氢能产业调查

——来源：中国经济周刊

大规模产业化应用蓄势待发

由于兼具能源和原料双重属性，与电能相比，氢能便于储存、方便运输，可以作为载能体，替代电能参与到交通、发电、储能、工业等领域，应用场景丰富。

国家能源局今年3月印发《2024年能源工作指导意见》，明确提出了要加快编制推动氢能产业高质量发展的相关政策，有序推进氢能技术创新与产业发展，稳步开展氢能试点示范，重点发展可再生能源制氢，拓展氢能应用场景。

交通领域先行，氢能应用场景逐步扩展

由于产业基础较好，交通领域在我国氢能应用中先行一步。

今年4月，两辆装备了180千瓦氢燃料电池系统的汽车，从北京大兴出发，历经两天时间，横跨6个省市抵达上海，实现了1500公里长距离运输测试，这是我国氢能车辆首次大范围、长距离、跨区域的实际运输测试。

氢燃料电池的应用不仅仅在汽车上。从去年年底至今，我国首艘氢能源船舶、首列氢能源市域列车、首列氢能源智能城际动车组相继亮相，标志着氢能在我国轨道交通领域应用取得了新突破。

早在2001年，燃料电池车与纯电动、插电式混合动力车一同被列入国家“863计划”，拉开了氢燃料电池技术攻克的序幕。据业内人士介绍，氢燃料电池汽车行业核心技术集中于氢燃料电池电堆等，主要包括催化剂、质子交换膜和碳纸等“三大材料”，以及双极板、膜电极等“两大部件”。当前，这些领域核心技术持续突破，国产化明显加快。目前，我国已形成涵盖制、储、运、加、用等各环节完整的氢燃料电池汽车产业链，是全球燃料电池汽车产业链最完整的国家之一。

工业领域或成氢能最大应用场景

“工业领域是氢能极具潜力的应用领域。”中国国际经济交流中心科研信息部部长景春梅指出，欧盟碳关税倒逼之下，煤化工、铝、石油化工、钢铁冶金、建材水泥等行业应用氢能减碳积极性高。景春梅同时提到，氢能与电力系统的储能氢电融合，氢能可发挥长周期储能作用，弥补我国储能短板。

中国社会科学院工业经济研究所能源经济室主任朱彤在接受《中国经济周刊》记者采访时指出，绿氢是部分工业过程实现碳中和的利器。尤其在钢铁工业中，目前的工艺技术创新改进难以实现深度脱碳，氢冶金是替代碳还原最为可行的途径。

朱彤同时表示，绿氢储能系统由于具备大容量、长周期、清洁高效的特性，可以在月度或季度的长周期储存能量，被认为是能够良好匹配可再生能源电力的储能方式。而且，相比于抽水蓄能，氢储能受地理因素限制较小，还可通过增加氢气储罐尺寸，以较低的边际成本扩大其储能能力。

在景春梅看来，日本、韩国等国发展氢能需用氢能解决能源供给问题，而我国总体上能源并不短缺，不存在能源够不够的问题。发展氢能主要是为配合实现“双碳”目标而减碳、脱碳。

“日本更多从交通领域应用氢能，家庭供能系统也有应用，欧洲则注重工业领域应用。对中国而言，碳排放中有80% 直接和间接来源于工业领域，氢气消费的 80% 也来源于工业领域，由此可见，氢能最大应用场景在工业领域。”景春梅说道。

制、储、运、加、用等多环节待破局

在能源转型的浪潮中，氢能作为一种清洁、高效的能源载体充满机遇。然而，要实现氢能的广泛应用，制、储、运、加、用等多个关键环节面临着诸多挑战。究竟该如何破局？

氢从哪里来

根据制取方式的不同，氢能被分为了灰氢、蓝氢与绿氢。灰氢主要是通过煤炭、天然气等化石燃料燃烧产生的氢气，在生产过程中会有二氧化碳等排放。蓝氢，是指采用了碳捕集措施的化石能源制得的氢气，碳排放强度大幅度降低。而绿氢，则是指利用可再生能源分解水得到的氢气。

