近日，在2023中国（江西）国际氢能大会上，来自西门子能源新能源事业部市场及销售总监胡大麟先生，以《欧洲氢能发展与绿氢解决方案及power-to-X案例分享》为主题进行了演讲。

众所周知，全球主要经济体目前都在大力推广“绿色能源”，其核心是减碳。但是目前已经形成的工业、能源、交通体系都是基于化石能源，或者说是碳基能源形成的，其相关法规、标准、基础设施、产品形态、产业链，生态系统等等都已经建立起来，而且已经固化有百年历史之久。如何替代现有体系中的碳元素是科学家一直思考的问题。

基于目前研究，只有是氢，氢在地球上主要是以化合态的形式出现的，是宇宙中分布最广泛的物质，它构成了宇宙质量的75%，它无法直接获得是二次能源。

另外氢有三种属性，氢能即氢的化学能，是通过氢气和氧气反应所产生的能量，氢具有燃烧热值高的特点，是汽油的3倍，酒精的3.9倍，焦炭的4.5倍。氢燃烧的产物是水，是世界上最干净的能源。

氢具有还原属性，可以作为原料用于冶金、电子、化工等领域。最后就是可储存特性，氢可以采用气态、液态等多种形式储存起来，这样就可以满足人类的大量需要。

进入21世纪，随着欧洲一体化发展，欧盟委员会希望欧洲发展成全球气候友好型、发达经济体的先驱。并能够消除人类发展对地球气候的影响，减少极端天气和灾难、发展绿色的、可负担的能源、推崇可持续的、环保的生活理念。

欧盟27国作为整体在1990年实现了碳排放达峰，峰值为44亿吨的排放量，此后二氧化碳总排放量开始下降。截止2019年，二氧化碳年排放量下降至33亿吨，比1990年峰值时期减排约24.3%的水平。

2019年12月，欧盟委员会公布《欧洲绿色协议》是欧盟实现2050碳中和目标的指导性协议。其地位相当于国内“双碳”战略行动中“1+N”政策体系中的“1”，核心主要有两个：应对气候变化和可持续发展转型。其中明确表示提高欧盟2030年和2050年的减排雄心。

随后，2020年欧盟委员会又发布了《欧洲氢能战略》为欧洲未来30年清洁能源特别是氢能的发展指明了方向。

2021年4月《欧洲气候法》达成一致，将碳中和纳入法律保障。

2021年7月份，欧盟委员会公布“Fit for 55”一揽子计划来支持《欧洲绿色协议》落到实处。

2022年欧盟委员会发布的REPowerEU计划涉及未来5年高达2100亿欧元的资金规模，多管齐下，从节约能源、能源供应多样化、加速推进可再生能源多个方面入手，目标在2030年摆脱对俄罗斯天然气及化石能源的需求，能源独立自主的象征。

欧洲在可再生能源电力和氢能道路上不断探索，无论是从顶层设计的政策法规上，还是在各领域的具体步骤上都做出明确的规划。

接下来跟各位探讨一下欧盟对绿氢制备路线上的思路和见解。

众所周知，绿氢制备方式中主流的是通过可再生能源发电所得电力接入电解槽电解水制氢，电解水制氢技术主要有碱水电解（ALK）制氢、质子交换膜（PEM）纯水电解制氢和固体氧化物电解（SOE）制氢技术三种。

电解水制氢技术的历史久远，1800年，Nichoson和Carlisle首先以电解法提取了氢气和氧气。1888年俄国的拉奇诺夫取得第一台单极性电解槽的专利。

二十世纪开始，德国的Garuti和Schuc Kert提出第一台实用性单极性电解槽的设计，德国的Schmidt-Oerikon提出第一台双极性电解槽设计。

我国电解槽最早的生产技术是50年代初期从前苏联引进到北京电子管厂的常压电解槽并应用到当时的电子行业。

值得一提的是，1965年，毕业于天津大学燃料化学工学专业的许俊明开始从事水电解制氧工艺研究及设备设计研制工作，任水电解制氧装置课题组长，并开发出中压电解槽，并获中国船舶工业公司科技进步三等奖、河北省科技进步二等奖、加压水电解制氢（氧）系列产品已列入1990年国家级火炬项目计划，至此奠定了我国压力型电解槽发展的基石。

目前，根据IEA相关分析数据，满足可大型化、规模化、商用化应用等级（TRL9）的，目前只有碱水电解槽和PEM电解槽。

西门子能源有限公司，新能源事业部从1995年开始对PEM电解水系统进行实验室规模研究，一直专注于PEM电解槽大型化，电解水系统、Power-TO-X等多方面应用。投入了大量人力物力研究膜电极、气体扩散层、PTU系统过程控制，是一家集PEM电解水系统研发、制造和整体解决方案的专业化公司，先后面向市场推出了三代PEM电解水产品，从单机几十标方到几千标方。

