習總書記在第七十五屆聯合國大會提出了我國要實現碳達峰碳中和的宏偉目標，隨后在聯合國生物多樣性峰會、第三屆巴黎和平論壇、氣候雄心峰會、領導人氣候峰會等多次國際會議上強調了這一目標，并在國內中央經濟工作會議等多次會議上提出了明確的要求。目前風、光發電已經被提到了新高度，根據預測，2060年我國風電與光伏發電裝機比重將超過70%、發電量比重接近60%，但是風光具有間歇性、波動性以及隨機性，迫切需要靈活性資源與之協調。由于水電資源有限、核電資源受到選址制約、電化學儲能受到稀有金屬的限制、火電正在逐步退出，為此氫能在提供靈活性方面的作用被行業逐漸重視。目前越來越多的企業開始在氫能領域布局，包括中石油、中石化以及國家能源集團等。國資委秘書長彭華崗2021年7月16日在國新辦新聞發布會上表示，目前超過三分之一的中央企業已經在制氫、儲氫、加氫、用氫等環節開始布局，并取得了一批技術研發和示范應用的成果。實際上，我國氫能產業仍處于起步階段，經濟性尚無法滿足大規模發展的需要。為加快市場培育，中央及地方政府陸續出臺了相關支持政策，但是目前氫能產業發展依然存在很多制約。下一步，為推動氫能產業快速發展，應明確氫能在能源系統(尤其是電力系統)中的定位，逐步實現氫能從交通領域起步到電力領域中的推廣應用，推行氫能與新能源一體化的發展模式，同時在技術方面應加大創新力度，堅持標準先行。

培育氫能技術的政策環境已經初步具備

氫能是最具清潔特性的潛力能源，由于目前經濟性能較差，但是政府有關部門仍將其作為儲備技術進行研究培育。

首先，我國已經將氫能作為未來能源技術的戰略性選擇，在能源戰略、科技創新等方面，高度支持氫能的發展。2017年，《能源生產和消費革命戰略(2016-2030)》發布，提出要開展前沿性創新研究，加快研發氫能、石墨烯等技術。2019年，政府工作報告提出“推動充電、加氫等設施建設”，氫能首次被寫入了政府工作報告。2020年《中華人民共和國能源法(征求意見稿)》提出，能源是包含氫能等在內的各種資源，這也是國家首次通過法律的形式將氫能納入能源體系進行管理。2021年2月印發的《國務院關于加快建立健全綠色低碳循環發展經濟體系的指導意見》中提出“因地制宜發展水能、地熱能、海洋能、氫能、生物質能、光熱發電”。2021年3月份，《國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》明確，要前瞻謀劃未來產業，在量子信息、氫能與儲能等前沿科技和產業變革領域，組織實施未來產業孵化與加速計劃，謀劃布局一批未來產業。《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》《2030年前碳達峰行動方案》也提出了氫能發展的相關措施。

圖1 主要政策文件

其次，在推動產業發展方面，應用層面的政策主要是以發展燃料電池汽車為主。2020年9月份，財政部等五部委發布《關于開展燃料電池汽車示范應用的通知》，開展燃料電池汽車示范應用工作，將對燃料電池汽車的購置補貼政策調整為燃料電池汽車示范應用支持政策，對符合條件的城市群開展燃料電池汽車關鍵核心技術產業化攻關和示范應用給予獎勵。與其他新能源汽車普惠制不同的補貼方式，該政策采取“以獎代補”的方式對示范應用的城市群給予獎勵，補貼范圍由全國調整為部分示范應用的城市群。2020年11月，國務院發布了《關于印發新能源汽車產業發展規劃(2021-2035年)的通知》，提出突破氫燃料電池汽車應用支撐技術等瓶頸，提升基礎關鍵技術、先進基礎工藝、基礎核心零部件、關鍵基礎材料等研發能力。力爭經過15年的持續努力，燃料電池汽車實現商業化應用。

最后，為貫徹落實國家關于支持氫能發展的相關要求，地方政府主要在燃料電池汽車方面布局。在國家政策的指引下，北京示范城市群、上海示范城市群、廣東示范城市群相繼獲批為首批氫燃料電池汽車示范群。各地陸續出臺氫能產業發展指導意見、行動規劃、實施方案等政策文件，主要是對氫燃料電池汽車運營數量、加氫站建設數量、加氫能力等提出了明確的要求。從各地制定的“十四五”規劃綱要中，除了西藏之外所有省份均提出了支撐氫能發展的舉措，但是主要以支持氫能燃料電池汽車為主，在制氫與輸氫方面支持較少。

