世界500强带头上市！这个新能源行业站上新风口| 新京智库

北京大兴，一辆靠站停车的氢燃料电池公交车。图/新京报记者 肖隆平摄

绿氢发展迎来重大利好！

近日，德国工业巨头、世界500强企业蒂森克虏伯宣布，旗下氢能业务板块蒂森克虏伯新纪元公司成功在法兰克福证券交易所（高级市场）上市。截至当前，蒂森克虏伯新纪元已有订单价值约14亿欧元，签约项目的电解总装机容量超过3GW（吉瓦），这是2022年全球总装机容量的2倍多。

(资料图)

在全球温室气体减排的大背景下，脱碳成了各国经济发展的重要任务，我国也制定了“双碳”目标。而绿氢的大规模应用则是脱碳的一条必由之路。

尽管绿氢具备了脱碳的所有优势，但其制取、储存、运输和使用等环节都尚存不同挑战。

以制氢环节为例，国能经济技术研究院有限责任公司高级工程师王明华撰文称，虽然电解水制“绿氢”不会产生碳排放，但目前绿氢制取的技术不如化石燃料制氢成熟，制绿氢成本也相对更高。

而相比于制氢，储氢所面对的挑战难度更大。华南理工大学广东省先进储能材料重点实验室教授王平对新京智库说：“因为目前还没有哪项技术可以做到既高效又安全。”

不过，这些问题正逐个得到解决。氢能大规模产业化应用即将到来。

蒂森克虏伯将用绿氢炼钢

华北电力大学氢能教研室主任、二级教授刘建国告诉新京智库，蒂森克虏伯新纪元的上市对于绿氢商业化应用来说是一个重要的风向标，“是绿氢时代的开始”。

蒂森克虏伯是一家拥有200多年历史的跨国公司，生产并影响较大的产品有蒂森克虏伯电梯、克虏伯大炮等，曾经亦被称为“世界钢铁大王”，进入中国市场有超150年的历史。蒂森克虏伯新纪元公司是由原蒂森克虏伯伍德氯工程技术公司更名而来，后者是全球氯碱电解的领先企业。

在全球温室气体减排的大背景下，低碳甚至零碳发展成了蒂森克虏伯下一步发展的重要方向。因而，蒂森克虏伯近些年来持续加大在绿氢方面的资源倾斜，使得蒂森克虏伯新纪元已成为世界一流的绿氢生产电解设备供应商之一。

蒂森克虏伯之所以上市的重要前提，是其具备了供应大规模制取绿氢设备的能力。公开数据显示，蒂森克虏伯新纪元新签约的电解总装机容量超过3GW，这相当于2022年全球装机总量的2倍多，也是其2022年生产量的约3倍。

蒂森克虏伯官网介绍，绿氢是众多能源密集型产业实现脱碳的一个关键因素，对实现气候保护的目标至关重要。蒂森克虏伯新纪元的碱性水电解（AWE）技术，不同于其他技术，可以工业化大规模生产绿氢。这得益于其在电解技术领域（包括工厂建设和技术服务）拥有超过半个世纪的丰富经验。

不仅如此，碳排放量占德国总量2.5%的蒂森克虏伯钢铁业务也将是氢能源使用的大户。

今年3月，蒂森克虏伯钢铁与西马克集团（SMS）签署合同，为蒂森克虏伯杜伊斯堡钢厂设计、交付和建造第一座氢能源直接还原工厂。蒂森克虏伯官网介绍，这“将成为世界上第一家将 100% 氢气直接还原与新型熔炼设备相结合的钢铁制造商”。

截至当前，煤基还原的高炉炼铁生产会产生大量的二氧化碳，仅杜伊斯堡生产基地每年就排放约2000万吨。直接还原工厂中的氢基工艺为将来实现完全碳中和的钢铁生产奠定了重要基础。该项目将在未来每年减少超过 350 万吨的二氧化碳排放。

而蒂森克虏伯钢铁计划，到2030年减少600万吨的二氧化碳排放，占总排放量的30%，最迟于2045年完成向完全碳中和生产的转型。

国内30家公司同台竞争

“我国也具备实现大规模碱性电解水制氢的能力。”有研（广东）新材料技术研究院刘庆林博士对新京智库说。截至目前，我国已经有多家企业成功研发了大规模（≥1500Nm³/h）、低能耗（≤4.4kWh/Nm³）的碱性电解水制氢系统。

《2022中国电解水制氢产业蓝皮书》显示，我国目前有西安隆基氢能科技有限公司、中船（邯郸）派瑞氢能科技有限公司、考克利尔竞立（苏州）氢能科技有限公司和阳光氢能科技有限公司等30家碱性电解水制氢设备供应公司，总产能11GW。

碱性电解水制氢是一项古老的技术。公开资料显示，1789年，荷兰科学家发现了电解水现象。1888年，俄国物理学家将碱性电解水过程成功运用到工业生产中。20世纪中叶，碱水电解已基本实现工业化。

