中国的氢能即将迎来爆发点，我们要超越的不是“小日子”，从来都是我们自己。

近日，全球最大绿氢耦合煤化工项目——内蒙古鄂尔多斯市风光融合绿氢示范项目开工。该项目利用鄂尔多斯地区丰富的太阳能和风能资源发电直接制绿氢，年制绿氢3万吨、绿氧24万吨，将有力推动绿氢产业链发展，推进我国能源产业转型升级。近年来，我国对氢能应用场景的探索不断深入，氢能产业发展渐入良性通道。

产业政策和标准持续完善

为促进氢能产业规范有序高质量发展，2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》（以下简称《规划》）。《规划》明确了氢的能源属性，是未来国家能源体系的组成部分，充分发挥氢能清洁低碳特点，推动交通、工业等用能终端和高耗能、高排放行业绿色低碳转型。同时，明确氢能是战略性新兴产业的重点方向，是构建绿色低碳产业体系、打造产业转型升级的新增长点。

《规划》提出了氢能产业发展基本原则和氢能产业发展各阶段目标，明确到2025年，基本掌握核心技术和制造工艺，燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到10万~20万吨/年，实现二氧化碳减排100万~200万吨/年。到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，有力支撑碳达峰目标实现。到2035年，形成氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。《规划》统筹谋划、整体布局氢能全产业链发展，是碳达峰碳中和“1+N”政策体系中的“N”之一，既是能源绿色低碳转型的重要抓手，也为碳达峰碳中和目标实现提供了有力支撑。

氢能产业标准也在持续完善。目前，我国已经发布氢能各环节相关国家标准80余项，行业标准约40项，全力推动氢能产业规范发展。

“十四五”时期，在一系列政策支持下，氢能产业将迎来重大发展契机，能源、交通、工业等领域都将加快推进氢能示范应用和技术创新，助推各个行业通过氢能实现加速的降碳脱碳和转型升级。同时，协同风光等新能源大规模开发利用，我国将逐步构建起蓬勃发展、清洁低碳的氢能产业。

开发利用实现多项突破

在制氢方面，2022年9月，全球最大煤制氢变压吸附装置项目在陕西榆林正式投入运行，将有力助推我国煤炭清洁高效转化。煤制氢装置采用了自主研发的大型化变压吸附专利技术，以煤炭为原料，每年产氢总能力达35万吨。作为煤炭资源高效清洁利用的重要手段，该技术对我国能源安全、社会经济发展和生态环境改善意义重大。该项目攻克了大型煤制氢装置在工艺技术、设计制造等方面的难题，实现了对国外技术的替代和超越，不仅搭建了由煤炭向石油化工产品转化的桥梁，还有效实现了资源回收、污染治理和碳减排。

2022年11月，广东石化石油焦制氢联合装置顺利产出合格氢气，标志着全国首套100%石油焦制氢联合装置投产运行取得圆满成功。该装置年产氢气将达16亿标准立方米，年产燃料气将达31亿标准立方米。

在加氢站建设方面，2022年4月，由国家能源集团国华投资蒙西公司建设的重载铁路加氢站科研示范项目顺利完工，标志着我国首个重载铁路加氢科研示范站正式建成，具备加氢条件。该项目位于内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗境内新朔铁路海勒斯壕南站，该站将为国内首台大功率氢能源动力调车机车和国内首台以“氢燃料电池+锂电动力电池”为动力的“零排放”接触网作业车提供氢能供应。

在氢电耦合应用方面，2022年5月，浙江宁波慈溪氢电耦合直流微网示范工程开工，该示范工程是国家电网公司首个氢能相关的国家重点研发计划配套项目。项目投运后，每日可满足慈溪滨海经济开发区10辆氢能燃料电池大巴加氢和50辆纯电动汽车直流快充需求。

此外，制氢加氢一体站建设也在积极推进。2022年7月，国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站在安徽六安投运，标志着我国首次实现兆瓦级制氢—储氢—氢能发电的全链条技术贯通。该项目是国内首次对具有全自主知识产权“制、储、发”氢能技术的全面验证和工程应用。示范站采用先进的质子交换膜水电解制氢技术，额定装机容量1兆瓦，年制氢可达70余万标准立方米、氢发电73万千瓦时，对于推动氢能研究应用、服务新型电力系统建设具有重要的示范引领作用。所制氢气可在氢燃料电池车、氢能炼钢、绿氢化工等领域广泛应用，氢能发电可用于区域电网调峰需求。

