3月23日，國家發改委、國家能源局聯合重磅發布《氫能產業發展中長期規劃(2021-2035年)》(以下簡稱“規劃”)，為氫能產業中長期發展指明方向。
規劃中明確，到2025年，初步建立以工業副產氫和可再生能源制氫就近利用為主的氫能供應體系。燃料電池車輛保有量約5萬輛，可再生能源制氫量達到10-20萬噸/年，實現二氧化碳減排100-200萬噸/年。到2030年，形成較為完備的氫能產業技術創新體系、清潔能源制氫及供應體系，產業布局合理有序，可再生能源制氫廣泛應用，有力支撐碳達峰目標實現。到2035年，形成氫能產業體系，構建涵蓋交通、儲能、工業等領域的多元氫能應用生態。可再生能源制氫在終端能源消費中的比重明顯提升，對能源綠色轉型發展起到重要支撐作用。
此前，在我國“30.60”雙碳目標背景下，對于如何建設適應新能源大規模并網的新型電力系統受到電網內外各相關主體的高度關注。目前，社會各界對于新型電力系統建設多聚焦于調峰電源建設和電網技術創新研發層面，而對于如何構建與之相適應消納產業協同體系，尤其是典型行業與電網建設有機結合的發展路徑關注較少。此次規劃的發布，可以說也同步為新型電力系統建設提供了有力支撐，即通過逐步建立氫能上下游產業鏈，構建負荷側多元化氫能應用生態，支撐可再生能源消費和能源綠色轉型。
為促進氫能產業與新型電力系統建設的有機融合，結合本次規劃發布，本文將梳理國內氫能產業發展現狀、存在問題，并據此總結氫能發展與新型電力系統建設相適應的產氫、用氫模式，為雙碳目標下的氫能產業健康發展路徑提供些許參考。
01
氫能產業發展現狀
1.1 發展機遇
氫，分子質量最小，來源豐富，質量能量密度高，使用過程環境友好，無碳排放，被視為21世紀的理想能源，并在我國逐漸被提升至國家戰略高度。一方面，由于風光等可再生能源的波動性催生儲能技術的跨越式變革，國家發改委明確將氫能納入新型儲能方式，由可再生能源制取氫氣，氫氣再轉化為終端能源，有利于促進可再生能源消納，加快能源結構綠色轉型。另一方面，中國工業和交通業高度依賴傳統化石能源，脫碳難度高。推行綠氫替代可促進綠色化工、綠色交通的快速發展，助力工業、交通業等碳密集行業實現碳中和。因此，可以說氫能在我國的供需兩側均具有獨特優勢，不但在供給側可利用我國海量的風光裝機資源進行規模化制氫，解決大規模新能源并網的消納問題，還可在需求側利用我國遙遙領先的鋼鐵、水泥、多晶硅產量以及汽車保有量優勢，為氫能利用提供豐富場景和廣闊市場。
1.2 戰略布局
作為能源密度高、清潔、零碳、靈活的能源載體，氫能已得到全球一些國家和地區的廣泛關注。美國能源部提出“大規模融合氫能”的能源系統概念，德國、法國、韓國等國家陸續發布氫能發展計劃，日本提出建設“氫能社會”、將氫能上升為國家重大戰略之一，早在2017年12月就已出臺《氫能源基本戰略》，旨在全球率先實現“氫社會”，以實現低碳社會發展目標和尋求日本經濟新的增長點。這些國家都已認識到氫能在未來能源系統乃至社會系統中的地位和作用，競相開始搶占產業鏈各個環節的技術制高點，力爭使本國在此輪氫能變革中占得先機。
2018年以來，我國氫能產業在政策、技術、資本等多方面因素助推之下重新進入公眾視野。新能源制氫、氫燃料電池、移動式應急保障電源等領域涌現出的商業案例，極大地擴展了氫能產業未來發展的想象空間。根據中國氫能源及燃料電池產業創新戰略聯盟預測，2050年氫能在我國終端能源需求的比重將超過10%，氫氣需求量將超過1億噸。未來我國巨大的氫氣需求預期，已形成一個新的“風口”，引發了相關行業、企業的強烈關注。
1.3 生產方式演變