2022年，公司产品均在德国埃尔兰根生产制造，年产电解槽250MW。基于欧洲及全球可再生能源制氢市场的需求，公司已经在德国柏林新建一个年产1GW电解槽自动化生产线，2023年即可满负荷生产并陆续交付客户，以满足全球客户对PEM电解水制氢设备的需要。

目前，随着国家氢能顶层规划和双碳政策体系“N”系列政策的出台，化工领域利用氢能降碳成为国内央企重点布局的路线之一。

央企依托资源优势，在炼化、合成氨、合成甲醇等化工场景规划了大量的电解水制氢项目。

从相关资料来看，2022年可再生能源电解水制氢已经备案项目，超过600MW，部分项目也已陆续进入施工阶段。

据相关统计，2023年1至3月已有超8个电解水制氢项目进入招投标环节。其中已公开确认的电解水制氢规模达6.77万Nm³/h，合约338.5MW，从技术路线选择上来看，国内大型项目基本上全部采用中压碱性式电解槽技术。

主要原因是：

●碱性液体电解水于20世纪中期就实现了工业化，技术已经非常成熟啦，其配套的相关产业链在近几年得到了快速的成长。

●最近几年的大型项目中，国内的带压碱性电解槽在国内各行各业都有着非常多的应用实例，其中单槽1000Nm3/h的产品在特变电工新疆，宁夏宝丰能源、中石化库车等项目中得到了验证。

●碱水电解槽采用了低成本、易获取的镍基催化剂及电极材料、采用30%的氢氧化钾电解质溶液，采用碳钢板镀镍等工艺，其核心设备投资成本比PEM电解槽低。

但是从全球视野来看，PEM电解水项目也相当可观，主要集中在欧美等地区，从IEA的数据统计来看，2022年已经建成的1.398GW电解水项目中，选择PEM制氢技术路线的有366MW，占比约26%。而且单体项目规模也达到了100MW级别。

为什么国际上有如此多的大型化PEM电解水制氢项目，通过对比相关行业资料发现有如下主要原因：

●清洁氢、可再生氢（或绿氢）的定义区别，相关法规、边界的不同

●政府对可再生能源制氢、清洁氢的技术引导、补贴政策的不同

●两种电解水制氢技术对于整厂投资、单位制氢成本、电力应用、检修维护及全生命周期成本的思维模式不同

●电解水制氢核心设备厂商的技术能力的差异

●贵金属产品的二次回收、服务、再利用等相关产业的差异

首先，让了解一下不同国家、地区对清洁氢的定义和界定的区别

Figure 1 Green Hydrogen Characterization Initiatives Worldwide

目前绿色氢的定义主要有欧盟、中国、美国等主要经济体。一方面，它指的是氢源必须限于可再生能源；另一方面涉及绿色氢的定义是否基于全生命周期温室气体排放量或定义是否基于资格氢生产技术和氢源采用了系统边界。

●基于全生命周期产生的温室气体来量化的定义碳排放核算界限，例如从生产点到使用点，欧盟目前采用生产纯度大于99.5%且带压≥30bar作为边界来认证绿氢中的碳排放。

●基准温室气体阈值，主要国家选择制氢碳排放物（如蒸汽甲烷重整，SMR），最具代表性的SMR制氢工艺具有91gCO2eq/MJH2被用作欧洲的基准。CertifHy澄清了绿氢中碳217排放强度阈值为36.4 g CO2eq/MJ H2，相比之下减少了60%，这是采用降低阈值来达到减碳的考虑，我国目标采用的是碳排放量为基准的绿氢定义。

●资格等级。根据碳减排目标或空气污染国家政策中的减排目标，进一步量化温室气体排放可以获得绿色碳氢化合物排放阈值。

备注一下，我国目前采用的是2020年12月29日，由中国氢能联盟提出的《低碳氢、清洁氢与可再生能源氢的标准与评价》正式发布实施。属于团体标准，T/CAB 0078-2020，并不是国家标准。其定义如下：

对比欧盟和我国氢能联盟提出的清洁氢的定义，我们可以发现，欧盟对清洁氢中的碳排放阈值要求更高，欧盟的清洁氢中所产生的温室气体排放值需要低于4.37 kgCO2e/kgH2，因为欧盟对天然气重整制氢中的碳排放标准更低是91gCO2q/MJH2.