2022年8月，全国首座“氨现场制氢加氢一体站”示范项目启动仪式在福建省福州市长乐区举行，这也是“氨制氢加氢”这一国际领先技术首次走出实验室，投入商业应用。此项目的实践与突破，可显著降低氢气的储运成本、用氢成本并提高安全性，同时解决加氢站储氢用氢面临的瓶颈问题，为交通领域燃料电池汽车的商业化推广提供了一条重要的技术途径。此外，因其整套制氢装置具有占地面积较小、运输方便等特点，为今后“以油育氢、以氢增油”的油氢合建模式提供了一条重要路径。

供需两端将发生结构性调整

从供给来看，我国已是世界上最大制氢国，氢气年产量约3300万吨。其中，煤和天然气制氢占比约78%，是成本较低且技术成熟的制氢方式，但存在碳排放量高、气体杂质多的缺点，在“双碳”背景下增长空间受限，现有产能亟待清洁替代。工业副产氢约占21%，主要利用氯碱化工和炼焦等行业的尾气提纯制氢，具有一定成本优势。目前我国可再生能源电解水制氢行业刚刚起步，受制于技术经济性，整体占比不到1%，但其脱碳性能决定了未来将成为氢能产业发展主体。

从终端消费来看，我国氢气主要应用于工业领域，如石油炼制、石化产品生产、化肥制造、新型合成燃料工业等，其中耗氢量最大的是合成氨，其次是合成甲醇。目前氢能在交通领域的消费占比仍较低，年用量不到2万吨。自国家正式将“氢能与燃料电池”作为能源科技战略创新方向以来，氢燃料电池汽车领域逐渐成为氢能产业应用的热点领域，“十四五”期间，各地规划氢燃料电池电堆的总产能已高达300万千瓦，规划的燃料电池汽车总产能超过10万辆。同样逐渐火热的还有建筑领域，基于氢燃料电池的固定式UPS电源以及冷热电联供能源系统正在加速发展。

除此之外，因为氢具有长周期储能特性，对可再生能源规模化利用具有重要意义，氢能将在新型电力系统中起到重要作用。

氢能最关键的是他的广谱适用性，可以作为燃料、化工原料和单纯的储能装置，就像原油时代的海上超级油轮和遍布世界的加油站，将廉价的新能源之光洒满全世界的每一个角落。 

我们可以参考中国氢能联盟研究院的数据。上图是在零碳状态下，各个行业终极的能源来源。在化工原料、化工、钢铁、重型交通运输等行业，氢能都是绝对的第一主力。即使在那些电力绝对主导的行业，氢能可能也是其电力的重要来源。

这就是那条著名的“大象曲线”，反映了全球收入的不平等状况。从1988年到2008这20年间，收入增长最快的有两部分人，一部分是发达国家那1%的全球化精英，另一部分是发展中国家的中产阶级，尤其是中国。有赢就有输，相对的输家就是发达国家的中产阶级和中下层阶级。

这条曲线客观反映了中国实际竞争力不断提升这个近乎bug级的现实，客观上也昭示了这么一个结论，那就是从1991年开始这第五次康波大周期，以计算机等信息技术为主要特征的这一波技术进步，如果剔除中国的影响，对世界整体生产力的提升程度，微乎其微。

1965年全球一次能源消费量为1552万亿焦耳，到2020年增长到5566万亿焦耳，55年增长了2.6倍，看上去似乎还行，但1965年全球人口32亿，2020年全球人口78亿，增长了1.4倍。平均一下过去55年人均一次能源消费量只增长了47%。如果考虑到这55年中14亿中国人口生活质量的翻天覆地的变化，剩下的国家和地区的生活质量，几乎是原地踏步的。

在氢气实现与汽柴油平价的过程中，当前最大的推动力就是国家规划。

当年那场关于产业政策的争论沸沸扬扬，结果自然也是自说自话。到了今天，当自由经济的灯塔也开始搞通胀削减法案培育自己的新能源产业的时候，现代经济学这门学科，简直就是西方没有了耶路撒冷。 

2022年3月23日，国家发改委网站上公布了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》。这个规划明确表示，要在“十四五”末，也就是2025年，燃料电池车辆保有量约5万辆。

