界面新闻记者 | 王勇

“不论是锂电、光伏还是新能源汽车，所有新能源技术和产品在发展初期都曾面临‘产品性能差-客户满意度低-市场需求少-投资意愿低-技术进步慢-难以产业化’的‘死亡谷’困境。”

日前，管理咨询公司波士顿咨询（BCG）联合中国科学院院士、国际氢能与燃料电池协会理事长欧阳明高院士团队共同发布的《中国氢能产业展望》（下称《展望》）作出上述表述。

《展望》指出，绿氢产业需要在价值链、产业链、技术链三方面的融合推进下突破“死亡谷”，促进氢能产业走向“产品性能优-客户满意度高-市场需求大-投资意愿高-技术进步快-产业化加速”的正向循环。

氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源。伴随着碳中和成为全球关注的重要议题，氢能的系统性发展备受关注。

虽然面临“死亡谷”困境，但氢能行业前景被看好。《展望》指出，氢工业、氢交通、氢储能等每一种场景的商业化，都将推动万亿级市场的递进增长。

工业是氢能规模最大的应用领域。国际能源署（IEA）数据显示，2021年全球氢需求量超过9400万吨，其中超过99%来自工业领域，石油炼化应用超过4000万吨，此外还有合成氨、甲醇制备和冶金等。

近年来，随着工业脱碳趋势的发展，绿氢替代灰氢的趋势逐渐显现。灰氢是指以化石燃料为原料制氢以及工业副产制氢；绿氢是通过可再生能源电解水制氢。

据IEA统计，2021年全球因制氢过程产生的碳排放量超过8.3亿吨，工业领域势必逐渐由灰氢转向绿氢。

《展望》指出，近几年，虽然电解水制氢电解槽的总装机容量快速增长，但绿氢的渗透率依然很低，主要瓶颈在于绿氢的经济性。据IEA预测，基于2050年净零排放情景，全球绿氢将在2030年实现平价，平准化成本约为1.5-4美元/千克，基本与灰氢相当。

绿氢的成本平价趋势，主要来自四大因素的推动：电解槽成本降低、可再生能源电价下降、电耗水平优化和碳税的出台。

在绿氢制备领域，目前主流技术为碱性电解水制氢和质子交换膜制氢。《展望》指出，这两种技术相对成熟，但都不是为了绿氢场景所设计，而是来自氯碱、船舶、汽车等行业，技术特点均无法完全适应绿氢场景下的电解水制氢需求。

“以碱性电解水制氢为例，它本身不是源生于可再生能源发电，在应对电力间歇性、波动性方面仍有很大优化空间，”波士顿咨询公司董事总经理、全球合伙人王海旭对界面新闻表示。

清华大学教授杨福源也对界面新闻补充道，“为应对这一问题，欧阳明高院士团队提出了多槽混联的方式，通过不同功率电解槽的多种组合，匹配可再生电力的动态变化。”

除工业这一最大的应用领域外，氢能交通是氢能应用最具潜力的赛道之一。交通是全球碳排放的重要来源之一。据生态环境部数据，道路交通领域占据了中国整体碳排放的9%。

过去数十年间，交通行业在持续通过电动化进行脱碳转型。上述《展望》指出，在难以电动化的领域，如重载卡车、航运和航空，氢能应用应运而生，其中最受关注的终端应用是燃料电池汽车。

“燃料电池汽车的最大潜力在于长途重载商用车领域。与纯电动重卡相比，燃料电池重卡的补能时间更短、重量更轻且能量密度更高，”波士顿咨询公司董事总经理、全球合伙人葛磊解读道，随着氢燃料价格的下降和燃料电池系统成本的优化，预计燃料电池汽车的总体拥有成本（TCO）将显著改善。

《展望》认为，燃料电池汽车发展的关键驱动因素主要包括四点，分别为燃料电池技术的进步、配套基础设施的发展、氢燃料成本的降低以及政策支持。

《展望》预计，2030年以前，中国终端加氢价格有望降至35元/千克以下，实现与燃油重卡的成本持平。

在“双碳”背景下，可再生能源发电将大规模发展，它们的波动性和间歇性使得氢能具有了独特的意义和价值。

《展望》指出，氢储能系统由于具备大容量、长周期、清洁高效的特性，被认为是能够良好匹配可再生能源电力的储能方式。

氢储能的核心表现为“电-氢-电”之间的能量转换。在此过程中，富余的可再生能源发电通过电解制氢系统制备氢气，将氢气储存下来后，再用于燃气轮机或燃料电池发电，整个过程中没有碳排放。

在单向的“电-氢”过程中，储存下来的氢气则可作为一种商品进行运输，并在工业和交通等多领域得到利用。

从产业化角度看，当前氢储能的总体经济性依然较差。《展望》指出，目前国内氢储能系统的初始投资高达1.3万元/千瓦，而抽水蓄能的成本仅为7000元/千瓦，电池储能则为2000元/千瓦。

“尽管在技术和成本等方面仍存在一定挑战，但氢能的能源化应用场景正在迅速发展，并带动产业的大规模增长。”王海旭称，目前在燃气轮机的掺氢和纯氢发电、锅炉的掺氢掺氨发电、燃料电池热电联供等领域，已有丰富的探索和商业实践。