刘庆林介绍，制取“绿氢”有光催化、电催化和热催化裂解水制氢三种方式。其中效率最高、最环保的就是利用可再生能源发电耦合电解水制氢。目前市场上的电解水制氢技术可分为四类，即碱性电解水制氢、质子交换膜电解水制氢、阴离子交换膜电解水制氢以及固体氧化物电解水制氢。其中，前两种技术已得到商业化，后两种技术还处于实验室研发阶段或示范阶段。

公开数据显示，2022年我国电解水制氢设备出货量为776MW（兆瓦），而今年一季度即超过了2022年一年的出货水平，达835MW。多家机构预测，2023年我国电解水制氢设备出货量将超2GW，而全球将增加至5GW（IEA预测数据）。

刘建国表示，在碳减排的大背景下，未来在市场足够大的情况下，做强做大的中国企业也将诞生相关上市公司。

不仅碱性电解水制氢有投产项目，其他类型的电解水制氢也有投产项目。比如2022年12月，我国最大质子交换膜电解水制氢示范项目在中原油田投产。该项目以“绿电”制“绿氢”，高纯度(纯度为99.9995%)“绿氢”产能每天可达1.12吨（1千克氢约等于11.2标准立方米）。

《蓝皮书》显示，我国也有约20家质子交换膜电解水制氢设备供应公司。

此外，原来处于实验室研究阶段的水制氢路径也有了突破。中国能源报报道，今年4月25日，国内首条固体氧化物电解水制氢（SOEC）电堆自动化产线正式下线，年产能可达100MW，可兼容多型号电堆生产。

电价瓶颈将破

随着我国风能、太阳能等可再生能源电力装机容量的快速增加，可再生能源电力价格也在持续下降。这也有利于电解水制氢的大规模投产——在电解水制氢成本影响因素中，电价是最大的影响因素。

“煤制氢仍是目前所有制氢形式中最便宜的。”刘建国说。煤制氢经过纯化之后的价格大概在大概1.0元，而可再生能源电力的电价约0.35元，5度电制1立方氢，也就是制1立方氢1.7元。

那可再生能源电力电价降到多少钱才能比煤制氢还更便宜呢？

王明华表示，当可再生能源电价下降到0.20元/kWh时，电解水制氢成本处于煤制氢+CCS（二氧化碳捕集与封存）成本区间；当新能源电价下降到0.15元/kWh时，电解水制氢成本处于煤制氢+碳价成本区间；当新能源电价下降到0.10元/kWh时，电解水制氢成本处于煤制氢成本区间。由此可见，在不同条件下，随着碳中和目标的实施，“绿氢”生产的成本将接近甚至低于“灰氢”。

刘建国表示，如果电解水制氢设备价格进一步降低，那么大规模制绿氢的时间点可能更早到来，“业界预测这个节点或将在2027年至2030年间”。

实际上，不管是可再生能源电价还是电解水制氢设备都具备了价格在下降的条件。后者的产能已经远远超过了出货量，而前者在国家的能源规划中也是要进一步提高装机量和发电量。

据国际可再生能源署2019年的调研数据显示，自2010年以来，太阳能光伏发电、聚光太阳能热发电、陆上风电和海上风电的成本分别下降了82%、47%、39%和29%。成本的下降为可再生能源提供了新的发展契机，也为制绿氢的成本大幅下降创造了有利条件。

国家能源局的数据显示，2022年，我国可再生能源发电量是2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%。而《“十四五”可再生能源发展规划》提出，2025年时，我国可再生能源年发电量要达到约3.3万亿千瓦时，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻番。2022年，我国风电、光伏发电量是1.19万亿千瓦时。

管道或将解决运输难题

一个普遍的共识是，储氢所需要解决的技术难题比制氢难度大。

刘庆林介绍，氢的储存主要有气态储氢、液态储氢和固体储氢三种方式。目前以气态储氢为主，因为气态储氢的技术成熟，但缺点是单位体积储氢密度低、压力高、安全性较低。在航天工程中成功使用了的低温液态储氢，具有储氢密度高优势，但液氢装置一次性投资较大，液化过程中能耗较高，储存过程中有一定的蒸发损失等也影响了其大规模推广应用。

固态储氢虽然具有储氢密度高、储氢压力低、安全性好、放氢纯度高等优势，其体积储氢密度高于液氢，但该项储氢方式投资成本较高，而且目前尚处于示范应用阶段。“鉴于其本征安全特性和高体积储氢密度，固态储氢备受关注，将成为储氢领域的热点。”刘庆林说。

王平介绍，现在氢燃料电池车主要采用的是物理储存方式，即采用高压氢容器储存气态氢气，其压力可达700-1000个大气压——日常生活中所使用到的煤气罐是5-12个大气压。问题是，高压氢容器虽然解决了储氢的高效问题，但还无法满足“安全”性需求。