看清楚，不是年销售5万辆，而是保有5万辆。自从2015年氢燃料汽车开始推广以来，速度并不快，销量上就看得出来，2019年氢燃料电池销量跃升到将近2800辆，那个时候就有专家预测到2025年10万辆年销量了，随之就是各路豪杰一拥而上，可谓是遍地英雄下夕烟，也就有了2020年亿华通的上市。 

随后市场就给了这些蜂拥而至的先驱们当头一棒，大家立马“人间清醒”。疫情带来的对客车以及各类公共用途专用车的需求下降，氢燃料汽车需求直接腰斩，2020年只有1000辆，直到2022年销量才恢复到3000辆的规模。

截至2022年底，中国燃料电池汽车保有量还不到1.2万辆，这个5万辆的规划目标意味着，未来三年每年销量翻倍增长。按照这个节奏，氢燃料汽车的销量2023-2025分别要实现0.6、1.2、2.4万辆，累计保有量才能达到5.4万辆，刚刚完成保有量规划。

中国氢能行业产业链也对得起这个规划。虽然这几年倒下了无数的创业者，但中国的氢能行业还是卷王倍出，进步突飞猛进。

除了所有的商用车整车厂都已经拥有技术储备之外，单单独立的氢燃料汽车发动机供应商就有亿华通、国鸿氢能、重塑集团等，车载电源环节有欣锐科技、福瑞电气，技术含量最高的质子交换膜，东岳集团也已经送样，制氢环节则是光伏企业全员参与。 

此外，燃料电池装机的主力已经从客车转向以重卡为代表的专用车。氢能起初主要用在城市公交上，就像纯电车最早也是先从城市客车上普及开来一样。从2022年的装车量数据来看，以重卡为代表的专用车已经成为主要的装机车型，这代表着氢燃料汽车已经从纯政府补贴开始向实用方向转换。

最后，各车型装车电量也不断提升，目前平均装车电量已经到了100KW左右，这也标志着氢燃料汽车在一步步的从实验室走向应用。

氢燃料汽车的未来，是商用车和工程机械的星辰大海。

中国商用车的销量波动很大，正常年份维持在400万辆左右，这都是氢燃料汽车的鱼塘，还不用说体量同样庞大的工程机械市场。

还有一个不被重视的潜在应用是无人机。消费级锂电池无人机的续航时间以及温度适应性一直是个大问题，一旦氢燃料发动机上机，现有无人机的续航时间以及适应性会得到质的改善，这甚至可能会彻底改变将来战争的形式。 

乘用车领域，电动车取代燃油车改变的是人类生活的外观。商用车领域，氢燃料汽车的推广的影响实际更大，他会提升整个社会的生产力，带动全社会效率的提升。

新能源这个大趋势，在中国这个世界最大市场卷完之后必然会推向全世界。2022年中国汽车出口311.1万辆，仅次于日本，但这仅仅是个开始，汽车，就是下一个纺织品，下一个家电。 

知乎有这么一个问题“中国光伏世界第一了，那以后报废的大量光伏板该怎么回收利用呢？”，上图是其中的一个回答。至少，中国的新能源已经开始改变非洲了。 

2022年数据显示，虽然丰田还是全球销量第一的车企，但丰田在中国的新车销量194.06万辆，同比减少0.2％，是10年来丰田汽车在中国市场首次出现销量下跌。

丰田旗下的雷克萨斯下滑更严重，2022年新车销量下降19%，终结了连续17年在华销量增长记录。

在全球汽车行业电动化大潮下，丰田似乎有点“跟不上”了。

他们几乎把全部希望都寄托在了氢能源汽车上。

结果在全球技术路线掰手腕的过程中，他们惨败给了中国引领的纯电技术路线。

日本人搞不起氢。

事实上，氢气不是任何一个国家想搞就能搞得了的。

2014年底，丰田第一款氢能源车Mirai（日语“未来”）首次量产。

2015年1月，丰田社长丰田章男驾驶着一辆蓝色的Mirai停在了首相官邸门前。

时任首相安倍晋三已经在此等候。

丰田章男下车，将一把象征式的车钥匙交到了首相手里。

二人一起试驾了这款汽车。

当时，这款车续航里程500公里，超过Model S（470公里），售价58000美元，也低于后者91000美元，加氢速度还超过充电。

安倍在演讲中宣称“丰田的Mirai象征着氢时代的序幕。”

