2022年3月，我国出台《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》，明确氢能战略定位，强调发展氢能，必须坚持清洁低碳的原则，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢，绿氢已然成为我国氢能发展的必由之路。

发展绿氢，我们经常听到关于其能效与成本两方面的质疑。目前绿氢主要来自于绿电，由于电-氢转化能效降低，因此从能效的角度出发，应该坚持宜电先电、电氢融合、减少转化、经济安全的原则，通过氢电互补支撑长周期的稳定供能，解决电能难以解决的降碳问题，在处理好电-氢关系的基础上，必须进一步解决好氢能自身的问题，例如成本、安全、提效等。

去年，我国在绿氢应用上已经进行了一些探索，主要应用在化工、分布式发电和加氢站等场景，总体而言，尚处于起步阶段。从技术角度来看：短时示范，关键装备、元器件和系统集成技术还缺乏长期考核。从技术经济分析的角度来看：运行时间短，数据积累少、技术经济性分析还缺乏实际数据的支撑。

绿氢应用发展仍需爬坡过坎

在2022山东氢博会绿氢大会上，有研科技集团首席专家、中国可再生能源学会副理事长、中国可再生能源学会氢能专委会主任委员、中国氢能标准化技术委员会副主任委员蒋利军先生认为当前绿氢应用面临的主要挑战有以下三方面：

第一、高成本和低效率；

第二、高安全风险；

第三、核心技术和装备仍然存在卡脖子问题。

值得一提的是，为了加快绿氢的发展，各国也分别提出了各自的绿氢成本目标，比如美国希望在10年内将绿氢生产成本降到1美元/kg，澳大利亚希望将绿氢生产成本控制在2美元/kg，而我国则希望在2030年将绿氢生产成本控制在13元/kg。

蒋利军指出降低绿氢成本要采取4个方面的措施：政策支持、场景选择、规模应用、技术进步。在氢能发展初期这4方面的措施必须同时并举、互相配合，才能有效的降低绿氢成本。

在发展初期，政策的支持尤其重要。

首先是低电价，广东省就率先提出了站内制氢，可以按照蓄冷电价来进行计算，最低可以达到0.17元/度。去年深圳也出台了相关实施方案，进一步提出了除按蓄冷电价之外，当电解制氢谷电占比超过50%可以免收基本电费。简而言之，低电价可以为绿氢的竞争力提供重要支撑。有测算，当电价为0.26元/度时，电解水制氢就可以与天然气制氢相竞争，当电价为0.13元/度时，电解水制氢就能与煤制氢相竞争。

其次是税收抵扣，美国在《降低通货膨胀法案》中提出：对绿氢实行3美元/kg的税收抵扣，经过抵扣之后，美国的绿氢价格可以降至0.73美元/kg（大约人民币5元/kg）。值得一提的是，这可能是现阶段世界上最便宜的绿氢。所以需要碳税结合，便于进一步提高绿氢的竞争力。

应用场景选择“重中之重”

我国氢能规划明确提出，在2025年前要坚持”就近利用为主“的原则，经过综合考虑，初期应该以源端电氢协同就地利用模式和受端电氢协同模式来发展氢能。因为这样可以充分利用源端的低电价及受端低价的谷电进行制氢，便于减少预期成本，从而有效降低绿氢成本。

蒋利军表示，电解水制氢成本主要取决于电价、装备折旧和运行时间这三大因素。

（图1，数据来源：中国氢能联盟研究院）

根据中国氢能联盟的电解水成本预测数据显示（图1），可以发现成本趋于平稳的拐点大约是在1500小时，这与光伏发电的年利用小时数基本相当，意味着我国光伏发电直接制氢，中间就可以省去一些不必要的直流电与交流电互换、高低压调压和过网费，将在提供综合能效和降低制氢成本方面获得较大收益。因此，离网规模制氢技术值得去研究。

《氢能平价之路》研究报告曾指出，在众多应用中，有预测到2030年有22个应用场景，氢能应用成本可以与其它低碳的替代品相持平，然而这22个应用场景中，约占全球能耗15%，其中长途的重型运输和区域列车等9项应用最具竞争力，随后是化工原料、氢冶金和高品质热源等，但这些还需要与碳税结合才具备竞争力。

在这些应用中，目前已经有两个成功的商业化推广案例，一个是日本的户用热电联供，数据显示已有40多万户，售价也从最初的接近300万日元下降至100万日元以下；另外一个案例是美国的燃料电池叉车，目前已经推广了3万多台，实现了盈亏平衡。

规模应用也是降低绿氢成本的重要途径，以制氢为例，制氢装备的规模越大，综合成本也就越低，例如之前的几个规模制氢示范当中，均采用单槽1000m³/h的制氢设备，同时已开发出2000m³/h的制氢装备，而3000m³/h制氢装备也在开发中。某些企业还采用了多对一的技术方案，如采用多台电解槽对应1套后处理设备和1套纯化设备，通过这样一些规模应用措施的实施，有效降低了制氢成本和建设成本。

制氢仅仅是氢能供应链的第一环，其成本占整个氢能供应链当中的35%-40%。氢能的配送和加氢成本占比更高，可以达到终端用户的60%，其中配送占成本的15%-20%，而加氢站的成本占氢源成本的42%-49%。