我国一直是世界主要的氢气生产大国。2020年以来，我国氢气产量明显加速。根据中国煤炭工业协会数据，2021年我国氢气产量为3300万吨，2022年3781万吨，2023年将预计达到4291万吨。

朱彤对《中国经济周刊》记者表示，目前我国制氢原料中，煤炭使用最为广泛，占比达到64%。其次是工业副产品，占比达21%。天然气占比达14%，电解水使用最少，占比仅为1%。

在朱彤看来，不同制氢技术路线的全生命周期碳排放差别很大，其中，化学燃料制氢会排放大量的二氧化碳。从长远发展来看，绿氢是能源转型与工业脱碳必不可少的能源载体。

可再生能源电解水制氢，是目前最成熟、应用最广泛的绿氢制备方式。据朱彤介绍，我国电解水技术以碱性电解水制氢为主、质子交换膜电解制氢技术为辅。其中碱性电解水制氢设备量全球占有率第一。眼下，国产碱性电解槽寿命已经达到8万小时以上，生产成本更低。质子交换膜电解制氢技术方面，我国仍处于研发攻关阶段，技术性能尤其是寿命尚缺乏市场验证，技术整体性能与国外差距较大。

与灰氢、蓝氢相比，可再生能源制氢成本比较高。据记者了解，目前煤制氢成本约为9~13元/公斤、天然气制氢成本约为10~18元/公斤，可再生能源电解水制氢成本受电力成本影响较大，约为30~45元/公斤。

随着“双碳”目标的发布，国家对于绿氢越来越重视，并将其作为氢能发展的重中之重。2022年3月，国家发展改革委、能源局发布的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，将氢能正式纳入国家能源体系，明确氢是能源转型的重要载体，可再生能源制氢（即绿氢）将在2030年广泛应用，到2035年在终端能源消费中的比重明显提升，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。

政策引导下，绿氢发展近年开始提速。据势银（TrendBank）公司统计，截至2022年底，国内处于规划、在建、建成等不同阶段的绿氢项目累计达151项，2023年1—10月新增绿氢项目达到126项。

今年6月，我国规模最大的光伏绿氢项目“中石化库车绿氢示范项目”全面建成投产，制氢规模达到每年2万吨。

在占地9700多亩的项目园区，50多万块光伏板充分利用当地充足的日照来进行发电，年发电量近6亿千瓦时，平均每天发电159万千瓦时。绿电被输送到绿氢工厂制取氢气，实现“绿氢”替代“灰氢”的绿色降碳生产。

我国拥有丰富的风光资源，可再生能源装机量全球第一，风电光伏设备产能全球第一，在清洁低碳的氢能供给上具有显著优势和巨大潜力。政策支持下，大量绿氢项目在地方政府支持下快速布局。

景春梅表示，目前，绿氢在我国氢能的占比不到1%，但是到2030年估计会扩大到15%。当前绿氢的制备成本是每公斤25元，随着技术进步迭代、规模扩大，到“十五五”时，成本有望降到每公斤20元。

镁基固态储氢罐

产业链发展难题待解

朱彤指出，我国氢能设备在制、储、运、加、用等环节依然存在部分短板。受制于成本、储运等因素，目前氢能的应用距离大规模产业化还有很长的路要走。

即使在目前应用最广泛的交通领域，这些问题也同样存在。

中汽协的数据显示，2024年上半年，我国氢燃料电池车产销量分别为 2773辆和 2644辆，累计销量已达2万辆。而全部汽车产销分别完成了1389.1万辆和1404.7万辆，其中新能源汽车产销分别是492.9万辆和494.4万辆。

从整个汽车市场来看，氢燃料电池车仍然极为“小众”。在业内看来，目前氢燃料电池车上路还存在成本较高、加氢站分布不足等问题。但从整体趋势来看，无论是氢燃料电池系统、关键零部件，抑或是氢能运输成本都在逐步下降。