按照氫氣制取過程中的碳排放強度，氫氣被分為灰氫、藍氫和綠氫。灰氫指由化石燃料重整制得的氫氣，碳排放強度最高，技術成熟，適合大規模制氫，成本優勢顯著，約占目前全球市場氫源供應的96%。藍氫包括加裝碳捕集與封存(CCS)技術的化石能源制氫和工業副產氫，在灰氫的基礎上碳排放量大幅降低。綠氫即可再生能源制氫以及核能制氫，制氫過程中幾乎不產生碳排放，是未來氫氣制取的主流方向。
由可再生能源電解水制氫，能有效解決可再生能源消納問題，而如何提升電解水制氫的效率，降低技術成本，是突破該項技術發展的關鍵。目前電解水制氫主要分為堿性電解水制氫、質子交換膜(PEM)電解水制氫、固態氧化物電解水制氫和陰離子交換膜(AEM)電解水制氫四種技術路線，其情況對比如表1所示。其中堿性電解水制氫技術成熟度最高，成本最低，但存在腐蝕問題，且啟停響應時間較長，不適合波動性電源。質子交換膜電解水制氫目前已實現初步商業化，其響應速度快，能適應波動性電源，但成本較高，且中國在質子交換膜等核心技術上有待進一步突破。固態氧化物電解水制氫效率高，工作溫度高，目前處于小規模示范階段。陰離子交換膜電解水制氫結合了堿性電解水制氫和質子交換膜電解水制氫的優點，成本較低，且能很好地適應波動性電源。該技術目前尚處于研發階段，生產規模受到限制。
表1. 四種電解水制氫技術對比
目前，我國氫氣供給結構中約77.3%來自于化石能源制氫，21.2%來自于工業副產氫，僅1.5%由電解水制氫提供。根據中國氫能聯盟對未來中國氫氣供給結構的預測，中短期來看，中國氫氣來源仍以化石能源制氫為主，以工業副產氫作為補充，可再生能源制氫的占比將逐年升高。到2050年，約 70%左右的氫由可再生能源制取，20%由化石能源制取，10%由生物制氫等其他技術供給。
1.4 各類消納途徑
氫氣用途廣泛，是重要的能源介質和化工原料氣，可被廣泛應用于交通、工業等各行業。
在交通行業，以氫燃料電池為動力，可以實現車輛使用端的零碳排放。相比電動交通工具，氫動力優勢是可實現更長續航，在低溫環境下有較好適應性，同時氫氣加注速度遠高于充電速度。因此，氫動力在貨用卡車、長途汽車應用方面中有著較大先天優勢。氫動力飛機、氫動力船舶以氫代替傳統燃油，在保證續航和載重能力的同時，更加清潔環保，相關研究正在火熱進行中，全球已有少量示范案例。
在工業領域，以煤化工、石油化工和鋼鐵冶金為代表，氫氣作為重要原料氣，用途非常廣泛，消耗規模也十分巨大。合成氨、合成甲醇、原油提煉等，均離不開氫氣。用綠氫代替傳統灰氫，發展綠色化工，是化工行業碳減排的重要途徑。其次，氫氣是重要的工業還原氣體，在鋼鐵行業，用氫氣直接還原法代替碳還原法，是降低煉鋼行業碳排放量的有效手段，在國內外已有少量示范項目。然而，氫能煉鋼需要大量的氫氣供給，這需要成熟且低成本的氫能供應鏈作為支撐，也需要耐高溫和耐腐蝕的設備材料、氫氣直接還原鐵等技術突破。
在電子工業中，芯片生產需要用高純氫氣作為保護氣，多晶硅的生產需要氫氣作為生長氣。目前國內多晶硅生產工藝中，氫氣消耗量約為500~1500 標準立方米/噸Si。隨著信息技術和光伏產業的發展，電子工業對氫氣的需求量持續增長。
02
氫能產業面臨問題
本次規劃的發布，也明確指出了目前氫能產業面臨的一些問題，例如“我國氫能產業總體仍處于發展初期，相較于國際先進水平，仍存在產業創新能力不強、技術裝備水平不高，支撐產業發展的基礎性制度滯后，產業發展形態和發展路徑尚需進一步探索等問題和挑戰。”“同時，一些地方盲目跟風、同質化競爭、低水平建設的苗頭有所顯現。”結合本次規劃，筆者通過整理目前文獻及報道，總結出氫能產業面臨問題主要可歸納為“一低兩高一集中”。
