透过《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》 看氢能产业发展前景

氢能具有能量密度大、热值高、储量丰富、来源广泛等特点,是清洁的二次能源，具有能源和储能双重属性，能实现电网削峰填谷，解决新能源消纳问题，发挥长周期调节作用。目前国内外已将氢能产业发展上升为国家战略，氢能关键技术逐渐突破，产业发展提速升级，3月23日国家发改委发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》（以下简称“规划”），为我国氢能产业发展指明了方向。

来源：北极星氢能网  作者：朱刘柱 刘丽 王宝 （单位：国网安徽经研院）

一、国内外氢能产业发展历程

国外发达国家高度重视氢能产业发展。美国、日本、韩国和欧盟等发达国家已将氢能发展提升到国家战略高度，制定氢能发展战略，明确产业定位，推动政策体系不断完善。早在2002年，美国就已经发布《国家氢能发展路线图》，最早提出氢经济发展蓝图，近年来美国大力支持产业链重点技术研发和商业化。日本将氢能作为保障国家能源安全和实现碳减排目标的重要战略，2017年日本发布《氢能基本战略》，提出构建“氢能社会”的宏伟目标。韩国将“氢能产业”确定为三大创新增长战略投资领域之一，通过发展氢能实现能源多元化和碳减排目标，2019年至今，韩国先后发布《氢经济路线图》《促进氢经济和氢安全管理法》，旨在打造世界最高水平的氢经济国家。欧盟将氢能作为能源安全和能源转型的重要保障，2020年欧盟委员会发布《欧盟氢能战略》，提出清洁氢能将成为欧盟脱碳能源体系的重要组成部分和经济增长新引擎。德国是欧洲发展氢能最具代表性的国家，将氢能与可再生能源融合发展作为可持续能源系统和低碳经济的重要组成部分，2020年德国发布《国家氢能战略》，明确了“绿氢”的优先地位以及氢能的主要应用领域。

2019年3月,《政府工作报告》提出要推动加氢基础设施建设，标志着氢能产业发展正式上升为国家战略。2020年9月,国家发改委等四部委联合发布《关于扩大战略性新兴产业投资培育壮大新增长点增长极的指导意见》,明确将制氢加氢设施、燃料电池系统纳入新兴产业范畴，加大产业发展力度。2021年8月，国家财政部等五部委联合印发《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》，同意广东、北京和上海3个城市群作为全国首批示范，启动实施燃料电池汽车示范应用工作，标志着以燃料电池为重点突破的氢能产业发展进入加速期，产业正迈向集群化、规模化发展。2021年10月，中共中央、国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作意见》，此次发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，共同构成了氢能领域实现碳达峰、碳中和目标的顶层设计，谋划了氢能“制储输用”全链条发展的主要目标和具体任务，形成了氢能产业发展行动纲领。

二、氢能产业发展存在的主要问题及破解思路

氢能储运技术未突破是关键掣肘，需要坚持安全优先的产业发展原则。氢气高密度储运一直是我国氢能产业发展的瓶颈，目前我国高压气态储氢技术较为成熟，但储氢压力较小，且以长管拖车运输为主，管道运输仍为短板弱项，在用管道仅百公里左右，输送压力为4MPa，与日本等发达国家氢气储运技术差距较大。如何继续增大储氢压力，提升储运效率，同时降低泄露、爆炸安全隐患，提升安全性能，还有待技术突破。同时金属铂作为氢燃料电池的催化剂，面临资源储量贫乏（全国已查明铂族金属总储量仅400吨）、对外依存度高的问题，制约着氢能产业大规模商业化应用。规划强调，安全性是氢能产业化发展的基础和内在要求，需坚持安全优先的基本原则，加强氢安全相关技术创新，加强全链条安全监管。推进氢能安全与规模协同发展，将成为氢能产业健康发展的必备条件。

氢能基础设施较为薄弱，需要加快构建安全、稳定、高效的氢能供应网络。目前我国已建成加氢站200余座，但主要以35MPa气态加氢站为主，70MPa高压气态加氢站占比小，液氢加氢站、制氢加氢一体站建设和运营经验不足。从规划可以看出，国家支持利用现有加油加气站的场地设施改扩建加油站，探索站内制氢、储氢和加氢站一体化的加氢站等新模式。但规划并未明确提出加氢站建设目标，如何做好加氢站基础设施规划布局，增进已有基础设施对氢能设施的适应性，探索可持续运营模式，提升社会资本对加氢站的投资积极性，需要进一步探索研究。

化石能源制氢二氧化碳排放压力大，需要加强氢能生产端清洁低碳属性。数据显示，我国制氢原料中，煤炭使用最为广泛，占比达到64%，其次是工业副产品占比达21%，天然气占比达14%，电解水使用最少，占比仅为1%。目前我国年制氢产量约3300万吨，仅考虑煤制氢，年排放二氧化碳就约2.2亿吨，“灰氢”规模快速扩张和二氧化碳排放量快速增加，不利于“双碳”目标实现。规划确定了氢能清洁低碳发展原则，严格控制化石能源制氢，重点发展可再生能源制氢，“十四五”时期初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系，明确到2025年，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分。制氢方式转变总基调已经定下，降低可再生能源制氢成本、探索“蓝氢（煤制氢+CCUS）”发展模式都将是制氢方式转变过渡期间需要推进的重点事项。

新能源制氢成本较高，需要探索出台支持性电价政策。目前，同等规模的制氢系统，新能源电解水制氢的造价约为天然气制氢的1.5倍、煤制氢的3倍，相较于其他制氢方式，新能源电解水制氢不具价格优势。有关研究表明，新能源电解水制氢项目成本的2/3来自于电解水能耗，1/3来自于电解槽，新能源发电成本是目前绿氢生产成本较高的主要原因。规划指出，要研究探索可再生能源发电制氢支持性电价政策。有关机构预测显示，伴随新能源发电成本逐步下降，预计到2030年，新能源制氢成本将低至15元/千克，与“蓝氢”成本相当，开始具备市场竞争力。

氢能应用价值有待挖掘，需要稳步推进氢能多元化示范应用。从各地发布的氢能产业规划来看，当前我国各地氢能发展方向基本局限在燃料电池汽车领域，示范应用主要集中在以公交车为主的交通领域，应用场景单一，产业同质化突出。脱碳困难的化工、冶炼、航天航空等领域，氢能应用进展缓慢，氢能多元化价值有待挖掘。截止2021年底，全国燃料汽车保有量约9000台，规划明确提出到2025年，燃料电池车辆保有量达5万辆，从规划来看，燃料电池汽车仍然是氢能产业发展的重要突破口，“十四五”期间将以每年翻倍的速度快速增长。同时规划提出，要拓展氢能在储能、工业等领域的应用，氢能多元化应用价值将逐步得到释放。

氢储能转换效率有待提升，需要积极开展储能领域示范应用。电解水制氢，效率约70%，再利用氢能燃料电池发电，效率约50%，从电到氢、氢再到电的转换效率仅35%，转换效率低进一步带来氢储能成本上升，制约氢能在长周期储能领域的推广应用。规划提出，发挥氢能调节周期长、储能容量大的优势，开展氢储能在可再生能源消纳、电网调峰等应用场景的示范，健全覆盖氢储能的储能价格机制，探索氢储能直接参与电力市场交易。随着氢储能关键技术、商业模式、价格机制和交易机制不断创新突破，经济效益逐步显现，氢储能将充分发挥对电力系统安全稳定运行的调节保障作用，并推动氢能产业健康发展。