综合施策解决我国氢能产业发展痛点问题

景春梅 陈 妍

2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》(以下简称“《规划》”)，这是我国首个氢能产业中长期规划。《规划》对我国氢能发展做出顶层设计和积极部署，首次明确氢能是未来国家能源体系的组成部分，要充分发挥氢能对碳达峰、碳中和目标的支撑作用。目前，我国氢能产业仍处于起步阶段，在关键核心技术、产业基础、管理规范、政策体系等方面仍有完善空间。落实好《规划》，推动氢能产业高质量发展，关键是要把握好几个重要的政策着力点。

在近些年国内外氢能产业高热发展和国内氢能属性待定、产业定位未明的背景下，《规划》作为我国首个氢能产业顶层设计，回答了“氢是什么”“为什么发展氢能”“怎样发展氢能”三个根本性问题，向国内外释放了我国对于氢能产业的基本态度。

(一)“4344”核心内容

《规划》核心内容和释放的政策信号可归纳为“4344”，即氢能产业发展四大原则、三大定位、四大重点任务、四大应用场景。

四大原则。一是创新引领，自立自强。在尚未完全掌握核心关键技术的背景下，《规划》指出，我国氢能需坚持创新驱动发展，集中突破氢能产业技术瓶颈，建立健全产业技术装备体系。二是安全为先，清洁低碳。《规划》指出，要将安全作为氢能产业发展的内在要求，重点发展可再生能源制氢。三是市场主导，政府引导。一方面发挥市场在资源配置中的决定性作用，突出企业主体地位；
另一方面更好发挥政府作用，引导产业规范发展。四是稳慎应用，示范先行。积极发挥规划引导和政策激励作用，因地制宜拓展氢能应用场景。

三大定位。关于氢的燃料和原料的定位，一直是业界、学者争论的焦点问题之一。《规划》开宗明义指出，“氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源”，并开创性地明确了氢能的三大战略定位：氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。

四大重点任务。《规划》从创新体系建设、基础设施建设、多元化示范应用和政策体系建设等四个方面明确了重点任务，包括系统构建支撑氢能产业高质量发展创新体系，统筹推进氢能基础设施建设，稳步推进氢能多元化示范应用，加快完善氢能发展政策和制度保障体系。

四大应用场景。《规划》以实现多元应用为目标，明确了氢能在交通、储能、发电、工业等四大领域的应用场景。包括有序推进交通领域示范应用，重点推进氢燃料电池中重型车辆应用；
积极开展储能领域示范应用，发挥氢能调节周期长、储能容量大的优势，促进电能、热能、燃料等异质能源之间的互联互通；
合理布局发电领域多元应用，开展燃料电池分布式发电示范应用；
逐步探索工业领域替代应用，开展可再生能源制氢在合成氨、甲醇、炼化、煤制油气等行业替代化石能源的示范应用。

(二)三大主要政策信号

绿色发展是主线。与一些能源短缺国家不同，我国发展氢能源的目的在于解决能源“绿不绿”而不是“够不够”的问题。因此，我国氢能的初心使命是助力低碳转型，实现双碳目标。具体体现在以下三个方面：一是在能源供给端。作为大规模、长周期储能载体，为可再生能源规模化高效利用提供解决方案；
作为二次能源，实现氢能—热能—电能灵活转化、耦合发展。二是在能源消费端。逐步实现对化石能源的减量替代，如减少交通领域汽油、柴油使用；
作为高品质热源直接供能，减少工业领域化石能源供能等。三是在工业生产过程。作为还原剂，在冶金行业替代焦炭；
作为富氢原料，在合成氨、合成甲醇、炼化、煤制油气等工艺流程替代化石能源等。《规划》将“清洁低碳”作为基本原则，明确了“用能终端实现绿色低碳转型的重要载体”的战略定位，指出了重点发展可再生能源制氢，并提出了到2025年可再生能源制氢量达到每年10万～20万吨的目标，在重点任务和应用场景等具体规划和措施方面也都充分体现了绿色发展的主旋律。