当时这款车1个月订单就达到约1500辆，而日本的补贴是每台车10万人民币。

同年进入美国市场以后，Mirai一度热销。

在安倍政府的推动下，2017年日本发布《基本氢能战略》。

但也正是在这期间，Mirai的销量出现了明显下滑。

背后的原因是多方面的。除了技术不成熟、加氢难等问题，还有一大问题就是几乎“没有同行”。

作为领军者，丰田没有开放专利，使得氢能技术在企业间很难普及，导致中美欧的车企只能放弃将氢车作为主流。

日本人还希望全车供应链几乎都能在国内搞定，他们也的确做到了，甚至很多零部件供应商都是丰田的子公司。

有人说，这就像是丰田召集大家一起来修高速路，但他自己已经建好了10个收费站：“想买这个吗？只能买我家的哦。”

丰田的小算盘是这样的：自己既做氢车，还要让别人来买它的氢燃料电池发动机，它来做供应商，续写燃油车领域的辉煌。

但日本本土市场又太小，不足以支撑氢车的整个产业链，尤其是消费市场。

直到2019年的决算发布会上，丰田章男才说：“丰田决定开放自己的专利，增加伙伴的数量。”

当时，他还谈到对Mirai的反思，说Mirai的普及速度很慢，迟迟无法推进。

你要说日本人没有努力，没有降低氢车的成本来打开市场，那也是谎话。

十年左右的时间里，一辆Mirai的成本下降了97%左右。

但它的售价还是贵。

2022款的Mirai二代在日本的价格约合人民币44万元，卖到中国的价格超过70万元。

而且日本氢车产业始终没有形成一个规模化的网络。

比如加氢站，从2014年到2022年5月，只建好了161座，而日本的加油站约为30000座。

美国有一个Mirai的车主分享了他的经历：

把车开到加氢站，没有工作人员，自助服务，插上枪，加不上氢。

他车里的氢只够把车开回家的，但是没法再开回来了。

车贵，氢贵，站点少，续航一般。

这样的车，怎么可能畅销？

我们国内的电动车也经历过这样的窘境，但我们走出来了，或者说至少正在走出来的路上。

而这个问题，在日本几乎是无解的。

氢能的龙头，现在是亿华通。2022年，亿华通的股价打了四折，这其中发生了什么？ 

2022年氢燃料汽车市场销量整体翻倍，平均装车电量也有了大幅提升，所以不是市场总量的原因。

原因出在竞争强度上。根据长江证券环保组的测算：“公司2022年前三季度燃料电池平均售价为 4676 元/kW，推测2022年平均售价在4600元/kW 左右，2021年全年平均售价为8843元/kW，单价降幅接近 50%。”单价腰斩，销量翻倍，折腾一年，收入基本原地踏步。又出在2022年大熊市的环境中，没有业绩的亿华通，就这么被市场抛弃了。 