与储氢相伴生的问题是解决长距离输氢问题。这受我国可再生能源分布的影响，尤其是太阳能资源分布的影响。

国家能源局官网的资料显示，我国太阳能资源分布总体呈“高原大于平原、西部干燥区大于东部湿润区”的分布特点。其中，青藏高原最为丰富。

因此，德国国家工程院院士、国家电网公司特聘专家雷宪章呼吁，大力发展高效、高安全性、长时间、远距离氢气的储存和运输技术，将有助于氢能的大规模推广利用。

不过，要解决长距离输氢也不是没有可行的办法。

中国国际经济交流中心能源政策研究部景春梅等人发表的署名文章称，管道输氢在产业链中扮演着承上启下的重要角色，如能形成类似天然气那样的多点供应氢气管网，不仅可解示范城市氢源之忧，还能通过规模化输送摊薄储运成本。同时，也有利于形成统一的氢能价格体系，推动氢能产业整体降本提效和推广应用。

《国际氢能》曾刊文指出，(2020)调查了重新利用现有天然气管道基础设施的可能性。基于氢气供应链的空间模型，研究表明，改造现有天然气管网的80%在技术上是可行的，而且天然气管网中的大型储能将成为重要的输氢系统要素。多项研究表明盐穴有利于储存大量氢气。

实际上，管道输氢已有现成案例。尤其是国家发改委、国家能源局2022年3月印发的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（下称《规划》）明确了氢能的能源属性后，管道输氢研究示范不断提速。

比如，今年4月16日，中石油即发布消息称，用现有天然气管道长距离输送氢气的技术获得了突破。在宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台，397公里长的天然气管道中的氢气比例已经达到了24%，并且运行安全稳定。

景春梅等人的文章介绍，管道输氢已有80余年历史。近几年，主要发达国家开始加快对输氢管网的布局，预计欧洲2040年将建成4万公里输氢管道。目前全球输氢管道总长度为5000多公里，以纯氢为主，90%以上在美国和欧洲，主要为封闭的供应系统，由大型氢气公司供应大型工业中心。

氢能的属性管理需改变

多位受访者认为，尽管我国氢能大规模应用的条件逐渐成熟，但仍有一些问题需解决。

刘建国表示，政府对氢能的大规模应用需要持续重视。国家出台了《规划》，也设立了燃料电池汽车示范城市群，但这种重视还需要有一些更加具体的政策体现。比如，能否加快绿氢的认证工作，把绿氢纳入碳减排方案之中。

“暂停6年的CCER（国家核证自愿减排量）将于年内重启，那能否将氢气也纳入其中？”刘建国说。碳中和是氢能发展的一个重要推手。未设定“双碳”目标之前，氢燃料电池车更多的是作为汽车的一种清洁交通工具在“自生自灭”式发展，现在国家设定了“双碳”目标，这个推动作用就大了。

刘建国解释，氢燃料电池车作为氢能大规模使用的一种方式，在未来将达到氢能消费总量的三分之一左右。剩余的氢气主要用于诸如钢铁、化工等工业生产和公众的生产生活中。

也就是说，在2060年我国氢能需求将达到1.3亿吨之时，氢燃料电池车消耗的氢气将达到约0.4亿吨。截至2022年底，我国氢燃料电池车保有量仅1.23万辆，而消耗这么多氢气需要至少1500万辆氢燃料电池车。

再如，对氢能的财政支持力度上也需加强和持续投入。刘建国算了一笔账，5个示范城市群累计扶持资金不到100亿元，这与此前的电动汽车扶持资金相比是“太少了”。

刘建国还认为，此前一直把氢作为危化品来管理。《规划》发布后明确了其能源属性。但还需要进一步明确氢作为危化品与能源的双重属性，就像汽油一样。如果把汽油作为危化品管理，那车上就不能抽烟，但是汽油一旦加进汽车油箱后，汽油就有了其另一个属性，交通能源。

刘庆林则建议，要实现氢能的产业化，需要对“制、储、运、加和用”五大环节的相关设备进行精细化研究。以制氢环节为例，目前我国主要的电解水制氢设备厂家主要致力于扩大设备规格，提高产能等，而较少对电极、隔膜和极板的性能和稳定性进行深入研究，重要零部件更新换代的速度较慢，不利于提高电解槽的制氢性能、降低制氢能耗和成本。

氢能产业链的其他环节也存在类似问题，需要政府和企业加大研发力度，解决氢能行业目前存在的瓶颈问题，“才能早日实现氢能产业化”。刘庆林说。

基于氢能大规模商用尚处于推广示范阶段，也有专家建议，需要对于氢能示范项目进行跟踪评估，“要上一个项目就要充分论证其可行性和先进性，既然上了就要示范出点经验来”。

新京报记者 肖隆平

编辑 查志远

校对 吴兴发