氢能动力产品开发的动力源也是在上个月下旬连续三天涨停。

这是目前火热的氢能的缩影。与其他新能源相比，氢能不仅储量大、无污染，还具有零碳排放的特点。单位质量的能量是石油的3倍，煤的4-5倍。此外，氢能应用场景广泛，氢燃料电池可供应重型卡车、有轨电车、船舶、无人机、分布式发电等行业；绿色制氢还可以解决太阳能和风能发电的间歇性和波动性问题。

据中国氢能联盟预测，到2025年和2035年，中国氢能产业产值将分别达到1万亿和5万亿。

虽然氢能前景广阔，但落地的困境也不容忽视。

在国外，日本和美国的氢能占其总能源的10%以上。日本拥有世界上最多的加氢站，而美国的氢能价格最低，两国的燃料电池应用都已投入商业销售。

另一方面，在中国，目前氢能的比例仅为4%。据未来智库预测，2020年中国氢能总成本约为60-80元/公斤，与30元/公斤的商业价格相差甚远。

氢能价格居高不下可以追溯到制氢、储氢、运氢三大环节，使得我国氢能发展面临起步不利、技术瓶颈、规模制约等诸多困难，难以“降成本”。

那么，如何拆解氢能成本降低的问题呢？怎么破解？

01“科技树”制氢

中国的能源结构可以概括为“富煤、贫油气”。这种特殊的结构使中国成为名副其实的“煤电”——大量的化工产业平均每天消耗95万吨煤炭资源，同时产生巨量的化工副产品。

在这些副产品中，焦炉煤气和氯碱是极其方便的制氢原料。我国氢能产业发展初期，以化工生产中的副产物作为主要供氢来源的原料，以节省制氢投资，降低成本。

凭借一次资源优势，中国在短短几年内成为世界上最大的氢气生产国。2020年，中国氢气产量将超过2500万吨，连续多年位居世界第一。

但成功是萧何，失败是我。

化学副产物产生的氢能有一个致命的问题——不能算是真正的“绿色能源”。

其实根据制氢工艺的不同，氢能大致可以分为三类:灰氢、蓝氢、绿氢。其中氢气是通过提纯工业副产品得到的，俗称“灰氢”。煤或天然气裂解得到的氢气是“蓝氢”。“绿色氢”就是通过可再生能源、电解水等方式，实现100%零碳排放、零污染。

“灰氢”和“蓝氢”本质上还是使用化石燃料提供能源，会产生大量的碳排放。相关研究表明，制造“蓝氢”产生的碳足迹比直接使用天然气或煤炭高20%，比使用柴油高60%左右。“灰氢”的污染甚至高于18%-25%。即使使用碳捕获和存储技术(CCS)来减少碳排放，也仍然是杯水车薪。

换句话说，为了满足氢能行业零碳排放的核心理念，行业只能期待绿色氢。

但是中国的绿色氢产能真的少得可怜。由于中国的氢能产业与欧美和日本相比发展相对较晚，为了在短时间内快速发展，中国宁愿依靠优势资源煤来发展氢能产业，代价是延迟了制备“绿色氢”所需的基础设施投资和相关技术的发展。2020年我国灰氢比例将超过60%，绿氢仍不到1%。

一份经济报告显示了绿色氢和灰色氢之间的成本差距:

在我国，电解水制氢的平均成本为38元/kg，其中电力成本占总成本的50%以上，而工业副产品制氢的平均成本仅为8-14元/kg。这意味着工业电价要从现在的0.6 kw·h减半到0.3 kw·h以下，绿氢才能有市场竞争力。

但与欧美日等国家相比，欧盟绿色氢的成本价低于14元/公斤；美国的绿氢在12元/公斤左右，而日本的绿氢成本固定在13.2元/公斤。

如何将绿色氢从奢侈品变为经济适用品，成为困扰中国氢能产业的一大难题。

导致绿氢成本高的两大因素是耗电量和设置电解池的成本。欧美给出的答案是政府引导+技术创新。

在欧盟，自2020年起，政府主导投资安装6兆瓦可再生氢电解槽，降低企业制造绿色氢时电解槽的成本。

技术上，欧盟摒弃了工业用电电解水的模式，采用PEM技术电解氢气。PEM技术的电解槽结构紧凑，体积小，使得其电解槽的电流密度通常是碱性水电解槽的4倍以上，效率极高。平均每生产1立方米氢气可节约1度电。