另外，2022年5月，欧盟公布的REPowerEU计划中，试图尽早摆脱对俄罗斯化石能源的依赖，今年2月13日，欧盟通过了可再生能源指令（RED II）要求的两项授权法案，并提出了详细的规则来定义欧盟可再生氢的构成。

授权法案规定了三种可以被计入可再生能源的氢气，包括直接连接新的可再生能源发电机所产生的氢气，在可再生能源比例超过90%的地区采用电网供电所生产的氢气，以及在低二氧化碳排放限制的地区签订可再生能源电力购买协议后采用电网供电来生产氢气。

这意味着，可再生能源制氢或者某区域可再生能源占比高于90%的网电制氢才是清洁氢，并且为了证明可再生电力的生产与电力的消费同时进行，氢气生产商必须在2026年12月31日之前显示每月与直接可再生能源输出或本地存储的可再生能源相匹配的小时数据。从上述法案中可以看到，欧盟对清洁氢的认识相当充分，法规及管控也非常具体。

其次，我想谈的是清洁氢的发展另一个因素-政策及资金支持。正如前面提到的，《欧洲氢能战略》为欧洲未来30年清洁能源特别是氢能发展指明了方向，分三个阶段发展并扩大氢能的应用。

欧盟委员会认为，欧洲在清洁制氢技术领域有很强的竞争力，只有构建清洁氢的生态体系，大规模部署清洁氢并将从清洁氢作为能源载体的全球发展中获益。

自2005年以来，欧洲共同利益的重要项目IPCEI（Important Project of Common European Interest）是欧盟一个特殊的科研项目框架，其重要项目最初仅限于研究、开发和创新以及环境保护领域。最近各国计划在这个框架下加大对清洁氢的研发和示范的投入。

此外，欧盟委员会计划从2020到2050年，对可再生氢的累计投资可能高达1800亿至4700亿欧元。

综上所述，欧盟委员会一开始就采用了增加投资、增加碳税、成员国共同参与、激励私人投资，增加公共基金等措施推动可再生氢的发展。

其中，政府公共部门融资包括政府财政资金、政府贷款、政府债券以及与政府合作的私人资本。欧盟对各氢能项目的投融资支持主要分为氢能公共资金指南、氢能基金和氢能相关财政援助三个方面。

其中，政府援助基金是指国家划拨部分财政资金建立，支持各领域基础设施建设，推动经济建设而设立的基金。2020年12月，欧盟在氢能领域启动政府援助基金“欧洲共同利益重要项目”，资助大型的研发、首次工业部署和基础设施项目。

欧盟氢能援助基金包括欧洲创新基金（Innovation Fund）、投资欧盟基金（InvestEU）、转型基金（Just Transition Fund）等，主要用于氢能领域的应用研发、技术展示和技术商业化应用。各个国家自主开展项目预选，候选项目名单交由欧盟委员会审批。欧盟国家援助基金旨在支持高度创新的低碳技术项目，包括电解槽等零碳和低碳设备的研发及批量生产。

欧盟成员国陆续出台众多政策以推动对氢项目的财政援助，其中包括欧洲共同利益的重要项目(IPCEI)工具。企业可以通过IPCEI财政工具获取资金支持，用于氢能基础设施的研发和建设。

同时，《气候、环境保护和能源援助指南(CEAAG)》也鼓励各种财政援助优先用于可再生能源生产项目，包含氢能。此外，《一般集体豁免条例(GBER)》也允许政府对电解槽及其组件的开发和/或部署提供资金支持，并促进能源、工业、交通设施协同发展，为氢能领域研发、生产、专用基础设施、天然气管网再利用、碳捕集项目、大型power-to-X项目建设融资或直接提供资金支持。

相比之下，目前我国尚未有国家层面的氢能援助基金，但也出台各项政策支持政府和企业以产业基金等形式推进氢能发展。2022年3月24日，我国发布《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》，明确指出鼓励产业投资基金、创业投资基金等按照市场化原则支持氢能创新型企业，促进科技成果转移转化。

目前只有三个氢能示范城市群才能申请氢能相关补贴，而且补贴端主要在氢能交通，或者说是氢能商用车单一领域。由于政策不足，目前氢能无法实现盈利，国资氢能基金基本上只是在寻找或助力产业链中企业发展、推进单一氢能项目落地等方面发挥了一定作用，对整个氢能发展支持力度还不够。

再次，我想对两种电解水制氢技术在整厂投资、单位制氢成本、电力应用、检修维护及全生命周期成本的思维模式方面做一个简单的分析。两种电解水技术就不详细对比了。下图是IEA的单位制氢成本分析，左边纵坐标是单位制氢价格，也就是我们说的LOCH($/kgH2)，横坐标是年运行小时数，右边的纵坐标是单位电价（$/MWh）

如果按照欧盟要求，可再生氢必须采用可再生能源电力。不同的国家地区，光伏、风电资源禀赋不同，一般来说，任何一个典型的制氢厂年运行小时数大约在2500-6000小时不等，制造出来的氢气成本LOCH从$5美元到9美元不等，但其中电价占主要因素，从65%-85%。