鼓励多元应用，全面挖掘脱碳潜力。目前，我国氢能产业应用主要集中在交通领域，很多地方政府出台了燃料电池汽车和加氢站的发展规划，对其他氢能关键应用领域关注不足。全球碳中和大背景下，氢能在工业生产中的替代应用明显加速，在储能、发电等领域的应用也得到广泛关注，各种模式探索不断涌现。所以，《规划》提出坚持以市场应用为牵引，合理布局、把握节奏，在有序推进氢能在交通领域的示范应用的同时，拓展在储能、分布式发电、工业几大领域的应用，推动规模化发展，旨在全面挖掘氢能在用能终端的脱碳潜力，为实现双碳目标添加助力。

积极推动，稳慎发展。氢能产业在发展初期拥有一定热度有助于推动产业可持续发展，但目前各个地方的氢能规划同质化问题较为严重，而且燃料电池车和加氢站规划总数不仅超出国家总体规划，还超出市场的承载量。氢能产业发展需要充分考虑“氢从哪里来、运到哪里去、如何运过去”的问题。《规划》强调，要积极发挥规划引导和政策激励作用，推动地方结合自身基础条件理性布局氢能产业，实现产业健康有序和集聚发展；
未来一段时期，将在供应潜力大、产业基础实、市场空间足、商业化实践经验多的地区稳步开展试点示范；
坚持点线结合、以点带面，积极拓展氢能应用场景。

当前，我国氢能产业形成了比较健全的产业链，也掌握了主要的生产工艺，在一些地方实现了一定规模的示范应用，但是贯穿产业链各环节的发展痛点依然存在。

(一)灰氢如何变绿

据测算，到2060年实现碳中和时，我国非化石能源消费占比需从目前不足16%提升至80%以上，非化石能源发电量占比需从目前的34%提升至90%左右，(1)佚名：《统筹能源安全保障和绿色转型发展——访国家能源局党组书记、局长章建华》，《中国电力报》，2021年4月16日。这意味着未来必须大幅降低化石能源消费。《规划》中提到，我国是世界上最大的制氢国，年制氢产量约3300万吨。这些氢气大多作为工业原料使用，制取基本上都来自于化石能源。根据中国氢能联盟研究院数据，2019年我国的氢气生产结构，煤制氢所产氢气占63.54%、天然气制氢占13.76%、工业副产气制氢占21.18%、电解水制氢占1.52%左右。对我国来说，大规模低成本低碳化制氢技术路线还不明确。碱性电解水(ALK)制氢技术较为成熟，成本相对低，但对于风光电力的间歇性和波动性适应性较弱；
质子交换膜(PEM)制氢则成本高、关键技术和核心部件仍存在短板；
阴离子交换膜(AEM)、固体氧化物电解水(SOEC)、光解水制氢、热化学循环水解制氢技术还处于基础研发或试点示范阶段。

(二)储运如何通畅

我国可再生能源基地基本聚集于“三北”地区，将来可再生能源制氢生产地点也将多在“三北”地区。但矛盾在于，东南沿海城市对氢气需求较大，供需不匹配的问题亟需储运技术的突破来解决，而我国目前储运链条不通畅。

图1 氢气储存技术成熟度图示资料来源：IEA《全球氢能回顾2021》《能源技术远景——清洁能源技术指南》。

气态储氢仍是最常见的储氢方式。我国气态储氢基础材料、加氢设备关键器件等部分依赖进口，输氢成本在氢气终端售价中的比重高达40%～50%，成为氢能规模化发展的掣肘。目前，我国氢气储运主要通过高压长管拖车解决，规模小、效率低，单车载氢量在300～400公斤，经济半径在150～200公里。液氢主要用于航天，受液化成本、能耗等限制较大，民用暂不具备商业化条件。管道输氢是大幅降低氢能成本、支撑氢能大规模和多场景应用的必然选择。《规划》发布后，氢能项目加快落地，一些示范城市已经出现“缺氢”现象。管道输氢在产业链中扮演承上启下的重要角色，也是匹配供需的关键环节。如能形成类似天然气多点供应的氢气管网，不仅可解示范城市氢源之忧，还能通过规模化输送摊薄氢气储运成本，也有利于形成统一的氢能价格体系，推动氢能产业整体降本提效和推广应用。