如果想让这棵歪歪扭扭的“科技树”重回正轨，需要投入大量的时间和资金成本。

去年6月，165438+10月，中石化建成首套PEM氢气净化装置，其阴阳极催化剂、双极板、集流体等关键核心材料全部国产化，制氢效率超过85%。这个投资的门槛是几十亿，研发周期两年多。

宝丰能源也在大力投资绿色氢项目。其在互动平台上称，2021年4月，历经两年，公司首批制氢项目全部投产，预计年产“绿氢”2.4亿立方米，“绿氧”1.2亿立方米。根据其公开披露的数据，近两年来，宝丰能源在绿色氢项目上的投入超过20亿元。

除了两家有代表性的头部企业，中下游大部分企业还在生产灰氢。如何把歪歪扭扭的灰色氢科技树变回绿色氢产业，必将需要长期的产业引导。

被“氢脆”困住的储氢

作为一种化学活性气体，氢气需要在生产后以安全和经济的方式储存。储氢不仅是我们国家头疼的问题，全世界都没有好的解决办法。

国内主流的方法是采用高压气态储氢。目前国内储氢瓶成本约2.7万元，配套设施价格654.38+0.5万元。与美国相比，储氢瓶价格在22000元左右，略低于中国，但也较高。

成本高源于氢的调皮特性，学术上称之为“氢脆现象”。

所谓“氢脆”是指氢会聚集在金属晶粒附近，破坏金属的结构，使金属胀气变脆。氢会在金属中积聚成18.7 MPa的高压，是表面压力的187倍。更糟糕的是，氢脆一旦产生，就无法消除。

氢脆在历史上造成过严重事故。

1943 16年10月16日晚上，俄勒冈造船厂一声巨响，未交付的自由轮突然断成两截，当时引起了极大的恐慌，大家都以为是纳粹黑科技。

无独有偶，2013年，世界上最宽的桥梁——旧金山-奥克兰海湾大桥进行了即将通车的测试。然而，在短短两周内，负责将桥面固定到水泥柱上的安全螺栓开裂，96个安全螺栓中有30个断裂，使这座桥几乎成为一座废物。

为了缓解“氢脆”的困扰，世界上想出了一个特殊的解决办法——低温液氢储存。将氢气压缩成液体，可以大大避免气态氢气带来的安全隐患。

一般认为，液氢的储运技术是储氢技术发展的一个重要方向。

但目前我国液氢储运技术相对落后，缺乏大容量、低蒸发率的液氢储存设备的开发。只有少数研究关注高压气态氢储存。

例如，2020年，中科院宁波材料所采用高强高模碳纤维作为储氢瓶的内胆，大大提高了储氢瓶的性能。企业方面，精诚股份投资了亚洲最大的高压储氢瓶设计检测中心和生产线。

储氢的成本是一座山，但道路是漫长的，这是修远。

03《爸爸不疼妈妈不爱》氢运

运输氢气作为氢气出厂前的最后一步，在整个氢能产业链中占有重要地位。

然而，长期以来，我国氢交通产业一直处于“爸爸不爱妈妈”的局面，没有系统的规划——中央和地方层面的战略规划几乎都提到了氢的生产和终端应用。

理论上，氢运输行业可分为短途运输和中长途运输。短途运输可以依靠长管拖车，中长途运输对成本敏感得多。经济的方法之一是在运输之前将氢气转化为高密度的液氢。

液氢可以适应陆运和海运的方式。在陆地运输上，液氢储罐最大容积可达200立方米，是长管拖车模式的两倍。海运液氢储罐最大容积可达1000立方米。在欧洲和加拿大的氢运输中，采用的是海运液氢的方式。