2.1 發展水平低
從全球看，雖然歐盟主要國家及美國、日本、韓國等國都發布了國家氫能戰略，但基本都處于技術研發和項目示范階段，總體上還不具備大規模商業推廣的條件。與發達國家相比，我國在燃料電池技術發展、氫能產業裝備制造等方面相對落后：關鍵零部件主要依靠進口，燃料電池的關鍵材料包括催化劑、質子交換膜以及炭紙等材料大都采用進口材料;關鍵組件制備工藝亟需提升，膜電極、空壓機、雙極板、氫循環泵等和國外存在較大差距;氫能技術標準中關于氫品質、儲運、加氫站和安全標準的內容較少。
2.2 參與熱情高
但是，上述這些限制條件并未影響各級政府的參與熱情。截至目前，我國30多個省級行政區將發展氫能納入“十四五”規劃中，政府工作報告多次提及氫能與燃料電池，相繼出臺了氫能發展規劃和支持政策。然而，正由于氫能產業鏈長而復雜，且多項技術處于發展初期，資源零散、利用率低、重復建設等問題較為突出。例如，在各地資源稟賦差異化的情況下，地方政府的氫能產業規劃中幾乎都覆蓋全產業鏈;個別地區光照年有效利用小時數不足1000小時，卻在規劃中大力發展光伏制氫;部分地區對氫燃料在交通領域的滲透率樂觀估計，氫燃料汽車和加氫站的規劃建設遠超實際需求;全國興建氫能產業園區和氫能小鎮超過30個，對于氫能技術和產業的實際推動作用卻與藍圖相距甚遠。
從技術研發實力和產業基礎看，我國氫能產業2025年之前還不具備大規模商業化的條件。在氫能產業發展仍存在自主創新能力不強、國產化率低、成本高等短板明顯的情況下，各地這種一哄而上大規模布局的做法，將導致氫能產業低水平重復投資和資源浪費，影響我國氫能產業健康發展。
2.3 制氫碳排放高
目前，不但各類新能源發電企業將電解水制氫提上日程，一些傳統能源行業企業也紛紛向氫能拋出“橄欖枝”，尤其不少煤炭企業對氫能表現出極大興趣。一些專家也提出了“煤制氫是我國氫能產業最大優勢”“煤制氫將擔當氫能發展大任”“煤的最佳應用方式就是制氫”等觀點。
如前文所述，我國氫氣總產量中絕大部分來源于化石能源制氫和工業副產氫，僅1.5%由電解水制氫提供。煤制氫雖然技術成熟、成本低廉，但短期內難以實現清潔低碳。因為煤制氫生產過程需要消耗大量煤炭，從當前技術水平看，生產1噸氫氣平均需要消耗煤炭約6-8 噸，排放15-20噸左右的二氧化碳，此外還會產生大量高鹽廢水及工業廢渣。據相關機構測算，2020年化石能源制氫合計排放二氧化碳3.225億噸，大致占我國工業過程排放二氧化碳量的25%左右。而目前碳捕捉與封存技術(CCS)、廢水廢渣綜合利用技術還不足以支持煤制氫大規模發展，短期內煤制氫的“三高”問題難以解決。
電解水制氫雖然在制氫環節清潔，但我國60%左右的電力來自煤炭，用煤電來電解水制氫，“三高”問題將更為嚴重。從全生命周期角度測算，煤電制氫的能耗、碳排放比煤制氫更高。能效方面，生產1噸氫氣，電解水制氫需消耗5萬-6萬度電，“電-氫”系統能效約為 65%-75%;但如果使用燃煤發電的電力制氫，“煤-電-氫”系統效率下降至30%以下。碳排放方面，煤電制氫生產1噸氫氣需要排放二氧化碳30噸甚至更高，是煤制氫的2-3倍。因此，煤電制氫比傳統煤制氫更加耗能、更加污染，不應作為清潔制氫的技術選擇。
綜上，氫氣如果來自于煤炭，使用過程的清潔、低碳是以生產環節的“不清潔、不低碳”為代價的，其結果只能是污染和排放的空間轉移。在“綠氫”不具備真正的成本競爭力之前，大規模推動氫能產業發展，將導致“灰氫”規模快速擴張和二氧化碳排放量快速增加，不利于我國“雙碳”工作的推進。
2.4 應用場景多集中在交通領域
