氫能具有能量密度大、熱值高、儲量豐富、來源廣泛等特點,是清潔的二次能源，具有能源和儲能雙重屬性，能實現(xiàn)電網(wǎng)削峰填谷，解決新能源消納問題，發(fā)揮長周期調(diào)節(jié)作用。目前國內(nèi)外已將

一、國內(nèi)外氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展歷程

國外發(fā)達國家高度重視氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。美國、日本、韓國和歐盟等發(fā)達國家已將氫能發(fā)展提升到國家戰(zhàn)略高度，制定氫能發(fā)展戰(zhàn)略，明確產(chǎn)業(yè)定位，推動政策體系不斷完善。早在2002年，美國就已經(jīng)發(fā)布《國家氫能發(fā)展路線圖》，最早提出氫經(jīng)濟發(fā)展藍圖，近年來美國大力支持產(chǎn)業(yè)鏈重點技術研發(fā)和商業(yè)化。日本將氫能作為保障國家能源安全和實現(xiàn)碳減排目標的重要戰(zhàn)略，2017年日本發(fā)布《氫能基本戰(zhàn)略》，提出構建“氫能社會"的宏偉目標。韓國將“氫能產(chǎn)業(yè)"確定為三大創(chuàng)新增長戰(zhàn)略投資領域之一，通過發(fā)展氫能實現(xiàn)能源多元化和碳減排目標，2019年至今，韓國先后發(fā)布《氫經(jīng)濟路線圖》《促進氫經(jīng)濟和氫安全管理法》，旨在打造世界高水平的氫經(jīng)濟國家。歐盟將氫能作為能源安全和能源轉型的重要保障，2020年歐盟委員會發(fā)布《歐盟氫能戰(zhàn)略》，提出清潔氫能將成為歐盟脫碳能源體系的重要組成部分和經(jīng)濟增長新引擎。德國是歐洲發(fā)展氫能*代表性的國家，將氫能與可再生能源融合發(fā)展作為可持續(xù)能源系統(tǒng)和低碳經(jīng)濟的重要組成部分，2020年德國發(fā)布《國家氫能戰(zhàn)略》，明確了“綠氫"的優(yōu)先地位以及氫能的主要應用領域。

2019年3月,《政府工作報告》提出要推動加氫基礎設施建設，標志著氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展正式上升為國家戰(zhàn)略。2020年9月,國家發(fā)改委等四部委聯(lián)合發(fā)布《關于擴大戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)投資培育壯大新增長點增長極的指導意見》,明確將制氫加氫設施、燃料電池系統(tǒng)納入新興產(chǎn)業(yè)范疇，加大產(chǎn)業(yè)發(fā)展力度。2021年8月，國家財政部等五部委聯(lián)合印發(fā)《關于啟動燃料電池汽車示范應用工作的通知》，同意廣東、北京和上海3個城市群作為全國示范，啟動實施燃料電池汽車示范應用工作，標志著以燃料電池為重點突破的氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展進入加速期，產(chǎn)業(yè)正邁向集群化、規(guī)?；l(fā)展。2021年10月，中共中央、國務院發(fā)布《關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作意見》，此次發(fā)布《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021—2035年）》，共同構成了氫能領域實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標的頂層設計，謀劃了氫能“制儲輸用"全鏈條發(fā)展的主要目標和具體任務，形成了氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展行動綱領。

二、氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展存在的主要問題及破解思路

氫能儲運技術未突破是關鍵掣肘，需要堅持安全優(yōu)先的產(chǎn)業(yè)發(fā)展原則。氫氣高密度儲運一直是我國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的瓶頸，目前我國高壓氣態(tài)儲氫技術較為成熟，但儲氫壓力較小，且以長管拖車運輸為主，管道運輸仍為短板弱項，在用管道僅百公里左右，輸送壓力為4MPa，與日本等發(fā)達國家氫氣儲運技術差距較大。如何繼續(xù)增大儲氫壓力，提升儲運效率，同時降低泄露、爆炸安全隱患，提升安全性能，還有待技術突破。同時金屬鉑作為氫燃料電池的催化劑，面臨資源儲量貧乏（全國已查明鉑族金屬總儲量僅400噸）、對外依存度高的問題，制約著氫能產(chǎn)業(yè)大規(guī)模商業(yè)化應用。規(guī)劃強調(diào)，安全性是氫能產(chǎn)業(yè)化發(fā)展的基礎和內(nèi)在要求，需堅持安全優(yōu)先的基本原則，加強氫安全相關技術創(chuàng)新，加強全鏈條安全監(jiān)管。推進氫能安全與規(guī)模協(xié)同發(fā)展，將成為氫能產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的重要條件。