亿华通现在没有盈利。我们如果去讨论估值，容易自说自话，意义不大。只要你愿意，什么的样的估值我都能给你攒出来。 

我们换一种思路。我们只需要想一想，现在氢能行业跟2020年相比，是前进了，还是后退了？

当然是前进了。

供给方面，行业供应链越来越成熟，燃料电池的单KW售价不断下降，离大规模应用越来越近。需求方面，氢能规划给出了未来三年明确的年年翻倍的保底采购量。

2022年，日经新闻网发表了一篇文章，题目叫《日本氢能实力世界第一，中国猛追》。

他们对比的排名主要是国内氢能专利申请的数量。

但这并不能代表产业水平。

日本氢能搞得到底怎么样，其实有一个评判标准很简单：

你的氢气从哪儿来？

氢气来源决定了氢气价格能不能更便宜。

我们知道，煤可以制氢，天然气也可以制氢，可再生能源也可以制氢。

但是日本人的每条路几乎都给堵死了。

我们自己念叨了好多年的石油进口依赖度，但中国2020年的能源整体自给率达到了82%。

对比2020年，日本的能源自给率只有11.2%。

2019年，日本的天然气、煤炭、石油进口量分别是世界的第二、第三、第四位。

依赖进口的化石能源发电，本身电力供给就已经很吃紧了，还要大量应用它来制氢的话，并不现实。

以中国为例，中西部有广袤、暴晒、多风的沙漠、戈壁、荒漠，虽然不宜居，但是非常适合发展风电、光伏。

日本岛国狭长，陆地资源很有限，风电技术水平有限，地震频发，所以陆上风电发展受限。

日本四周邻海，但日本岛近海水深较深，海上风电一般需要塔筒插入海底，加上日本海上台风频发，所以也不合适，不像我们和欧洲有很多浅水海域。

发展光伏需要大量土地，较好的光照条件，但日本阳光资源一般。早期政府补贴想要大力发展光热，也就是用镜子反射加热高塔，推动蒸气轮机发电，结果因为空气潮湿多盐雾，效果不理想，不得已才转向了光伏。

夏普等公司搞到20世纪末还是全球第一，到21世纪开始就被中国公司抢走了风头，从此一蹶不振。

在福岛县有一座巨大的光伏制氢工厂，厂区2/3的面积都是光伏板，但是一年制造的氢气也只够1万辆氢车使用。

未来制氢行业的趋势一定是电解水制绿氢的方向发展，但是日本又是一个淡水紧缺的国家。

他们不缺海水，可电解海水的话，阳极棒可能析出氯气、钙镁离子，容易生成沉淀，增大电阻，隔膜也容易受到腐蚀。

因为有特高压，中国光伏、风电可以东西南北互济余缺，远距离输送，日本南北方向距离几千公里，但这些都做不到。

日本人比中国更早地研发出了特高压，但始终没有投入商用。

综合来说，中国是一个“富煤、贫油、少气、多风、多光、多水”的发展中国家。

而日本是一个“缺煤、缺油、缺气、少风、少光、少水”的发达国家。

他们不仅本土能源资源窘迫，而且由于社会发达程度高，人均耗电量也高。

日本土地面积不到中国的1/25，人口不到中国的1/11，而用电量达到中国的1/8左右。

即便面对这样的家底，日本人还是孤注一掷地选择了氢能。

可氢能不是一次能源，它有时候甚至不算二次能源，而是三次能源。

比方说太阳能是一次能源。

光伏发电是二次能源。

光伏发电用来电解水制氢，氢就是三次能源。

安倍政府最大的bug就是，一次、二次能源的问题没解决，就着急布局三次能源。

而且布局的不是三次能源的来源，而是三次能源的消费载体——氢车和加氢站。

这就好比说，我们下一步的战略是让大家每个人吃上猪肉。

但是我们没养猪。

所以猪都靠进口。

日本人先不解决猪的问题，就要大口吃炖肉。

日本川崎重工打造了全球第一艘液氢船，从澳大利亚的一家煤气化厂进口液氢，长途跋涉9000公里，把液氢运到了日本。

总共运来多少氢呢？2吨。

因为氢的分子太小，它可以钻进金属的化学结构缝隙里，导致金属断裂，这叫“氢脆”现象。

所以储氢瓶就不能用钢，可能要用到碳纤维增强塑料缠绕加工，成本一下就上去了。

一辆重载卡车上可能只有1%的重量是氢气，因为储氢瓶实在是太沉太厚了，储氢船也是一样的道理。

如果你要加压，往瓶子里塞更多的氢气，从700个大气压提高到3500个，那加压灌装过程消耗的能量大概是这些氢气燃烧时能提供能量的1/3。

相当于挖3吨煤的过程，就耗费了1吨煤。

所以也有的日本公司觉得远程运氢太奢侈、太麻烦，就想把氢变成别的东西，比如氨（NH3）。

氨，便于运输、储存和贸易，而且在化肥等领域大量生产。

但是《华尔街日报》指出，氨水制氢发电的成本是天然气的8倍，是煤炭的9倍。

氨不易燃烧，发热量低于氢，转换成氢又会额外增加能量损耗。

在八九百度的高温下，氨气能分解出氢气和氮气。

氢-氨-氢过程的总能效只有50%~55%，得到的氢气还得提纯。

日本有的企业已经开始在燃煤电厂试验，在煤里掺入20%的氨气混烧发电。

这样就需要大量的氨水，靠茅房是不够的。

提供氨水的日本三井公司考虑在沙特新建一座大型的氨厂，然后把氨运回日本。

日本政府在2021年发布的第六版能源战略计划中，首次引入氨能，提出到2030年，利用氢和氨生产出的电能将占日本能源消耗的1%。

除了氨以外，他们还盯上了其他载体。

比如日本化工巨头千代田跟文莱签了协议，把文莱液化天然气厂的副产品通过蒸气重整制成氢气，然后把氢加上甲苯（C7H8），生成液态的甲基环己烷（C7H14），好处是可以常温常压液态运输，相当于氢的体积被压缩到1/500。