由于國內的政策環境處于探索階段，目前缺乏統一規劃，行業標準建設也較為緩慢。在規劃方面，受成本、技術等因素制約，目前在氫能產業鏈方面的統籌協調并不是很充分。一方面地域之間互補性不足。國家雖然在多項文件提出了要支持氫能發展，但是迄今為止并未形成關于氫能發展的頂層文件，國家層面的統一規劃缺失，導致地方政府在研發布局等方面重復性過多，例如不少企業扎堆研究燃料電池。另一方面產業鏈之間協同性不充分。雖然新能源大省也在積極制定推廣風電、光伏以及水電等制氫的相關措施，但是在運輸、以及利用方面缺少銜接，也直接制約了可再生能源發電企業制氫的積極性。在標準體系建設方面，我國氫能產業剛剛興起，部分技術仍然停留在實驗或示范階段，標準體系建設建設速度較慢。目前氫能依然按照危險品進行管控，作為能源利用的主管部門并未明確。另外，生產利用環節的標準不健全，新能源規模化制氫、化工園區制氫應用、加氫站、天然氣管道摻氫等方面的標準缺失。

制約氫能發展的關鍵因素

由于灰氫沒有減少溫室氣體排放，藍氫是在對灰氫脫除了二氧化碳，成本與二氧化碳捕集裝置有關，為此，隨著“雙碳”戰略的繼續實施，綠氫將成為主要的發展趨勢(以下主要對綠氫進行討論)。但是受技術、政策等多重因素影響，綠氫的成本依然較高，發展面臨挑戰。

一是高成本使氫能“叫好不叫座”。根據計算，當電價為0.3元/千瓦時，制氫成本約32元/千克左右，遠高于煤炭制氫成本(約14.5元/千克)。從全產業鏈成本看(具體見圖2)，運輸與加氫成本占比仍然很大，運輸距離為100公里以及200公里時，運輸與加氫成本約占46%、51%。若氫能用于發電，按照50%的發電效率計算，當氫能成本為58元/千克時，發電成本約為3元/千瓦時，相當于天然氣發電成本的5倍;當氫能成本為41元/千克時，發電成本約為2.2元/千瓦時，相當于天然氣發電成本(0.58元/千瓦時)的3.7倍;當氫能成本降至9元/千克時，大約與天然氣發電成本相當。若在新能源場站直接布置氫能發電設施，可省去運輸與加注環節，成本可大幅降低。若進一步實現與天然氣平價，則需要在制氫環節繼續大幅降低成本。

圖2 氫能全產業鏈成本(元/kg)

二是技術水平是國內制氫成本居高不下的主要原因。一是技術本身限制。在標準工況下，以電解堿水制氫方式為例，制取1立方米氫氣，理論消耗電量約4千瓦時，目前技術已經實現了4.5千瓦時，電能成本占據制氫成本的60%以上，由此可見傳統的電解堿水制氫成本下降幅度有限。二是先進的制氫技術受制于人。質子交換膜、固體氧化物技術可以彌補電解堿水制氫技術在能耗(效率)方面的缺陷，但是目前技術依然不成熟，關鍵設備依賴于國外，導致成本偏高。三是運輸技術較為落后。提高儲氣壓力是降低運輸成本的關鍵措施，目前我國氣態氫能存儲壓力低于國外，液態存儲也停留在實驗階段。四是燃料電池關鍵零部件依然進口。目前綠氫主要應用途徑是燃料電池，但是我國在燃料電池催化劑、質子交換膜等關鍵材料方面大都依賴進口，而且國產的部分設備，例如氫能循環泵也與國外存在較大差距。

三是氫能作為危化品管理進一步增加了建設與運營成本。首先是制氫成本。按照危化品管理方式，商業化制氫設施必須建設在工業園區內，即制氫用的電能不能直接來源可再生能源，而是需要通過電網進行輸送，即電費中增加了輸電費，導致用電成本較高。二是加氫站也需要建設在工業園區，雖然多地相繼出臺了關于加氫站建設的流程和管理辦法，但是政策并未落地，大大增加了加氫站的建設成本，而且由于加氫站較為偏遠，進一步增加了供需之的復雜性。另外，無論是在制氫、運氫、加氫站等方面，由于缺乏統一的管理體系，各環節的審批變得非常復雜，進一步增加了氫能的成本。

