上篇：电解水制氢-储氢-供氢的技术是如何发展的？
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国内外产业发展
美国
美国是全球最早将氢能及燃料电池作为能源战略的国家，自1990年至今颁布了多项推动氢能发展的政策和行动计划。美国近10年以来投出超过16亿美元支持氢能和燃料电池相关技术的研发工作，已形成制氢-储氢-供氢-用氢全技术链的能力，为其他国家规模化发展氢能提供了科学的样本。
2020年11月，美国能源部发布了《氢能计划发展规划》，提出未来10年甚至更长期的氢能总体战略布局，设定了包括制氢-储氢-供氢-终端用氢的发展技术和经济指标。
在制氢方面，将着力研究成本更低、效率更高、更耐用的电解池。
在储氢方面，将开发低成本储氢系统、高容量储氢介质以及大规模储氢设施。
在供氢方面，开发包括液化和化学氢载体在内的成本低、可靠性更好的氢气分配和输送系统。
在终端用氢方面，将着力开发燃料电池、氢气燃机等。
从技术成熟度和需求上看，美国能源部提出近期制氢-储氢-供氢-用氢的技术开发选项：制氢主要包含电解制氢技术（低温、高温）以及气化、重整制氢技术；储氢和供氢方面主要依赖于高压气态和低压液态储氢，通过现场配送或气氢长管拖车和液氢槽车输运，供给燃气轮机、燃料电池、便携式电源等终端产品，从而形成美国未来制氢-储氢-供氢-用氢全技术链。根据美国氢能战略，在2035年甚至2050年后，随着制氢技术（如光解制氢、微生物制氢）以及相关储氢、输氢技术的发展，技术链不断升级和变革，氢能将在美国各地区、各行业大规模部署。
日本
日本的一次能源供给超过90%来自海外，汽车燃油领域的原油消费占98%，其中87%来自中东地区。为减轻能源的外部依赖，从20世纪70年代就开始了氢能技术的研发，特别是2011年福岛核事故以后加快了氢能研发的推进。氢能早已纳入了日本国家发展战略，先后发布了《日本复兴计划》《能源战略计划》《氢能源基本战略》《氢能及燃料电池战略路线图》。日本氢能的发展主要集中于制氢、储氢、输氢以及氢气利用方面。目前，氢能的获取主要还是来自天然气和煤炭等化石能源，电解制氢占比极小(4%)；而氢气的储存和输运主要依赖于液态氢、有机氰化物和氨；
在使用端，经过气化和脱氢后产生氢气进行使用。氢能技术发展主要有3条路径：
一是通过海外化石燃料利用碳捕集和封存技术或可再生能源电解制氢；
二是加强氢输运、分配基础设施建设；
三是促进氢能在汽车、供电、供热以及发电等领域的应用。
日本作为“氢经济”蓝图最早的倡议国之一，在氢能相关的基础研究与应用技术领域布局较早，但由于其国内市场规模及相关政策原因，未能形成完整的产业链条。然而，其累积技术与专利优势使其氢能产业具有迅速发展的潜力。
欧盟
进入21世纪，随着欧洲一体化发展战略的进行，欧盟不断加强对能源问题的关注，提出了一系列对氢能发展的支持政策。2019年12月，欧盟发布《欧洲绿色协议》，描绘了欧洲长期绿色发展战略的总体框架。2020年7月，欧盟发布《欧盟氢能战略》，提出了欧洲长期发展氢能的战略蓝图。欧盟委员会认为，氢能是实现《欧洲绿色协议》和欧洲清洁能源转型的关键选项，针对欧盟如何将清洁氢能转化为可行的解决方案，战略给出了渐进的氢能发展目标，即至2050年，可再生氢能技术应成熟并大规模部署，覆盖到所有难以脱碳的领域。