规模化储氢技术也有待突破。通过发挥氢能作为长周期、大规模、跨季节储能载体的作用，带动我国新能源规模化发展、助力实现双碳目标，是我国发展氢能产业的重要初衷。目前国际上大规模氢储能应用的技术、成本、商业模式问题尚未解决，国外储氢项目多处在实验探索阶段，而我国则基本没有布局发挥好氢储能作用，将我国新能源第一大国的资源优势转变为转型优势还任重道远。

(三)应用如何多元

《规划》中提出推动氢能在交通、工业、发电和储能等四大领域的应用，与对氢能作为能源体系的重要部分、用能终端低碳转型载体的定位一脉相承。但实践过程中，上述四个领域的应用进展有较大差别。新增氢能应用主要在交通领域，也是有可能较快实现商业化的领域。双碳目标提出后，可再生能源制氢在工业生产中替代化石能源制氢的相关应用明显加速，各种模式探索不断涌现。同时，氢能在储能、发电等领域的应用也得到广泛关注，但商业化前景和路径仍有较大不确定性。目前各应用场景均存在一些问题，决定了氢能能否在“难脱碳”领域发挥更重要作用。

一是在中远途、中重型的运输需求领域，燃料电池汽车的推广应用进展较为缓慢。在耐低温、远距离、高载重方面，氢燃料电池汽车比纯电动汽车具有明显优势，是未来交通领域深度脱碳的重要选择。经过几年的技术研发和应用试验，我国燃料电池技术和工艺都已取得了长足进步，配适中重型商用车的大功率电堆和系统成为燃料电池汽车发展的重要方向和技术要求，国家“以奖代补”政策的支持方向也向此倾斜。从我国柴油汽车保有量看，大型货车占比很高，在双碳目标要求下，对此类以柴油为主要燃料的大型货车的替代空间很大，但对大功率电堆和系统的技术要求更高，成本也更高。从各城市或区域的情况看，此类车型的实际推广运营数量比规划数量低很多，是否能完成规划目标仍有很大不确定性。

表1 2018年我国各类柴油汽车保有量 单位：万辆

表2 可再生能源制氢规模及成本预测

二是在工业领域的替代应用潜力最大，但面临可再生能源制氢的高成本制约。工业用氢是氢能应用的传统场景，每年用氢量超过3000万吨，仅是利用可再生能源制氢替代现有化石能源制氢就是对工业领域减碳的很大贡献。我国大型炼化企业都在积极开展可再生能源制氢的替代利用，以达到减碳降碳目标，目前最大的障碍仍是制氢成本。可再生能源制氢在工业领域要实现规模化应用，对价格的接受度要低于交通领域。据中国氢能联盟研究院预测，2025年可再生能源制氢成本可降至25元/千克左右。但这个成本仍远高于化石能源制氢成本，意味着在工业领域的规模化替代应用仍较为困难。

三是在分布式发电和储能领域的规模化应用短期内难以实现，但不能忽视其巨大潜力。在分布式发电领域，美国、日本分别在大型商用分布式发电站、小型家用热电联供系统上有较成熟的实践，我国也有以“氢进万家”等为代表的类似示范项目，可为我国建筑领域实现双碳目标提供新的选项。在储能领域，氢能是实现长周期、季节性储能的重要选择，可带动可再生能源规模化发展，也是我国氢能发展的重要目标。在这两个领域，氢能利用前景是较为明确的，但由于目前面临更高的技术瓶颈，短期内难以规模化应用。

(四)创新如何提速

持续推动技术创新是我国氢能产业发展最重要的保障，《规划》中也对全领域推进氢能技术攻关做了布署，但当前的创新体系仍存在一些问题。

一是基础研究创新不足。《规划》中专门提到了要加强机理和规律研究，“持续开展光解水制氢、氢脆失效、低温吸附、泄漏/扩散/燃爆等氢能科学机理，以及氢能安全基础规律研究”。基础研究是产业可持续发展的动力源泉，在氢能科技领域，国内基础研究较为薄弱，独到创新不多，包括《规划》中强调的，与燃料电池、氢储运相关的材料科学，与氢安全技术相关的泄露、燃爆基础理论等机理性研究还有待加强。