到了日本，再把液态甲基环己烷“脱氢”，分解成甲苯和氢。

然后把氢留下来，作为一个示范项目热电厂的燃料。

甲苯坐船返回文莱，再去加氢，再运过来，脱氢……

文莱距离日本4000公里。

为了弄出所谓的“氢能社会”，日本人鼓捣了半天国产化的制造业供应链，结果无论选哪条技术路线，最基本的原材料还是要满世界去找。

日本把整个“氢能社会”的各种配套设备都想好了，但是没想好氢气从哪来的问题。

在日本，用纯氢气发电，1度电的成本可以高达5.46元人民币。

他们的成本下不来，一个重要原因是核电被自己人“卡了脖子”。

在2011年福岛核事故之前，日本的核电给全国提供了近30%的电力。

日本人原本2010年就计划要把这一比例提升到50%（2030年目标）。

结果是福岛事故后大量核电机组停运，至2015年核电占比只剩下0.9%。

对日本来说，如果不能大规模利用核电，想要打造所谓的氢能社会就是天方夜谭。

但是中国的情况有所不同。

今天，碳中和已经成为全球的共识。

要想做成这件事，必须用可再生能源，也就是风、光、水、生物质来发电。

但是天有黑的时候，风有停的时候，水有干的时候。

可再生能源具有随机性、间歇性、波动性。

所以未来可再生能源挑起大梁的时候，我们获取能量的来源一定是更多样的，而不是更单一的。

不把鸡蛋放在一个篮子里，这是中国实现碳中和的一项基本原则。

想要实现碳中和，除了我们说电力体系的碳中和以外，还有很重要的一大块就是热力体系的碳中和。         

很多地方用电、用热，都要烧煤。

而氢，就是为这些场景准备的，它是来替代燃煤供热的。

氢锅炉、氢窑炉，是清洁能源供给和工业高品质供热需求之间的一个关键纽带。

中国需要解决的问题是，我们煤制氢占比太高了，达到60%以上，真正电解水制出来的绿氢只占到1%~1.5%。

煤制氢，制1吨氢，要排放20吨二氧化碳，所以不是碳中和的长久之计。

中国人从碳中和布局的一开始就在着力解决氢气供应的来源问题。

既要便宜，也要低碳，还要有保障。

从制氢设备上说，有很多光伏、风电龙头企业都在布局氢电解水槽，国内碱性电解槽制造技术发展迅速，国产化率达到95%，成本下降显著。

我们正在从一些日本人没有下大功夫的领域入手，同时在日本人曾经领先的领域（比如质子交换膜的膜电极）奋起直追。

只要能实现国产化的东西，成本就能比日本人低一大截。

从光伏到氢能，我们考虑的都是先怎么样把一种能源装备做成物美价廉大规模，然后着力安排的领域才是应用端的降本增效，比如氢能源电池车。

我们不会去追求无本之木。

从制氢成本的结构上说，除了设备降本，电价占了一大块。

如果电价能下降一半，电制氢成本就能下降1/3。

2021年，中国光伏平均度电成本是0.38元/度。

如果电价能下降到0.25元/度，那么电解水制氢成本就能下降到15元/公斤，接近当前化石能源制氢的成本。

全球能源互联网发展合作组织预计，2030年左右西北地区风光条件好的地方就能达到这条成本线上。

未来我们还有很大的下降空间，业内人士普遍认为，中国光伏电价能下降到0.15元/度的水平。

能用上更多的光伏、风电来制氢，氢气生产过程的碳排放就会显著下降。

但是电解水，不光要电，还要水。

有人或许会说：日本人缺淡水，我们淡水也不富裕啊，以后电便宜了，水就随便拿去电解吗？

预计到2050年，全球电制氢产量能达到3.4亿吨，耗水量接近70亿立方米。

看起来很多，但我们可以对比一下——

当前全球农业用水2.8万亿立方米，工业用水8000亿立方米，城市用水5000亿立方米。

所以不用过度担心电解水制氢给水资源消耗带来的压力。

与日本不同，中国风光资源好，绿氢生产潜力极大，技术可开发的上限是每年37亿吨。

