押注氢能，静待破局｜新增长故事
▲多辆卡车在北京市大兴区加氢站加氢。(茶茶 / 图)
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尽管氢能投资热情似火，但受制于成本、储运等制约因素，目前氢能减排的应用多为示范项目，距大规模产业化还有很长路要走。
按照现在绿氢的价格，企业利用绿氢生产直接还原铁还不具备较好的经济性。尽管如此，中国钢铁企业还是积极探索并建立了十余个试点示范，也取得了阶段性进展，预计要到2035年左右迎来绿氢冶金的规模化发展，较之前要到2040年的预测有所提前。
文｜茶茶
责任编辑 | 于石
如果不是需要在加氢站外等候7分钟，估计少有乘客会对“兴40”路公交车产生兴趣。
仔细观察，可以发现这趟东起北京大兴区青云店镇，西抵中关村医疗器械园的公交车，蓝白外观的车身印着氢气化学符号“H₂”及“氢燃料电池客车”，车顶打着广告语“大兴国际氢能示范区”。
这些标识都提醒“兴40”路公交车依靠氢能作为动力。在大兴区，不只“兴40”路公交车使用氢能作动力。
2024年5月的一个寻常工作日的中午，位于大兴区黄村镇的加氢站，一小时内，除了4辆“兴40”路公交车，还有6辆冷链货车、3辆物流车、1辆渣土车进站加氢。这座全球最大的加氢站2022年5月投入试运营，每天可满足500～600辆车的加氢需求。
与北京一样，各地正对氢能投以极大热情。目前，全国已有30个省（市、区）把氢能写入“十四五”发展规划中，在2024年的地方两会政府工作报告中，22个省（市、区）提及了氢能现状及发展目标。
在全球应对气候变化的背景下，发展氢能已成为多国实现减碳、能源转型目标的关键行动。根据国际可再生能源署（IRENA）2021年发布的《世界能源转型展望》，在1.5°C情景下，氢气及其制品的碳减排贡献率为10%，将在钢铁、化工、长途运输、航运和航空等难以脱碳的能源密集型行业发挥重要作用。
需要指出的是，尽管氢能投资热情似火，但受制于成本、储运等因素，目前氢能减排的应用多为示范项目，距大规模产业化还有很长路要走。
1减排场景不及预期
和大兴区的试验一样，在中国当前的氢能政策路径中，交通被优先提及。
更绿的氢
绿氢降本
绿氢占比低，与其成本密切相关。“按照现在绿氢的价格，企业利用绿氢生产直接还原铁还不具备较好的经济性。”冶金工业信息标准研究院世界金属导报社副社长（主持工作）于治民判断，“尽管如此，中国钢铁企业还是积极探索并建立了十余个试点示范，也取得了阶段性进展，预计要到2035年左右迎来绿氢冶金的规模化发展，较之前要到2040年的预测有所提前。”能源基金会支持、冶金工业信息标准研究院承担完成的《中国氢冶金发展战略及政策研究》显示，当前利用绿电－电解水制氢工艺，成本是天然气制氢的2-3倍，这导致短流程炼钢用氢成本较高，难以和高炉－转炉长流程在成本上进行竞争。突破关键在于成本，尤其是电价，约占电解水制氢总成本70%甚至更高。2024年7月，华北电力大学、国网北京昌平供电公司等机构的研究者发表在《广东电力》的一篇研究显示，目前在我国的风光电解水制成的绿氢的平准化成本约为20元/千克，而目前占据市场主流的传统化石原料生产的灰氢价格为8.7～15.3元/千克。该研究发现，在控制电解槽成本等约束条件下,风光电价每降低0.02 元/千瓦时,氢气的平准化成本降低约1.2元/千克，当电价下降至0.17元/千瓦时,“绿氢”成本将与灰氢成本的上限齐平，当风光电价为0.1元/千瓦时,氢气成本已接近灰氢的最低成本。目前，随着我国风电、光伏产业的发展，到2023年底，光伏发电的平准化度电成本已经低至0.30元/度，低于火电的0.32元/度，但是距离0.1元/度的平准化线还有一段距离。为了追求更低成本的电力，目前我国电解水制氢项目一般会通过自建风电和光伏作为主要电源，在风电和光伏波动时，才会使用电网电力或者储能接入。此时，电解水制氢要考虑的不单是电网的电价，还要综合考虑光伏、风电、电解槽、储能以及电网供电的容量及各时刻点的出力，这样才能使项目的经济效益做到最好。
4碳市场加持
交通以外，工业被认为是氢能应用的另一重要减排领域。据《路线图》预测，2020—2060年期间，氢能在钢铁行业的应用可产生的累计减排量约为47亿吨二氧化碳当量。
