“双碳”目标下我国氢能产业发展的“六不”和“六要”
景春梅中国国际经济交流中心科研信息部部长、能源政策研究所负责人、研究员
氢能作为一种清洁无碳、灵活高效的二次能源和重要工业原料，在全球应对碳中和目标下越来越受重视，也成为我国推动绿色转型、助力实现“双碳”目标的重要选项。但氢能产业目前仍处在初期发展阶段，与“十四五”高质量发展的要求相比还存在不少挑战和困难。
01
我国氢能产业发展尚面临“六不”
一是热度不减。一些地方政府把氢能产业作为重要的新动能培育，纷纷开展全产业链布局，缺乏对本地发展氢能产业比较优势的客观分析，呈现多点开花、无序竞争、发展过热之势。据《2020年氢应用发展白皮书》，截至2020年8月，我国氢能产业链相关企业已达2196家，近5年氢能相关企业新增注册量增长457%。国内1/3以上的央企正积极布局氢能产业链建设，隆基股份、长城汽车等民企也活跃其中。截至2021年5月，地方已出台氢能产业规划、实施方案及指导意见近百份，氢能产业扶持政策近40份，已建成（或规划）30余个氢能产业园区。据各地氢能产业规划规模测算，我国氢燃料电池电堆总产能高达3000兆瓦，燃料电池汽车总产能10万辆以上，规划总投资超过2000亿元。
二是创新不强。一方面，核心技术和关键材料尚存“卡脖子”风险。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。另一方面缺乏统筹，不少企业扎堆搞燃料电池核心技术研发，人才稀缺、资源分散、各自为政、重复建设和低效竞争现象比较突出。
三是成本不菲。核心关键技术依赖进口，导致全产业链成本高企，特别是氢气制取和存储成本高昂。光伏制氢综合成本虽能控制在每立方米1.5元，但仍显著高于煤制氢和天然气制氢。基础设施薄弱，储运成本在氢气终端消费成本中占40%—50%。3.5吨氢燃料电池物流车制造成本达80万元，终端用氢成本达50元每千克，应用推广高度依赖政府补贴，商业化发展模式尚难建立。
四是氢源不绿。煤制氢比重过高制约产业高质量发展。据测算，到2060年实现碳中和时，我国非化石能源消费占比须从目前不足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，这意味着未来必须大幅降低化石能源消费。我国工业制氢产量每年大约3300万吨，大多作为工业原料使用。目前基本上是化石能源制氢，其中煤制氢占比最高，约为62%，技术也最为成熟，而可再生能源电解水制氢在氢气供应中占比不足1%。由于碳捕集与封存（CCS）技术尚不成熟且成本偏高，近期无法与大规模煤制氢形成有效匹配，难以满足“双碳”要求。
五是场景不多。各地发展方向局限于燃料电池汽车，示范应用主要集中在以公交车为主要应用场景的交通领域，应用场景单一，产业同质化突出。实际上，充分发挥氢在储能方面的作用，带动可再生能源大规模发展才是我国发展氢能的最大价值所在。在氢燃料电池汽车领域，对于燃料电池技术路线更具优势的中重型卡车的示范运营尚未真正开展，而轨道交通、航空航天、分布式发电、热电联供等其他领域仍需全面挖掘氢能的价值和潜力。
六是政策不全。氢气的能源属性正在明确，但顶层设计缺位，产业缺乏足够的支持政策和具有可操作性的实施细则。产业标准体系不健全，氢能技术标准中关于氢品质、储运、加氢站和安全标准的内容较少，高精度氢气品质检测和高灵敏度氢气泄漏等重要测试装备欠缺，权威检测认证机构仍未出现。
02
推动我国氢能产业高质量发展
需做到“六要”
根据当前产业发展基础和现状，预计“十四五”时期，我国氢能产业发展将以健全产业链和突破核心关键技术为主线，产业政策应服务主线，并围绕“双碳”目标，推动实现氢能与可再生能源融合发展，探索商业化发展路径。推动我国氢能高质量发展，要实现有序发展、创新引领、绿色低碳和商业化路径四大目标。具体可从以下几方面着力：
一要减热度，谨防产能过剩和恶性竞争。尽快出台氢能产业中长期发展规划，从顶层设计上加强指引，解决产业同质竞争、无序发展问题。注重统筹布局、协调发展，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。在京津冀、上海、广东，以及最近刚刚批复的河南、河北等“3+2”燃料电池汽车示范城市群基础上，进一步优化产业链资源配置和分工，形成区域间协同、产业链互补的发展格局，从而带动全国氢能产业健康有序发展。
二要补政策，引导产业高质量发展。根据顶层设计完善氢能产业链配套支持政策，弥补行业标准和政策空白。推动完善氢能制、储、运、加、用标准体系，推进氢能产品检验检测和认证公共服务平台建设，推动氢能产品质量认证体系建设。在安全前提下布局产业发展，建立健全氢能安全监管制度和标准规范，强化全产业链重大安全风险全过程防控。
三要强创新，矫正分散研发弊病。发挥新型举国体制优势，全面提升基础研究、前沿技术和原始创新能力，通过产业联盟、创新平台等形式，组织产业链龙头企业进行联合攻关，集中突破关键核心技术。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。组织科研力量攻克关键材料和核心技术，加快国产化进程，有效降低终端用氢成本。
四要绿氢源，推动氢能源和可再生能源耦合发展。我国可再生能源装机居全球第一，在“绿氢”供给上具有巨大潜力。随着新能源规模化发展，用电成本有望持续下降，从而进一步降低制氢成本。氢能兼具清洁二次能源与高效储能载体的双重角色，是实现可再生能源大规模跨季节储存、运输的最佳整体解决方案。应以“绿氢”为导向，一方面，因地制宜鼓励具备风、光、水等清洁能源优势的地区，优先发展制氢产业；另一方面，充分发挥氢在储能方面的优势，弥补电力瞬时消费、难以储存的短板，带动可再生能源规模化发展和高效利用。
五要通堵点，尽快开展管道输氢试点示范。由于氢气大规模储存、运输等技术瓶颈尚未得到突破，加上基础设施限制，氢能发展目前应鼓励就近消纳。加强统筹规划、区域联动，加大高载能企业向西部风、光资源集聚区布局力度，减少氢能长距离运输。同时，引导有实力的大型企业带动实施氢能基础设施建设，鼓励有条件的地区开展点对点的纯氢管道试点，以及城市燃气的管道掺氢试点。
六要拓场景，有序开展多元应用试点示范。尽快开展氢储能试点示范，为带动我国新能源规模化发展创造条件，提高整个能源系统的稳定性和灵活性。助力社会经济发展和生活消费的绿色转型，推动氢燃料电池在商用卡车、大巴车、无人机等领域持续渗透，并在铁路、航运、航空等重型应用场景实现新突破。在全球控制碳排放的背景下，“绿氢”为传统化工、炼钢产业绿色化、高端化发展提供了新思路。一个是代替“灰氢”（由化石燃料制取）作为原料应用在煤化工领域，降低甲醇、化肥等化工产品生产中的二氧化碳排放和煤炭消耗量，实现煤炭的清洁高效利用；另一个是与高端煤基新材料产业链有效融合，生产甲醇和烯烃等高端材料，实现可再生能源向高端化工新材料的转化。
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