今年以来，山东、四川、吉林、陕西等省份陆续宣布对氢能车辆暂免收取高速公路通行费，有效降低了氢燃料电池商用车运营成本。中金公司的研报指出，高速免费后， 49吨氢能重卡全生命周期成本有望降至301万元，低于燃油重卡的322万元。

如果单纯从整车成本和加氢的成本来算，氢燃料电池车售价和使用成本比纯电动汽车高。但若将长距离运输的收益考虑进去，氢燃料电池车仍然具备一定优势。

在基础设施建设方面，加氢站布局不足的问题同样突出。

中国氢能联盟数据显示，截至2023年末，全国已经建成加氢站428座，主要分布在广东、山东、河南、河北和浙江，其中处于运营状态的加氢站只有274座，占比64%。

加氢站的开设同样受到氢气运输成本的制约。从目前国内已建成加氢站的布局来看，氢源距离、当地氢燃料汽车普及率都是关键因素。此外，氢气的储存和运输还存在一定的安全隐患。

目前市场主流的氢气储运方式分为高压气态储氢和液态储氢。尽管技术相对成熟，但由于储氢密度低，长距离运输成本相对较高。

突破氢能行业“卡脖子”的关键在于提高储氢效率和降低成本，相比气态、液态储氢，经济、高效、安全、无需高额储氢设备的固态储氢脱颖而出。目前，国内市场上已经出现了镁基固态储运氢车，进一步降低了氢气的储运成本。

氢枫是一家专注于氢气制取、储存、运输和应用的跨产业链综合技术解决方案提供商，在氢气分离提纯以及加氢站建设领域占有显著的市场份额。氢枫推出创新性镁基固态储氢技术，实现该技术的商业化落地。氢枫首席财务官曹俊在接受《中国经济周刊》记者采访时表示，镁基固态储氢技术是在一定温度条件下通过氢气与镁合金的化学反应，以固态形式将氢气存储于镁合金材料中。与气态和液态储氢相比，镁基固态储氢技术的核心优势为具备更高的质量储氢密度以及常温常压的高安全性能，使氢能储运成本更为节约。

一辆装载20英尺集装箱的镁基固态储氢运车储氢量为传统高压气态长管拖车的3倍，在长距离氢能运输方面具有显著优势，同时兼容公路、铁路和水路运输，让氢能的储运更为便捷。此外，镁基固态储氢在储能领域具有广泛的应用前景，可实现大规模、长周期储能，适用于可再生能源储能、调峰电站、SOFC等氢发电领域，以及绿色甲醇、合成氨、氢冶金等氢化工领域。

和液氢相比，管道输送储运同样是一种可行的选择，在油气领域亦是如此。氢气的长距离管道运输并非新生事物，欧美地区的氢气管网已有长达 70 年的历史，当下全球氢气输送管道总里程为 5000 公里左右。我国的输氢管道建设当前尚处于起步阶段，也被业界作为一种选择方向。从国家层面来看，一些大的龙头企业也在尝试建设纯氢管道。

2023年9月，我国首个“西氢东送”输氢管道示范工程被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》。“西氢东送”管道规划起点位于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山石化，原定为 400 公里，后拓展至 1100 公里，预计年底开工，2027 年建成。这是我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。管道建成后，将用于替代京津冀地区现有的化石能源制氢及交通用氢，缓解绿氢供需错配的问题。

“我国的资源禀赋决定了东部地区和西部地区在绿电布局方面情况类似，可能需要大规模运用输氢管道。在绿电大基地，特高压无法完全输送，且在技术和经济性上存在天花板。同时，西北地区就地消纳能力有限，因为整个经济体量不大。所以，需要继续加快输氢管道和特高压的建设，同时加大就地消纳能力。”景春梅说。

纯氢管道建设的验证周期漫长，并且投入巨大。只有下游需求足够，管道输氢才会具有明显的成本优势。

“氢能历经多年从实验室走向产业，正从小规模示范应用迈向大规模应用和产业化发展推进。” 景春梅指出，氢能产业发展正在经历关键阶段，技术需在更多应用场景中进行验证，并通过技术进步和规模化应用降低成本。反之，只有成本降低，才能实现更大范围、更大规模的应用。