四是燃料電池使用難以規模化，造成了成本與規模之間未能形成正向互動效應。學習曲線模型認為，當某種產業規模增加時，運維人員的經驗逐漸豐富，產品的報廢率逐步降低，操作程序逐步改進，為此產品的成本將按照一定的幅度下降。但是從燃料電池汽車的應用規模看，2020年僅為1177輛，比2019年降低近50%，而且近幾年的新增規模也不穩定，即規模效應未能顯現。另外，各地政府對電動汽車提供了較高的補助，使市場主體在選擇方面偏向于電動汽車而非燃料電池汽車。目前市場消費側主要以公交車、貨車為主，具有巨大潛力的小型轎車寥寥無幾。由此可見，燃料電池汽車的需求側并未打通，規模效應有待進一步發揮。

對氫能在電力行業發展應用的建議

在“雙碳”戰略的實施下，電力行業需要氫能;為盡快降低成本，氫能也需要在交通等新的領域加快應用。為此，政府有關部門、相關行業領域應高度重視對氫能產業發展的支持。為推動氫能產業更好的服務于我國“雙碳”戰略：一是需要規劃氫能路徑，從交通領域起步，逐步實現在發電領域的應用;二是需要創新商業模式，推動制氫、用氫產業應與新能源聯合發展;三是需要健全氫能發展機制，充分發揮氫能在儲能方面發揮作用，通過電力現貨市場尋求盈利途徑;四是重視技術創新，堅持標準先行，為氫能低成本、高安全創新良好條件。

(1)路徑

從交通領域起步，逐步實現在發電領域的應用。從目前的成本看，交通領域的經濟性較好，建議先在交通領域開展應用。隨著規模效應的顯現，以及技術的不斷進步，待成本大幅下降后，逐步將氫能引入發電領域。目前，國內重卡污染物與溫室氣體排放量較大，而且電動替代存在成本高、自重大、續航里程短、動力不足等缺點，為此氫能可優先在重卡領域開展替代，隨后逐步在乘用車、小型轎車等領域開展替代。隨著成本的進一步下降，逐步將氫能引入發電領域，為電系統靈活性構建做出貢獻，助力新型電力系統的建設。

(2)模式

制氫、用氫產業應與新能源聯合發展，不斷降低成本。從制氫環節看，電能成本是占據了制氫成本的60%左右;從氫能產業鏈的成本看，運輸與加注環節成本占據了45%以上，為進一步降低成本，建議制氫設施與“三北”地區的風光基地聯合發展，通過利用棄電、低價電量等，大幅消減制氫成本;在氫能發電方面，通過聯合發展模式，可進一步降低運輸與存儲等環節的成本，提高氫能利用的經濟性。

(3)機制

充分發揮氫能在儲能方面的作用，通過電力現貨市場獲取利潤。從電能到氫能再到電能，整個轉換效率約20%左右，可見氫能直接作為能源使用并不經濟。為此，氫能應充分發揮儲能的作用，在替代煤電、電化學儲能等方面發揮效應。隨著風、光資源的不斷增加，電力現貨市場的價格將呈現出頻繁的波動趨勢，而且峰谷的電價差也將進一步拉大，氫能發電可通過電力現貨市場獲取一定利潤。當然，氫能也將在部分存在電能替代困難的領域發揮作用，比如煉鋼、航空等領域。以此估算，2060年氫能使用量可達到1億噸以上。

(4)技術

高度重視技術創新，堅持標準先行，為氫能低成本、高安全創新良好條件。制氫技術類型較多，未來發展中，在推廣應用電解堿水技術的同時，應加強對質子膜電池、高溫固體氧化物制氫技術的研發與推廣;加強CCUS技術在化石能源制氫領域的應用;為太陽能制氫、生物制氫等的研發與推廣創造環境。另外，鑒于氫能標準體系完善空間較大，應堅持標準先行的理念，以政府為主導，行業協會牽頭，企業與研究機構等共同參與，努力做好標準體系建設，搶占國際標準的主導權。

氫能是實現我國“雙碳”目標的重要選擇，也是國際社會實現碳中和的重要方向。目前全球氫能(主要是綠氫)技術均處于起步階段，為搶占全球氫能技術競爭制高點，我國政府有關部門與行業需要共同努力，在產業發展的前期加大投入，在需求方面拓寬使用規模，努力將氫能培育成技術領先、用能安全、經濟高效的產業。

(司紀朋 華能集團能源研究院戰略研究部)