氫能基礎設施較為薄弱，需要加快構建安全、穩(wěn)定、高效的氫能供應網(wǎng)絡。目前我國已建成加氫站200余座，但主要以35MPa氣態(tài)加氫站為主，70MPa高壓氣態(tài)加氫站占比小，液氫加氫站、制氫加氫一體站建設和運營經(jīng)驗不足。從規(guī)劃可以看出，國家支持利用現(xiàn)有加油加氣站的場地設施改擴建加油站，探索站內(nèi)制氫、儲氫和加氫站一體化的加氫站等新模式。但規(guī)劃并未明確提出加氫站建設目標，如何做好加氫站基礎設施規(guī)劃布局，增進已有基礎設施對氫能設施的適應性，探索可持續(xù)運營模式，提升社會資本對加氫站的投資積極性，需要進一步探索研究。

化石能源制氫二氧化碳排放壓力大，需要加強氫能生產(chǎn)端清潔低碳屬性。數(shù)據(jù)顯示，我國制氫原料中，煤炭使用最為廣泛，占比達到64%，其次是工業(yè)副產(chǎn)品占比達21%，天然氣占比達14%，電解水使用最少，占比僅為1%。目前我國年制氫產(chǎn)量約3300萬噸，僅考慮煤制氫，年排放二氧化碳就約2.2億噸，“灰氫"規(guī)模快速擴張和二氧化碳排放量快速增加，不利于“雙碳"目標實現(xiàn)。規(guī)劃確定了氫能清潔低碳發(fā)展原則，嚴格控制化石能源制氫，重點發(fā)展可再生能源制氫，“十四五"時期初步建立以工業(yè)副產(chǎn)氫和可再生能源制氫就近利用為主的氫能供應體系，明確到2025年，可再生能源制氫量達到10-20萬噸/年，成為新增氫能消費的重要組成部分。制氫方式轉變總基調(diào)已經(jīng)定下，降低可再生能源制氫成本、探索“藍氫（煤制氫+CCUS）"發(fā)展模式都將是制氫方式轉變過渡期間需要推進的重點事項。

新能源制氫成本較高，需要探索出臺支持性電價政策。目前，同等規(guī)模的制氫系統(tǒng)，新能源電解水制氫的造價約為天然氣制氫的1.5倍、煤制氫的3倍，相較于其他制氫方式，新能源電解水制氫不具價格優(yōu)勢。有關研究表明，新能源電解水制氫項目成本的2/3來自于電解水能耗，1/3來自于電解槽，新能源發(fā)電成本是目前綠氫生產(chǎn)成本較高的主要原因。規(guī)劃指出，要研究探索可再生能源發(fā)電制氫支持性電價政策。有關機構預測顯示，伴隨新能源發(fā)電成本逐步下降，預計到2030年，新能源制氫成本將低至15元/千克，與“藍氫"成本相當，開始具備市場競爭力。

氫能應用價值有待挖掘，需要穩(wěn)步推進氫能多元化示范應用。從各地發(fā)布的氫能產(chǎn)業(yè)規(guī)劃來看，當前我國各地氫能發(fā)展方向基本局限在燃料電池汽車領域，示范應用主要集中在以公交車為主的交通領域，應用場景單一，產(chǎn)業(yè)同質化突出。脫碳困難的化工、冶煉、航天航空等領域，氫能應用進展緩慢，氫能多元化價值有待挖掘。截止2021年底，全國燃料汽車保有量約9000臺，規(guī)劃明確提出到2025年，燃料電池車輛保有量達5萬輛，從規(guī)劃來看，燃料電池汽車仍然是氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要突破口，“十四五"期間將以每年翻倍的速度快速增長。同時規(guī)劃提出，要拓展氫能在儲能、工業(yè)等領域的應用，氫能多元化應用價值將逐步得到釋放。

氫儲能轉換效率有待提升，需要積極開展儲能領域示范應用。電解水制氫，效率約70%，再利用氫能燃料電池發(fā)電，效率約50%，從電到氫、氫再到電的轉換效率僅35%，轉換效率低進一步帶來氫儲能成本上升，制約氫能在長周期儲能領域的推廣應用。規(guī)劃提出，發(fā)揮氫能調(diào)節(jié)周期長、儲能容量大的優(yōu)勢，開展氫儲能在可再生能源消納、電網(wǎng)調(diào)峰等應用場景的示范，健全覆蓋氫儲能的儲能價格機制，探索氫儲能直接參與電力市場交易。隨著氫儲能關鍵技術、商業(yè)模式、價格機制和交易機制不斷創(chuàng)新突破，經(jīng)濟效益逐步顯現(xiàn)，氫儲能將充分發(fā)揮對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的調(diào)節(jié)保障作用，并推動氫能產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。

來源：北極星氫能網(wǎng)  作者：朱劉柱 劉麗 王寶 （單位：國網(wǎng)安徽經(jīng)研院）

本網(wǎng)站基于分享的目的轉載，轉載文章的版權歸原作者所有，如有涉及侵權請及時告知，我們將予以核實并刪除。