二是核心技术和关键材料尚存“卡脖子”风险。氢能领域不少关键材料和零部件还依赖进口，关键组件制备工艺亟须提升。燃料电池技术方面，国内已基本掌握了燃料电池汽车整车、动力系统和关键部件的集成技术，但是与国外先进水平相比，国产燃料电池产品性能指标仍存在较大差距。质子交换膜、催化剂、炭纸等燃料电池关键材料与世界先进水平仍有差距。加氢技术方面，压缩机、阀门等关键零部件国内还没有量产的成熟产品，导致建设成本过高。氢气品质检测和氢气泄露等重要测试装备的国产化也尚欠缺。质子交换膜电解水制氢装备、车载储氢罐和碳纤维材料等均与国外水平差距明显。

三是创新活动缺乏统筹。氢能产业链长，涉及能源、材料、装备制造等多个领域，我国开展氢能和燃料电池的相关研究历史很长，由于缺乏统筹，导致实验室研发出的样品和样机，与产业化之间是割裂的。现阶段，我国已经将氢能产业作为战略性新兴产业的重要部分，未来科学有效地组织全产业链关键核心技术攻关尤为重要，需要产业链集群协同努力，从关键材料到应用各环节的工程验证，解决实际应用的关键技术难题，也可避免当前存在的企业纷纷开展全产业链技术攻关，导致研发资源分散、互相抢人才、低效竞争等问题。

(五)政策如何配套

《规划》明确了氢的能源属性，但由于缺乏相关管理细则，仍无法解决氢能的规范管理和相关基础设施建设等问题，对于氢能安全使用和产业健康发展产生了较大制约。

一是明确主管部门和管理细则是产业发展的迫切需求。多部门都承担着与氢能发展相关的职责，但由于主管部门未明确，相关部门职责也不清晰，导致无法形成相互协同的管理体系；
由于缺乏将氢能作为能源进行管理的相关规范和细则，导致很多地方仍只能按危化品管理新增用氢项目，不适应当前氢能产业发展的新阶段新情况，影响产业发展。另外，氢能标准体系建设工作需加快推进。我国工业领域涉氢的安全标准与规范体系相对健全，近年来针对氢能新型应用的相关标准也取得了较快进展，但还存在标准欠缺或需要更新的情况，需系统性推动相关工作。

二是产业规范发展仍需政策引导。氢能产业被地方政府作为重要的新动能来培育，投资热情高，同质化发展、无序竞争现象已显现。从地方发布的氢燃料电池汽车产量规划目标看，到2025年目标合计数已高达10万辆，与当前年均不足2000辆的产销量差距较大。另外，近两年来可再生能源制氢项目投资加快。据佛山环境与能源研究院统计，截至2022年6月，全国多个省市规划布局风光氢一体化项目，项目数量合计接近190项，其中大部分为在建及规划项目，建成运营的仅十几项。当前需警惕一拥而上、盲目布局问题，迫切需要政策规范和引导，以免造成大量项目“烂尾”，导致国家资源浪费。

三是燃料电池汽车示范应用需加快推进。2020年财政部等五部委发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，采用燃料电池汽车示范城市群模式，推动我国燃料电池汽车的补贴方式由财政直接补贴转变为“以奖代补”方式。这项工作要求在全国范围内选择产业链上优秀企业所在城市进行联合，打破行政区域限制，对于基于产业链条推动区域间优势互补、优化布局起到积极作用。但奖补资金的拨付需建立在对现有五大城市群各项指标的考核评价基础上，其中对部分关键产品指标设置和技术评价存在难度，影响奖励资金拨付效率。城市群内各城市间协作也存在难度，还需要探索形成更有效的合作机制，真正实现政策目标。

《规划》发布后，我国氢能产业发展进入快车道，从供给体系、应用场景到创新体系建设都在持续推进。现阶段，加快构建形成有助于产业发展的政策环境，解决产业发展的痛点堵点，对于产业持续健康发展尤为重要。