全球能源互联网发展合作组织预测，这个量预计相当于2060年中国总用氢需求的40倍。

从供氢的角度来说，中国完全不缺“原材料”。

从输氢的角度来说，中国人有很多种选择。

我们可以在西部用风光制氢，然后输送到东边；

也可以把西部的绿电通过特高压送到东边，然后在东部制氢。

根据测算，如果距离2000公里，折合每度电能量的输送成本，输氢需要1毛钱（0.096元），而输电只要6分钱。

就目前来说，一公里输氢管道的成本大约是天然气管道成本的1.5倍左右。

最重要的是，因为我们中国有独特的风光资源，因为我们西部北部发电和东部南部用电的地理分布特点，

中国人搞出了一望无际的风光大基地，又搞出了全世界唯一大规模商用的特高压，又搞出了物美价廉的电解水制氢设备，

这就导致我们中国人可以搞一件事，

而这是日本人至今无法企及的一件事——

它叫做“电-氢协同”。

啥意思呢？因为西边的电便宜，所以西部制氢便宜，但西部产业少，就地用氢量少。

东边产业对氢的需求大，但东边电贵——不光本地电价贵，外来电也要加上特高压的输电费用。

东西之间可以用输氢管道，也可以用特高压送电。

那么问题来了：你是一股脑给东部全送氢呢？还是只送电，到东边再制氢呢？

这就得安排安排了。

电-氢协同的意思就是，不依赖单一能量来源，就地用电、就地制氢、远距离输氢、远距离送电再制氢，灵活统筹，四路齐发。

经过初步测算，你别看现在氢挺贵的，但是如果把特高压和输氢管道同时用起来，整个能源体系的成本比你单用任何一个都要更低。

这就是全球能源互联网发展合作组织测算的一个较优方案：

东边85%的用氢需求靠特高压送电来满足，在东部制氢；

东边15%的需求用输氢管道来满足；

这样输氢的成本只要每立方米3毛钱（0.307元），而如果东边的氢全靠西边管道输送，每立方米要达到6毛钱（0.598元）。

未来随着光伏、风电、特高压、制氢、输氢、储氢、储电等环节的成本下降，这整个系统的综合用能成本还会进一步降低。

刚才这个例子说的是东西部相距2000公里的两个省份。

如果我们进一步扩大范围，到2060年，比如西北、华东、西南，全国所有区域都用本地的风光来制氢，全国每公斤绿氢成本约为9.4元。

而如果所有区域能打破壁垒，采用电-氢协同的方式来互通有无，每公斤绿氢成本能降到7.6元——1公斤氢能储存33度电，这就相当于每度绿氢发的电只需要0.23元。

这个绿氢成本相当于日本人目前氢气成本的4.2%。

无论你认为这样便宜的绿氢是不是在“画大饼”，我们只想说明一个问题：

未来中国的能源体系，我们要当做一整盘棋来算。

大家都知道电动车行业，上游碳酸锂的价格很疯狂，导致电储能的成本也飙升。

但是根据量化测算，如果2060年中国能充分发展绿氢产业，可以省下来的储能灵活性资源投资规模在1万亿元左右。

绿氢左手牵着特高压搞电-氢协同，右手牵着储能搞氢-储联动。

我们不会把鸡蛋放在一个篮子里，因为我们有很多个篮子，我们还要把鸭蛋、鹅蛋、鸵鸟蛋、鹌鹑蛋……通通都放进去。

多能互补，把所有手段都用足用好，灵活调配，更有利于用能成本的下降，也有利于能源体系的稳定、坚强、可靠。

中国的能源体系，即便将迎来可再生能源“不靠谱”的冲击，我们也将用更丰富的手段，让这些不靠谱变成靠谱，同时做到全社会成本可负担。

而我们有底气说这些话，是因为中国能源装备制造业的强大，是因为中国在“富煤贫油少气”的禀赋之外，还有着几无穷尽的可再生能源宝藏等着我们去开发、利用、转化、消费。

2021年，本田宣布停产氢能源车Clarity。

日本搞不定低成本氢气来源才是这场大败局的核心。

问渠那得氢如许？为有源头活水来。

我们要超越的不是日本，从来都是我们自己。