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在过去的一周里，氢板又回到了风中。
受北京宣布氢能产业发展实施方案的影响，氢能概念在A股市场迎来了一波价格上涨，许多上市公司“跟着氢能走高”。
据不完全统计，今年以来，国内a股上市公司就氢能产业布局发布公告多达1.71万份，宣布进入局的上市公司多达183家。
为了实现碳中和的目标，迫切需要开发新的生产工艺和技术，实现深度减排，实现“脱碳”、“固碳”甚至“碳负”。
氢是一种良好的还原剂，是大多数化学和石化产品的组成部分。无论是通过清洁的氢和低烃替代化石能源，实现交通、工业、建筑、发电等领域的“脱碳”，还是通过“氢化固碳”的碳捕集、封存和资源利用，实现碳循环经济，或将生物质制氢与碳捕集技术等结合生产“负烃气”。氢在这些途径中起着关键作用。
与煤、石油和天然气相比，氢能并非自然存在于自然界，需要通过一次能源的化学加工或转化来生产。与化石燃料生产的灰色氢气和碳捕集存储技术脱碳尾气生产的蓝色氢气相比，可再生能源水电解生产的绿色氢气可以实现二氧化碳零排放，是符合碳中和发展方向的选择。
在钢铁工业中，氢冶金是目前重点探索的方向。2020年11月，贺钢集团与全球矿冶巨头意大利特诺恩集团签订合同，建设全球首个利用富氢气工业直接还原铁生产工厂，推动传统“碳冶金”向“氢冶金”转型。
在能源和化工领域，基于绿色氢反应制备甲醇是高效转化利用二氧化碳和“氢固碳”的重要途径之一。据估计，如果按我国目前的8000万吨甲醇产能计算，液态阳光甲醇相对于煤化工甲醇生产将减少数亿吨二氧化碳。合成氨也是化工行业最大的氢消耗场景之一。挪威、美国、巴西等国家正在建设绿色氢氨工厂。在未来，使用绿色氢气生产甲苯和乙烯也可以显著减少温室气体的排放。
在交通运输领域，氢燃料电池系统具有清洁环保、航程长、加氢时间短等优点。在未来，氢燃料电池系统可以作为重型卡车、难以电气化的轨道交通、大型船舶、大型飞机等的动力，降低长途高负荷运输对石油和天然气的依赖。
在建筑能耗方面，利用氢燃料燃气轮机技术和燃料电池技术，实现民用住宅和商用建筑的热电联供，这也是德国、日本、韩国等国企业竞相投资的研发方向。
关乎能源安全的储能介质
氢能被广泛认为是未来最有前途的二次能源，因为它是建设低碳高效的现代能源体系的重要储能介质。
可再生能源(如水、风、太阳能)是间歇性的，导致长期持续稳定的电力输出。受电网吸收能力的影响，“弃风弃光”现象时有发生。据国家新能源消费监测预警中心发布的《2021年第二季度全国新能源电力消费评估与分析》显示，今年上半年，全国风电弃电126.4亿千瓦时，风电利用率96.4%;光伏发电33.2亿千瓦时，光伏发电利用率为97.9%。其中，青海、陕西、宁夏、河南、贵州都经历了弃风弃光的现象。今年2月，美国中南部大片地区出现了创纪录的低温，导致风力涡轮机叶片冻结，造成了本世纪的电力中断。日益频繁的极端天气也对可再生能源供电的可靠性提出了更高的要求。
储能是解决问题的唯一途径——将可再生能源发电储存起来，并在需要时释放出来，从而确保可再生能源发电输出电量持续稳定，提高电网接受间歇性可再生能源的能力。氢是一种重要的二次能源，通过电解水可获得氢，由于其自身突出的特性，被认为是一种理想的储能介质。
从氢源的角度来看，风能和光伏制氢可以在生产源上实现不碳化。同时，与锂电池相比，氢作为储能介质具有能量密度高且能满足高速、低温等优点，非常适合长时间存储，解决了风电、光伏发电时遇到的不平衡问题，季度不平衡等问题，实现了传统电网无法实现的大规模、跨季节、跨时间、跨区域的储能，将是促进可再生能源消费的有力工具。
作为一个拥有巨大潜力的新的大规模储能技术,氢能源不仅是适合大规模能量存储和长周期规定,但也可以发挥重要作用的辅助服务峰值频率调制,高峰负荷转移和河谷充填等多类型能源互连,微电网建设。
正因如此，近年来光伏、风电领域的龙头企业加大了氢能的分布，可再生能源与氢能的“联姻”为能源综合发展提供了新的路径。
海上风电作为新能源开发的重点，可就近吸纳。对于青岛来说，来自海洋的“氢”，也将是值得展望的未来。
产业现实依然“骨感”
据中国氢能联盟预测，到2050年，中国的氢能需求将接近6000万吨，可再生能源电解氢产量将占70%，实现二氧化碳减排约7亿吨，氢能在中国终端能源系统中占10%以上，产业链年产值将达到12万亿元。
在制氢过程中，目前主流的绿色制氢技术有碱水电解(AWE)、质子交换膜电解(PEM)和固体氧化物电解(SOEC)。由于受到成本、成熟度、产业链匹配等诸多因素的影响，AWE在中国是主流。虽然PEM电解槽的操作更加灵活，更适应可再生能源的波动，但国内的PEM技术正经历着从实验室研发到市场和大规模应用的阶段，与欧洲的先进技术有很大的不同。SOEC技术最大的优势在于转换效率高，可实现电解水制氢80%以上的能量转换效率。然而，它需要高温的操作环境，在材料的循环寿命、成本和工艺上都存在困难。
在可再生能源绿色制氢领域，占制氢能力的比例非常有限，最大的问题是成本。电解水制氢的成本的70%到80%来自电力。据估计，当可再生能源发电成本降至0.15元/千瓦时以下时，电解水制氢可以与化工行业现有的生产供应竞争。预计到2030年至2035年，绿色氢气的生产成本将低于15元/公斤，并有望在加油站与化石燃料持平。
在储氢环节，目前国内储氢方式以高压气态储氢为主，成本相对较低，而加氢站主要采用长管拖车运输高压气态氢，运输距离短，运输成本高。在液氢方面，设备关键部件依赖进口，与国外技术差距较大，生产能力严重不足。目前，美日两国主要推进液态氢储运的技术路线。世界上三分之一的加氢站采用液氢技术，澳大利亚对日供氢项目也采用液氢运输船进行长途运输。
在加氢过程中，燃料电池和加氢站所需的关键零部件依赖进口或成熟产品，没有批量生产，导致相应工艺成本高。以燃料电池为例，根据中国国际经济交流中心信息部数据，我国膜电极组件的成本在4000元/千瓦左右，与国际700元/千瓦有很大差距。我国反应器成本为6000元/千瓦，国际指标为1000元/千瓦。
事实上，在全球范围内，这项技术仍处于起步阶段，但一场关于氢的全球竞赛已经开始。据统计，在占全球GDP约52%的27个国家中，有16个国家已经制定了全面的国家氢能发展战略，11个国家正在制定中。
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