(一)加快完善配套政策，形成“1+N”政策体系

《规划》中提出要聚焦氢能产业发展的关键环节和重大问题，打造氢能产业发展“1+N”政策体系。从当前产业发展面临的主要制约看，亟需体系化的政策保障。一是应基于氢的能源属性尽快出台相应管理办法和实施细则，明确主管部门，理顺管理体制，明确氢能制储输用各环节运营规范和安全监管责任。二是完善氢能产业发展标准体系。不断完善多元标准体系，积极采用国际标准，开展国家标准制(修)订，鼓励相关社会团体制(修)订团体标准，构建标准多元供给体系。加快推进关键技术装备和产品的检验检测体系，建立完备的氢能相关产业检验认证和监督体系，推动建立专业的检测检验平台，优化关键产品和环节的检测流程与要求。三是出台基础设施建设相关政策。围绕制氢设施、储运网络、加氢设施等，尽快出台相关建设规范，鼓励先行先试和适度超前布局，支持开展管理模式创新。四是做好规划评估准备工作。通过对规划实施的跟踪分析、成效评估等工作，可及时发现解决产业发展中的问题。一方面，由于氢能发展是我国碳达峰碳中和工作的重要部分，要结合双碳工作进展，特别是碳排放统计核算体系建设工作，做好氢能利用的碳减排数据统计及核算等基础性工作。另一方面，由于氢能产业发展涉及全产业链各环节多方面投资，需要科学全面地分析全生命周期的效益，核算全产业链投入产出效益，做好全产业链发展成效评估的准备工作。

(二)加强政策协调，强化氢能与可再生能源相互促进

我国发展氢能最大的价值是促进可再生能源规模化发展，在《规划》中也把“可再生能源制氢”放在突出位置。当前可再生能源制氢成本高，是制约氢能产业发展的重要因素。在氢能产业发展过程中，需加强与可再生能源、电力市场、碳排放权交易市场等相关政策协调，实现氢能与可再生能源相互促进融合发展。一方面，加强与电价支持政策相协同。在现阶段网电价格较高背景下，可探索对可再生能源制氢项目给予电价补贴，特别是利用谷电制氢时，可通过免收容量电费，加大销售侧峰谷电价执行范围等优惠政策，降低制备成本。落实“隔墙售电”政策，鼓励探索风光等可再生能源离网发电制氢。对于制氢项目的风光电量存在上网需求的，给予政策支持。对于风光制氢一体化项目，可按制氢量规模的一定比例配置新能源装机规模，且可以不再要求配置电化学储能，体现可再生能源制氢的储能功能。氢储能作为新型储能形式进入电力市场参与调峰，探索可持续的盈利模式。另一方面，加强与碳交易市场政策相协同。可研究将氢能应用减排量开发为国家核证自愿减排量(CCER)，支持氢能项目的碳减排量参与碳市场交易，通过市场交易体现出绿色氢能的真实价值。同时，支持可再生能源制氢在工业领域的替代应用，随着相关工业行业纳入全国碳市场管理，氢能的绿色低碳价值可得到更好体现。

(三)统筹区域布局，实现供需匹配

《规划》中多处强调有序开展应用示范，避免地方盲目布局等，引导产业健康可持续发展的信号十分明确。当前我国氢能产业仍处于发展初期，尚不具备大规模产业化条件，再加上氢气大规模储存、运输等技术瓶颈尚未突破，现阶段氢能发展应鼓励就近消纳，减少氢能长距离运输。一是引导地方依据自身特色条件理性布局。各地在引进项目、建设投资时需充分考虑本地氢源供应、产业基础、市场空间等基础条件，科学理性进行产业规划和布局，避免一哄而起，无序竞争。鼓励各地结合氢能产业主要环节和关键技术，开展小范围技术和产业示范，待成熟后，再扩大推广应用范围，避免脱离产业发展阶段和当地实际，盲目打造全产业链。二是在供需统筹基础上推动应用示范。在碳达峰碳中和约束下，低碳低成本氢源是产业持续发展的基础性保障。城市推动氢能应用应根据各自的资源条件和经济实力考量，加强氢能的供需匹配，避免“缺氢”瓶颈。可再生能源资源丰富地区可以开展制氢示范，但需与终端应用结合，避免“弃氢”现象，形成新的产能过剩问题。三是加强区域间产业协同发展。加强区域协同是产业有序发展的重要保障，探索建立城市间氢能发展战略的联动机制，加强政策协调、重大项目建设协调。根据各地优势构建科学合理的分工体系，探索突破行政边界实现产业优化布局的体制机制创新。以产业规划推动产业协同，发挥政府间合作及规划引领和政策协调作用，制定具有法律效力的区域氢能产业发展规划，使得产业规划真正成为产业发展的科学指引。四是鼓励有条件的地区积极探索多元化输氢方式，解决供需不匹配问题。支持开展多种储运方式的探索和实践，推动高压气态储运、有机液态储运、液氢储运、管道输氢等多种路线的技术示范，加快储氢输氢相关技术材料工艺创新，破解储运方式对氢能发展的制约。