从技术层面来看，欧盟电解水制氢电力来源主要依靠可再生能源，电解装置研究以碱性电解槽为主，质子交换膜电解槽为辅；
在储氢方面，以德国为代表的欧盟国家，主要开发液态储氢技术；
在用氢方面，以氢燃料电池公共汽车和轻/重型燃料电池汽车为主。
总体而言，欧盟目前电解水制氢-储氢-供氢技术推进较为缓慢，主要还是以单独制/储/供氢技术发展为主，未来发展的重点是将风能、太阳能和水能作为绿氢电解制备的动力。同时，随着以德国为代表的欧盟国家的“国家氢能与燃料电池技术创新计划”和“能源转型仿真实验室计划”推进，氢能的制/储/供技术从创新研究阶段到实际应用阶段转化将加速推进。
我国
目前，我国氢气的年产量约为3300万t，其中，煤气化制氢占比约为62%，工业副产氢占比约为18%，天然气制氢占比约为19%，可再生能源电解水制氢占比小于1%。工业副产氢和天然气制氢主要用于合成氨、合成甲醇和石油炼化，而可再生能源电解水制氢主要用于燃料电池汽车。我国氢能的成本高，使用范围小，氢能的应用处于起步阶段，主要应用在工业领域和交通领域中，在建筑、发电和发热领域仍处于摸索阶段。
基于目前制氢、储氢和供氢技术全产业链发展路径，如图1所示，结合我国电力系统的优势，总结了我国电解水制氢-储氢-供氢在电力系统中3种可能的应用模式：模式1为可再生能源发电-电解水制氢-储氢-供氢-电力系统；模式2为电网谷电-电解水制氢-储氢-供氢-氢能发电调峰；模式3为可再生能源发电/电网谷电-电解水制氢-储氢-供氢-氢能交通/化工原料。
图1 电解水制氢-储氢-供氢全产业链发展示意图
1）模式1
在国家相关政策支持下，中国的风电、光伏发电产业迅速崛起。2021年，中国光伏发电总装机容量为30656万kW，年发电量为3259亿kW⋅h；风电总装机容量为33850万kW，年发电量为5667亿kW⋅h。中国可再生能源产业的高速发展为电解水制取绿氢提供了良好的基础，利用新能源电能进行电解水制氢-储氢-供氢，可实现新能源电能消纳和电网的削峰填谷。
具体来说，可利用离网型风力/光伏发电系统产生的分布式电能进行电解水制氢、储氢，再通过燃料电池组反馈电力系统，这是目前可再生能源消纳利用的新模式。其中，风力和太阳能是目前我国可再生能源发展的主力军，国内学者和产业界围绕可再生能源电解制氢-储氢-供氢-氢能发电并网的路径已开始了探索。例如，姜道含提出了风力发电制氢及氢能利用的新模式，建设制氢-储氢-氢燃料电池发电回网和风电制氢-储氢-加氢-氢能交通综合项目，探索了风电消纳的新途径。中国节能环保集团开展了风能发电直接用于电解水制氢的技术，并建设储氢-供氢-燃料电池发电系统示范项目，实现了100kW的产氢能力和30kW的燃料电池装置产电量。
由此可见，以风能资源发电制氢，以氢气形式储存电能，在低风势时期或电网阻塞停止时转换回电能供给各地用户，可实现风电的有效消纳，维持电网的稳定运行。
与风力发电不同的是，太阳能光伏发电系统的直流电可直接进行电解水制氢，再通过储氢-供氢系统与电力系统连接，同时解决了光伏发电不稳定和储电困难等问题。2020年，宁夏宝丰能源集团开始实施“光伏电站-光伏制氢-加氢站”一体化项目，预计可实现2万m3/h的氢能产量。2021年，中国石化在新疆库车建设我国首个万吨级光伏绿氢示范项目，主要包括光伏发电、输变电、电解水制氢、储氢、输氢五大部分，新建装机容量300MW、年均发电量6.18亿kW⋅h 的光伏电站，年产能2万t的电解水制氢厂，储氢规模约2.1×106 m3(标准状态下)的储氢球罐，输氢能力2.8×105 m3/h的输氢管线，贯通风光发电-绿电输送-绿电制氢-氢气储存-氢气输运-绿氢炼化等绿氢生产与利用的全流程。