如此重要的液氢，国内产能极低。目前仅有陕西兴平、海南文昌、中国航天科技集团六院101所、西昌卫星发射中心等液氢工厂。，主要服务于航天发射，总产能只有4t/d，海南文昌最大的液氢厂也只有2t/d..目前我国民用液氢市场基本空白。

与欧美相比，美国是世界上最大、最成熟的液氢生产和应用地区，液氢工厂超过15座，均为中大型，总产能为375 t/d，此外，亚洲有16座液氢工厂，其中日本占2/3。

另一种是管道输送，但现实是我国氢气管网严重不足，全国只有100km氢气管道，主要分布在渤海湾和长三角地区。根据2016年的统计，全球共有氢气管道4542km，其中美国2608km，欧洲1598km。

目前，中国仅在《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》中提到，预计2030年建成1000m长的氢气输送管道。与国外相比，管道运输已经开始形成与上下游的全面联动。

比如德国人在北莱茵-威斯特法伦州铺设的240公里氢气管道，不仅仅是给用户供应氢气，还被工业使用。德国法兰克福的氢气管道直通加氢站和氯碱电解厂，可以省去压缩机直接供氢。

综上所述，由于缺乏上层规划，我国氢能运输仍处于“地方割据局面”，尚未形成规模经济。

关键词:液氢

氢能产业相关问题很多，但氢能产业亟待解决的问题集中在储存和运输上。

原理很简单。“绿色氢”的生产技术可以一步一步迭代，但如果氢不能长期低成本储存，生产更多的“绿色氢”就会增加消耗。

此外，如果不能方便地运输氢气，氢能的广泛应用是不可能的。与电力行业相比，能够让电力在全国范围内广泛使用的，是高压输电技术的成熟。

氢气储存和运输的来源是液氢。

无论是储存端的低温储氢技术，还是中长距离的液氢运输，都少不了大型的液氢。因此，如何提高液氢产量，开发相关储运设备，是降低氢能应用成本的关键。

欧美日氢能产业的发展也可以证明这一点。早在《未来氢能和燃料电池前景总结报告》中，欧盟就提到了液氢的重要性，同时对液氢的投入也从不吝啬。在法国2021，一个液氢厂的投资超过1.5亿美元。

美国垄断了全球85%的液氢生产和应用。据美国氢能分析中心统计，借助液氢，美国氢能广泛应用于石油化工、电子、冶金等行业，这两个行业平均每年消耗8.2万吨液氢。

日本在液氢加氢站方面处于领先地位。液氢加氢站占地面积小，储量大，甚至制氢都可以在加氢站完成。

目前日本已建成142座，占世界加氢站总数的25%。依托加氢站，日本在燃油车投入使用方面领先世界，燃油车商业化也是世界最好的。

因此，我国液氢迫切需要从目前的军事和航天领域走向大规模民用。

思考一下欧美日的液氢发展，我们有很多值得借鉴的经验，简单来说，包括三点:

一是政策引导，提前做好相关工作的铺垫。2021年5月，国家有关部门先后发布了《氢能汽车用液氢》、《液氢生产系统技术规范》、《液氢储运技术要求》三个文件，并制定了三个国家标准，将对液氢的发展起到关键的引领作用。

二是龙头企业率先建设大型氢气液化系统。液氢生产装置建设成本高，龙头企业必须率先投产，增加生产规模，才能有效降低单位成本。

三、系统整合相关资源，发挥产学研机制的作用。比如，政府、研究机构、企业要建立产学研氢能源合作平台，第一时间将科研产品应用到实际生产中。

05结论

世界已经进入双碳时代。国际氢能委员会预测，2050年氢能将占全球能源消费总量的18%，催生年产值2.5万亿美元的产业。

世界各国对氢能的重视程度越来越高，欧美日的氢能产业规划已经完成2050年以后，并且还在不断迭代更新；在中国，自2021氢能被列为十五计划重点发展产业以来，国家和地方政府迅速出台了400多项政策，规划了2025年前的产业发展目标。

一场关乎产业政策和技术竞争的产业争霸赛已经打响。