所以，欧盟所列出来的项目中，他们对电源的属性和电价非常在意。

另外基于欧盟标准，从全生命周期产生的温室气体来量化的定义碳排放核算界限，生产4000Nm3/h的纯度大于99.95%且带压≥30bar的可再生氢作为边界来对比投资来看，左边是欧洲PEM系统，右边是国内的碱水系统。

可以看到，其中差距最大的就是电解槽本身，其他电源、辅机等等差别很小，由于PEM的出口压力高，不需要额外配备压缩机，但是国内的碱水系统均需要配置隔膜压缩机才能达到30bar以上，由于PEM系统占地只有碱水系统的1/2，所以在基础建设中，碱水系统占比更高，对比欧洲项目，我们发现PEM系统和碱水系统在初期投资上差别并不是很大。

另外就是，PEM系统相对简单，可以实现无人值守的远程控制及日常运行管理，定期巡检也只需要1个人工。相反，碱水系统相对复杂，目前无法做到无人值守，日常巡检至少需要3个人工才能满足要求。

欧盟REACH法规对于发展绿色化学品和无毒环境的要求，碱性溶液必须按照更严苛的安全审查、运行管理、废液回收和处理要求，对于大型项目来说，一般会考虑15-20年或者更长的运行及维护成本，碱液回收处理费用，占地及税收等等综合因素，所以在OPEX上，碱水槽制氢的费用更高。

然后，贵金属回收技术对于PEM电解水技术的影响。众所周知，PEM电解槽中采用了如铂、铱、钌等贵金属催化剂。根据2018年全球PGMs储量为6.9万吨，其中99%以上集中在南非、赞比亚、俄罗斯、美国等。我国PGMs矿产资源十分匮乏，储量仅约300吨（占全球0.4%）。随着汽车产品、电子产业的高速发展，贵金属催化剂已经在高位运行多年。

此外PEM电解槽和PEMFC燃料电池技术的发展，一些投机商嗅到了商机再次推高了相关贵金属的价格，从而导致了氢能产业界对于PEM电解水的产业前景普遍存在一种忧虑，认为贵金属产量无法满足不断上升的氢能需求，将会导致价格飞涨，从而极大制约产业的正常发展。

这种担心是正常的，不过对于PEM的技术发展来讲是不必要的，首先，目前各大主流PEM技术商都在重点开发低铱含量的催化剂，降低催化剂中铱贵金属的质量分数（wt%）；其次，在浆料配置和膜电极的制备工艺过程中，通过技术开发，降低催化剂层的厚度/改变催化剂层的微观结构以达到降低膜电极贵金属载量的目的；再次，辅以有序化模电极或者阳极多孔传输层等新技术方案。

还有贵金属回收技术的发展。

目前铂族金属产业链从开采到回收均处于跨国公司巨头垄断之中。英美铂业、因帕拉等矿业巨头，以及铂族金属产品的制造商包括贺利氏、庄信万丰、优美科、巴斯夫及田中贵金属等，占据主要份额。这些公司在贵金属回收市场上也扮演着领导者的角色，除了优美科专注于回收再利用外，其他公司均将资源回收作为生产原料的重要补充。

国内上市公司深圳格林美则当仁不让成为了中国开采“城市矿山”第一股。早在2005年，格林美就在湖北荆州建成了中国首条电子垃圾贵金属生产线，回收贵金属年产能达到2吨。随着全球贵金属回收产业的快速发展，我们有理由相信，PEM电解槽的初期投资会大幅下降。

最后，推动或者说决定清洁氢发展的重要因素就是碳税，从根源上体现可再生能源的环境价值。欧盟可再生能源良性发展的一个重要原因是，可再生能源相对化石能源具有一定的经济竞争力，这得益于欧盟碳市场（EU-ETS）的贡献。

目前，欧盟碳市场中发电行业实现完全有偿配额，由于EU-ETS碳配额价格高昂，促使可再生能源的使用具有较好的竞争力。与Fit-for-55中碳边境调节机制（CBAM）相关联，2032年前欧盟对各行业将逐步退出免费配额，将促使各个行业更多使用绿电、绿氢等可再生能源。相配套的是，欧盟对于绿氢等二次能源的可再生特性追溯非常严格（已充分体现在法案中），要求制造绿氢的可再生能源电力在时间上进行平衡。

相对而言，我国碳市场建设仍处于“非常”初级阶段，为提升可再生能源的竞争力，在配额发放方式、总量控制方面应逐步趋严，以促进环境溢价的出现，以经济手段促进更多资源向新能源领域集中。

随着CBAM的推进，国际接轨的必要性显著增加，而CBAM需纳入企业用电产生的间接排放，所以对于企业使用的绿电可追溯性要求加强。