2）模式2
火电现阶段仍是我国电力系统的主要驱动力。长期以来，电网负荷波动对火电机组运行以及电网输配调节造成巨大影响。在以电解水制氢为媒介的电网储能方案中，当电网处于低谷负荷时，通过电解水将电力产能转换为氢能进行储存。当电网处于高峰负荷时，利用储存的氢气通过氢能电站的形式发电返回至电网。这一模式可以有效缓解负荷波动对电网运行的影响，在一定程度上实现电能从时间和空间上进行“解耦”。同时，氢能的参与能有效降低碳排放及污染物排放，对于我国“双碳”目标具有重要意义。
然而，该模式在技术上仍有许多问题需要解决。从制氢层面来看，我国幅员辽阔，电网运行工况复杂，电网负荷波动大、时变性强，现有的电解水制氢技术如何实现在高强度的不稳定工况下连续运行是一个巨大的挑战。在众多技术路线中，PEM制氢动态响应速度快、抗电源负荷波动性强，适合在氢储能调峰站使用。但我国相关技术起步相对较晚，技术与专利层面面临一系列卡脖子问题。另外，其核心部件及附属设备成本仍较高，整体技术成熟度还有待工程化应用验证。从储氢层面来看，基于电网谷电的氢能调峰电站需要配备大量的氢气储存设施，这将大幅增加储能系统的建造与运行成本。此外，在氢能发电过程中，无论是采用燃料电池电堆还是掺氢燃气轮机进行发电，都涉及额外的设备投入与维护，将进一步增加系统成本。
总体来看，电网谷电-电解水制氢储能-氢能发电调峰的储能模式在电网削峰填谷、节能减排领域具有广阔的发展前景。然而，整体技术路线距离实际应用还存在诸多瓶颈问题，如何降低成本、提升电解水制氢与电网功率的匹配度，是未来发展的重要方向。
3）模式3
除了上述电网(可再生能源发电或者电网谷电)-电解水制/储/供氢系统-电网(氢气发电站和发电调峰)的电网-氢能-电网的闭式运行模式以外，电网(可再生能源发电或者电网谷电)-电解水制/储/供氢系统-用户(用于氢能交通或化工原料)的电网-氢能-用户的开式运行模式，是氢能一体化利用的另一种途径。
该途径通过可再生能源产生的电能或者电网的谷价电来电解水，将电力转换为氢能进行储存利用。在可再生能源发电/电网谷电-电解水制氢-储氢-供氢系统方面，与前2种模式类似，主要差异在于氢能的利用。而在氢能的利用方面，除了作为原料气体在传统化工领域(炼油、合成氨、制甲醇和甲烷等)的应用外，氢作为清洁、高效的二次能源，在交通、建筑等领域均有广泛应用前景。特别是氢气用于续航里程长的氢燃料电池车领域，由于燃料电池的化学反应具有无需燃烧、功率密度高、无运动部件、噪声低等特点，发展优势明显。该模式的发展最大受限是燃料电池技术的商业化应用，仍需继续突破减少贵金属使用量、延长使用寿命等技术问题。总的来说，燃料电池等新兴氢能利用技术的发展有望拓宽氢能的应用领域，延伸绿色产业链条，进一步促进电解水制氢-储氢-供氢系统的发展。
综上所述，目前我国围绕可再生能源制氢-储氢-输氢-氢能发电并网的路径已经取得了初步的经验和成果。但总体来看，我国仍处于发展的起步阶段，还在进行示范验证。实现商业化发展仍需要解决氢能产业政策支持，氢气制备-储存-应用基础设施配套、关键技术瓶颈突破，以及氢能标准的建立、修订等问题。