压低绿氢成本外，氢冶金破局还离不开碳市场的加持。
“在国内，钢铁行业迟早要纳入碳市场。碳市场将驱动一些减碳的技术，例如绿氢的技术，更快地去实现市场化、商业化的运作，从而在规模化效应下降低成本。”于治民认为。
2022年初，张真发表在《价格理论与实践》的研究综合考虑了电价和碳价（税），结果显示，可再生电力降到0.146元/千瓦时（度电）以下，碳价达到200元至250元每吨时，整个氢能产业就有可能迅速打开。
“目前，欧盟碳边境调节机制（CBAM）等以碳排放为核心的国际低碳贸易竞争、供应链约束和国际议事日程与政策带来的压力已慢慢形成。为了应对这些挑战，中国钢铁工业协会牵头建设了中国钢铁行业环境产品声明（EPD）平台，并正在积极推动低碳排放钢铁评价方法的制定。国内的一些头部钢铁企业也在加强全生命周期碳数据与碳管理的基础要素和能力建设。面对低碳竞争新形势，行业与企业的积极准备和实践也都为推动对包括氢冶金在内的低碳技术的市场认可、以及商业化、规模化的运作奠定重要基础。”能源基金会工业项目主管蔺梓馨表示。
值得关注的是，钢铁行业氢冶金技术需要大规模的前期投资，除了原料保障，后续如果绿色产品的销路不好，也就是市场下游无法保证足量且稳定的采购需求和合理的绿色溢价，也会制约企业对氢冶金项目的投资和实践。
“令人鼓舞的是，宝马集团和河钢集团，北京奔驰和宝钢股份以氢冶金低碳钢产品为主要核心的低碳绿色钢铁供应链合作，就为上下游协作降碳树立了示范标杆。”蔺梓馨说。
但以欧盟实践的情况，即便钢铁纳入碳市场，氢冶金生产的绿色钢铁已经有了溢价，最高差价达到了每吨约350美元，绿氢冶金对企业而言仍然是烫手山芋。
比如，安赛乐米塔尔钢铁公司已经在法国、西班牙、比利时和德国分别获得合计约16.5亿欧元的一揽子低碳政策的资金用于生产绿氢和氢冶金。但是其欧洲业务负责人仍公开表示难以使用绿氢生产钢铁，因为和1个项目拿到4.5 亿欧元的补贴相比，另外75.5亿欧元的投资缺口更让投资人望而却步。
5横跨绿氢“胡焕庸线”
更经济的绿氢来源，还与运距相关。据大兴区黄村镇加氢站工作人员介绍，目前每天加氢3—4吨，一部分氢是来自河北张家口。选择张家口主要是考虑较低的电价成本。冬奥会前，河北省张家口市桥东区建成的风电、光伏发电制氢项目在胡焕庸线附近，2024年开工的张家口市康保县风光制氢项目也是落到了胡焕庸线的西侧。绿氢扩大化
尽管氢能发展尚存诸多限制，绿氢在国内发展的机遇也正在逐步打开。2024年3月，国家发改委印发了《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，风电光伏95%的“消纳红线”要放开，这意味着将有更多的风光发电需要自身寻找消纳途径。7月，国家发改委又印发了《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》通知，要求利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤实现减排。这意味着氢能在国内的应用场景和机会将更多元化。比如，对更深入的大西北地区而言，绿氢已开始本地消纳。2023年6月，新疆库车投产的全国首个万吨级光伏制氢项目中，即用绿氢替代炼油加工传统的天然气制氢，助力实现炼化炼油产品的绿色化。钢铁行业未来也是绿氢扩大化的实践者。自2023年5月投产以来，河钢全球首例120万吨氢冶金示范工程一期迄今已安全顺利连续生产一年多，各项技术经济指标稳定保持国际先进水平，实现与同等规模的“高炉＋转炉”传统长流程工艺相比减碳约70%。同时，一期工程竖炉反应器预留了更高比例绿氢切换功能，未来将逐渐过渡至风能制氢、太阳能制氢等100%绿氢为还原气的氢冶金技术。2023年12月，国内首套百万吨级氢基竖炉项目在宝钢股份湛江钢铁也成功点火投产，相对传统高炉技术减碳至少60%以上。此项目在2024年8月22日进一步实现了周达产功能考核，并成功验证了高氢（70%）冶炼条件。预计在将来绿氢广泛应用后，可达到减碳90%的效果，单个项目每年能减少二氧化碳排放50万吨以上。国家发改委能源研究所气候首席专家姜克隽在相关研究中认为，对于工业中难以减排的行业，如水泥、合成氨、乙烯、苯、甲醇等，为实现深度减排，氢基产业也将是一个重要选项。