從以上分析可知，未來我國要大力發展氫能產業，并實現“雙碳”目標下的能源綠色轉型，必須依賴可再生能源制氫，并大力拓展“綠氫”應用場景，尤其是一些依靠傳統手段難以脫碳的領域，包括煉油、化肥、長途卡車運輸、航運和氫冶煉等應用領域。然而，當前我國各地氫能發展方向基本局限在以燃料電池為主的汽車領域，應用場景單一，產業同質化突出，由此可能導致三個問題：
一是氫能消費規模較為有限。各地規劃的氫燃料電池汽車發展集中在乘用車和重卡方面。以10年期限來看，無論重卡、客車或家用汽車，除成本高昂因素外，各類場景的氫氣消費規模較為有限，與真正的工業消費場景相比是數量級的差距。以百公里耗氫量(6-8kg)最大的重卡為例，2021年全國運輸卡車保有量為798萬輛，按較為樂觀情形替換10%即80萬輛(本次規劃為2025年前達到5萬輛，因此80萬輛規模很難估計替代時限)，每輛按年平均行駛2萬公里計算，則整體年耗氫量為112萬噸。即使將客車及家用汽車的氫能替代規模考慮進來，交通領域整體年耗氫量也很難超過200萬噸。而根據不同數據來源統計，預計2030年全國氫氣需求量可達3500-4000萬噸，絕大部分為工業需求量。因此可見交通領域占比還較為有限，當前把氫能產業發展規模集中于這一領域可能造成較大風險。
二是氫能替代成本高昂。在交通領域過分推崇氫能替代，可能替代成本非常高昂。以氫能車輛購置為例，在氫能車輛購置成本中，氫燃料電池系統和儲氫系統的占比超過 50%。以目前已實現應用化的10.5米客車型號為例，燃油客車購置成本為40 萬元，電動客車購置成本為74萬元，而氫燃料電池客車購置成本為195萬元(價格信息來自中國政府采購網)，遠高于燃油客車與電動客車，現階段仍需依靠政府補貼。且不論在不斷進步的三元鋰電池和磷酸鐵鋰技術成本不斷降低、電網基礎設施不斷普及覆蓋的情況下(電網可以無處不在)，氫燃料電池車在中短途與電動車相比也并無競爭優勢。因此，大規模發展氫燃料電池車的各產業鏈整體直接成本、機會成本將非常高昂。
三是忽視氫能真正發展潛力。中國各地氫能產業規劃對氫能作為長周期能量儲存器和不同能源行業耦合的介質這兩個特點的重要性缺乏足夠認識和深入思考。目前，我國一些脫碳真正困難、需要“氫能”的領域，如化工、冶煉、軌道交通、航空航天、分布式發電、熱電聯供等領域反而進展緩慢，無法真正發揮氫能的價值和潛力。尤其將化工和鋼鐵冶金兩個領域合并，碳排放量占比超過全國碳排放總量的40%，因此研究如何與綠電和綠氫耦合發展意義重大，有利于推動中國工業綠色低碳轉型，合理確定氫能在中國未來能源系統中的重要地位。
03
氫能產業高質量發展思路
3.1 戰略定位
從本次發布規劃中的氫能戰略定位來看，明確了三點，即一是明確氫能是未來國家能源體系的重要組成部分，要發揮氫能作為可再生能源規模化高效利用的重要載體，尤其是其大規模、長周期儲能的優勢及與各類能源形式的融合優勢;二是明確氫能是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體，強調營造形式多樣的氫能消費生態，并推動交通、工業等用能終端的能源消費轉型和高耗能、高排放行業綠色發展;三是明確氫能產業是戰略性新興產業和未來產業重點發展方向，在全球新一輪科技革命和產業變革發展趨勢下，加強氫能產業創新體系建設，實現產業鏈良性循環和創新發展。
3.2 整體發展路徑