(四)开展试点示范，打通产业链堵点

《规划》提出氢能发展的基本原则之一是“示范先行”，强调因地制宜拓展氢能应用场景。结合氢能产业发展阶段、技术水平、经济成本等情况，现阶段宜针对产业发展痛点难点，开展试点示范，以示范带动技术提升和成本下降。具体示范类型可分为两类，一类可以氢能应用为牵引的综合示范，基于工业、交通等不同应用场景的减碳需求，发挥氢能作为用能终端低碳转型载体的作用；
另一类可就产业链关键薄弱环节、技术难点问题开展专项示范。

综合示范可包括：以不同技术路线的电解水制氢与就近利用相结合，在风光水资源丰富、有用氢需求地区开展可再生能源制氢和应用一体化示范，试验电解槽制氢效率、灵活调节能力等。同时可开展离网制氢示范，在支持性电价政策上寻求突破，探索降低制氢成本的方式路径。在沿海地区，可基于氢能产业发展实际，开展海上风电制氢示范。在用氢需求大的地区或园区等，开展副产氢提纯检测利用、分布式低碳制氢、低谷电制氢等不同模式试点，多种路径解决低成本低碳化氢源问题。在条件成熟的综合示范区域内，可开展区域化氢能输送网络示范，探索全流程安全、高效、低成本用氢形态。

专项示范可包括：可再生能源制氢、储氢和发电调峰一体化技术示范，发挥氢能大规模、长周期储能优势，促进可再生能源消纳，并探索氢储能作为独立市场主体参与电力市场交易机制；
同步开展大型储罐、盐穴储氢等规模化储氢技术示范。特定场景下的分布式发电或热电联供系统示范，探索分布式供热供暖新的技术路线。燃料电池船舶及氢能港口等示范项目，拓展燃料电池有效应用场景。遵循“纯掺同步、由低到高、由短到长、由点及面”的推进思路，开展管道输氢试点示范；
开展点对点纯氢管道、短距离天然气掺氢管道示范，适时选择钢级较低、压力不高的长输管道开展试验论证工作。研究水路、铁路输氢的技术经济可行性，适时开展技术示范。开展重型燃气轮机阶梯式掺氢试验示范。

(五)坚持自主可控，打造产业创新生态

氢能技术体系涉及诸多新技术、新工艺、新材料、新装备，科技密集度高，有望成为承载新动能的一片蓝海，应加快构建产业创新体系，完善创新生态。一是坚持自主创新。加强基础研究、关键材料和技术创新，增强产业链供应链稳定性和竞争力，避免导致新的“卡脖子”问题。处理好技术自主可控与终端市场推广节奏，在关键核心技术取得突破前不宜过快追求终端市场应用的拓展，防止将国内市场变为国际技术迭代场。加大对氢能产业基础研发的财政资金投入，优先支持自主创新。二是开展氢能全产业链关键核心技术和装备重大工程。在支持燃料电池关键技术自主创新的同时，应开展氢能全产业链关键核心技术和装备重大工程，加快制储输用全产业链关键核心技术、材料研发及装备制造国产化。同时，应注重对氢能多元应用技术装备的支持力度，包括氢能在船舶、储能、工业等领域的应用。三是构建协同创新体系。当前氢能技术攻关力量不够集中，存在各自为战的现象，应充分发挥新型举国体制优势，通过产业发展联盟、国家级创新平台等机制，依托产业链龙头企业打造攻关联合体，全面提升基础研究、前沿技术和原始创新能力，尽快突破关键核心技术，加快国产化进程。鼓励支持产业投资基金、创业投资基金等按照市场化原则支持氢能创新性企业，推动建立研发型风险投资生态系统，降低技术孵化投资风险。

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