绿氢低压供氢链：4*4工程

为了解决上述问题，蒋利军所在团队提出了构建绿氢低压供氢链的设想，开展了4*4的工程，即4度电制取1立方氢，制取的4MPa绿氢直接通入4MPa的纯氢输氢管道，送到低压加氢站中，无需加压，就可以直接冲入燃料电池汽车车载储氢系统中，实现4wt%的储氢。

至于供应链将具有低成本、高安全的特性，在这个供氢链中，技术难度最大的是4wt%的车载储氢技术，如果这一技术得到突破，这条供应链将完全打通。为了实现这一设想进行了相关技术研发，开发的自支撑析氢电极材料以镍合金纤维为基体，采用酸化刻蚀、原位硫化工艺，在多孔表面得到了原位生长的（MoNi）S2，研制出硫化钼自支撑多孔电极材料。这种电极材料在电流密度1000 mA/cm2下可以稳定工作，电解550小时后，其析氢过电位衰减率为1.5%。

大电流密度的工作为缩小电解槽的体积、减少设备投资和土地投资提供了可能性。

此外，蒋利军团队在管道表面也制备了防氢渗透涂层，在500℃的条件下，防氢渗透能力提高了1300倍，为输氢管道防氢渗透奠定了较好的技术基础。

蒋利军认为采用固态储氢是降低用氢成本，提高用氢安全性的最佳方式之一。

1.因为固态储氢具有最高的储氢密度，氢原子储存于晶体间隙中，储氢密度高于液氢。

2.提高了储氢的安全性，储氢材料可以在较低的恒定压力下大量吸放氢，因此低压储氢就容易密封，即便泄露储罐也可以自控式地降低氢气泄漏速度，可为采取安全措施赢得宝贵时间。

3.固态储氢可以降低用氢成本，因为低压储氢降低了加氢站的建站及运行成本，从而降低了氢价。

上图为低压加氢和高压加氢流程对比图，最大的区别就在于低压加氢省去了高压加氢站中的高压压缩机和高压储罐，简化的流程、降低了配置，让建站成本从1000万可以降到300万元以下，同时低压设备的运营、维护成本也大大降低，氢气的成本从60元/每公斤降到40元/每公斤。

因此，采用固态储氢与绿氢结合具有以下优势：

首先，储氢时不需要另配压缩机，可以直接低压储氢，从而节省了装备的投资、降低了能耗；

其次，安全性好，即使枪击也不会爆炸，仅仅只有一个小火苗缓慢燃烧；

最后，储氢密度高、占地面积小，一个储罐可以顶三个同体积的高压储罐。

助力固态储氢发展

为了加快固态储氢在我国的应用，蒋利军团队重点突破了三项关键技术：

一.高储氢容量材料开发及其工程化制备技术

二.基于储氢热/动力学特性的传热传质模拟仿真技术

三.安全评价和测试技术

值得一提的是，为了保证使用的安全，蒋利军团队对储氢材料进行了特殊处理，经特殊成型后形成储氢元件，在空气中不自燃、遇水不分解放氢、且点火不燃烧。这种储氢元件已经通过了应急管理部化学品等级中心的鉴定，鉴定结果称其不属于危险货物，为今后的应用提供了很大的便利。

此外，为了保证在极端情况下的安全性，如储罐充氢饱和后，在65℃环境下长期放置不过压，通过适当的材料设计保证了储罐最高温升压力仍可控制在13.5MPa以下，并且这个时候有97%的氢气仍然储存于储氢材料当中，只有3%的氢气作为高压氢存在。

为了避免发生储氢材料吸放氢膨胀导致罐体炸裂的问题，采取特殊成型技术将吸放氢过程中的储氢合金晶格膨胀应力部分吸收，使得固态储氢罐即使在70%高装填率下吸氢最大应变值可以控制在1000με以下，这样确保了罐体不发生塑性变形。

采用这样安全的储氢元件，面向不同应用开发了一系列的储氢装置，有便携式应用、固定式应用、加氢站站用及车载应用。

另外在大规模的氢储能方面，蒋利军团队也与相关单位合作进行了探索，例如已通过论证的张家口200MW/800MWh氢储能调峰电站，这也是全球最大的氢储能发电项目，每天制储氢58吨、发电80万度。

那么,例如这样的氢储能燃料电池分布式发电是不是具有竞争力呢？

蒋利军做了一个简单的测算，以5千瓦燃料电池连续供能1周，每天供能20小时场景为例：

如果按照燃料电池系统1万元/kW、制氢系统2万元/kW、固态储氢装置0.8万元/kg.H2来进行计算，单位储能成本=1.02元/Wh，这与2010年我国公开招标的锂电池1.2-1.68元/Wh相比。这个氢储能分布式发电在长周期的储能应用场景下已经具备了成本竞争力，尤其适用于工业园区风光氢储分布式发电系统或独立微网当中。

蒋利军团队开发的储氢装置已经分别应用于商用车、助力车和游艇，最大的好处就是便于加氢，安全性提高。同时也开发出适用于1.5吨叉车的固态储氢装置样机，首批次15台套的固态储氢燃电池叉车即将示范运行。

总结

蒋利军强调降低绿氢应用成本需要因地制宜、多措并举、政策支持、场景选择、规模应用和技术进步缺一不可。

并指出绿氢低压供氢链可能是降低绿氢应用成本的系统性解决方案，采用这一方案可以充分发挥我国的资源优势，走出一条具有中国特色的氢能发展之路，但是还有赖于技术突破，合需理的选择场景，能用尽用以加快技术的成熟。