基于此，筆者認為氫能的高質量發展要建立在與新型電力系統建設有機結合的基礎上，即從“源端”出發，要大力開展可再生能源制氫，發揮氫能作為可再生能源規模化高效利用的重要載體，解決規模化新能源并網帶來的消納及調峰難題;從“荷端”出發，要探索氫能與傳統碳排放大戶如鋼鐵、冶金、煉化等行業的替代工藝和方案，營造形式多樣的氫能消費生態，實現頑固行業深度降碳和氫能大規模消納雙重目標。同時，結合東西部產業有序化、規模化轉移，實現綠電資源就地消納，有效分擔特高壓通道、抽蓄、大規模電化學儲能等大型工程的外送、調峰壓力，從全產業鏈角度推動氫能產業高質量發展。
3.3 “源端”政策引導雙管齊下
如第二章氫能產業面臨問題所述，需要注意的是，在“源端”，需要同時考慮可再生能源制氫成本性問題和化石能源制氫碳排放問題。在“綠氫”不具備真正的成本競爭力之前，大規模推動氫能產業發展，將導致“灰氫”規模快速擴張和二氧化碳排放量快速增加，不利于我國“雙碳”工作的推進。因此，必須通過制定“綠氫”產業鼓勵政策與制定“灰氫”產業懲罰或成本內部化等措施雙管齊下，給“灰氫”排放的“碳”合理定價，促進排放企業審慎決策，才能在“源端”扶持可再生能源制氫規模化發展。
3.4 “荷端”產業升級助力深度脫碳
氫能產業的示范化應用是推動良性循環發展的關鍵，不但可解決“源端”制氫能力提升后氫氣何處消費的難題，也能更好解決新型電力系統建設中的電力消納問題。本次規劃在第六章提出穩步推動氫能多元化示范應用，其中交通領域主要集中在運營強度大、行駛線路固定的貨車運輸層面，而工業領域提出要結合國內冶金和化工行業市場環境和產業基礎，探索氫能冶金示范應用，探索開展可再生能源制氫在合成氨、甲醇、煉化、煤制油氣等行業替代化石能源的示范。
根據規劃不難看出，“氫能”在交通領域發展空間可能較為有限，在電動技術、成本、基礎設施不斷迭代完善背景下，氫燃料電池車很難取得全面競爭優勢。因此，氫能在我國未來能源系統中的地位和作用，可能更應該彌補現有低碳和零碳能源技術無法解決的領域和應用場景(如碳排放總量占比超過全國總量40%的化工、冶金領域)，大力推進綠氫冶金、綠氫化工、CCUS制甲醇等上下游氫能消費生態，同時不斷提高氫能在能源系統靈活性方面的優勢，不但可助力產業綠色升級，還可解決新型電力系統消納、調峰難題。
3.5 推動東西部產業轉移，助力“源荷”互動融合
前不久，包括工信部、國家發改委等十部門聯合發布了《關于促進制造業有序轉移的指導意見》。其中明確提出，要支持符合生態環境分區管控要求和環保、能效、安全生產等標準要求的高載能行業向西部清潔能源優勢地區集聚。
鋼鐵、煤電、煤化工、水泥、汽車制造等行業，正是高耗能企業，也是碳排放大戶，約占我國碳排總量的50%以上，而且還屬難脫碳行業。但這些行業大多集中的東中部經濟發達地區，而低成本的光伏、光熱、風電、水電等再生能源又集中在太陽能光照充裕的西北、東北和西南地區。空間分布上的不均衡，加上產能與用能的錯位，一直以來，我們的解決方案是西氣東輸、北電南送，不僅效率低能耗損失大，而且在清潔能源逐漸占主導地位的情況下，這種調節顯得更復雜和艱巨。光靠特高壓和輸氣管道來輸電輸氣，工程浩大，而且時間緊張，容量也不夠。如果能實現產業轉移，就地消納清潔能源，既解決了能源長距離的輸送問題，又實現了工業體系的脫碳問題，可謂一舉兩得。
因此，在氫能產業規劃發布之際，進一步推動東西部高耗能、高排放產業規模化、有序化轉移，結合氫能在“源端”和“荷端”的發展路徑，可以說恰逢其時，不但有助于解決高碳頑固行業的深度脫碳，還有利于加速新型電力系統建設，繼而對協同實現我國雙碳目標落地和經濟高質量發展起到積極作用。
注：作者供職于國網綜合能源服務集團有限公司西北事業部
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