中國儲能網(wǎng)訊：文 | 王振華 薛方明
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氫能以其清潔、零排放、高熱量等自身優(yōu)勢，正在獲得國內(nèi)外廣泛認可，發(fā)展氫能具有增加產(chǎn)值，創(chuàng)造就業(yè)，減少環(huán)境污染，改善能源供應渠道等諸多優(yōu)點。根據(jù)世界氫能委員會的預測，根據(jù)國際氫能委員會（HydrogenCouncil）預測，到2050年，氫能將創(chuàng)造3000萬個工作崗位，減少60億噸二氧化碳排放，創(chuàng)造2.5萬億美元產(chǎn)值，在全球能源中所占比重有望達到18%。
面對巨大的市場前景，氫能已經(jīng)成為備受關注的新能源發(fā)展熱點氫能產(chǎn)業(yè)鏈包括制氫、儲運氫和氫能應用。制氫方面，有傳統(tǒng)能源的化石原料、化工原料制氫、工業(yè)副產(chǎn)氣制氫，水電解制氫等；儲運方面，包括液態(tài)、氣態(tài)、固體、有機液態(tài)等儲運方式；應用方面，氫氣應用可以滲透到傳統(tǒng)能源的各個方面，包括化工、電子、冶金、能源、宇航、交通等領域，涵蓋材料學、化學、電子、機械等多學科的綜合、交叉與滲透技術，產(chǎn)業(yè)鏈長且復雜。
氫能產(chǎn)業(yè)鏈相關政策
近年來，氫能產(chǎn)業(yè)在我國獲得了前所未有的關注，中國政府對發(fā)展氫能持積極態(tài)度，已在多項產(chǎn)業(yè)政策中明確提出要支持氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。2019年3月，氫能源首次寫入《政府工作報告》，明確將推動加氫站等設施建設。2019年底，《能源統(tǒng)計報表制度》首度將氫氣納入2020年能源統(tǒng)計。15部門印發(fā)《關于推動先進制造業(yè)和現(xiàn)代服務業(yè)深度融合發(fā)展的實施意見》，明確推動氫能產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新、集聚發(fā)展，完善氫能制備、儲運、加注等設施和服務。但是，截至2021年6月，尚未出臺國家層面氫能發(fā)展規(guī)劃。
地方政府發(fā)展氫能的積極性非常高，一方面是為了踐行低碳發(fā)展的理念，另一方面是為了吸引氫能產(chǎn)業(yè)鏈相關企業(yè)落戶本地，促進當?shù)禺a(chǎn)業(yè)機構調(diào)整，實現(xiàn)經(jīng)濟效益。截至2021年6月，已有近49個省市出臺了近80多條氫能扶持政策。不過從政策類型看，氫能專項政策比較少，大多氫能源相關政策是以新能源汽車政策與環(huán)保政策形式發(fā)布的。據(jù)各地氫能政策規(guī)劃統(tǒng)計，未來10年內(nèi)年經(jīng)濟產(chǎn)值規(guī)劃超過10萬億元，氫燃料電池汽車規(guī)劃推廣數(shù)量已超過10萬輛，加氫站建設規(guī)劃已超過1000座。
企業(yè)的氫能產(chǎn)業(yè)布局
當前我國氫能發(fā)展處于初期，各大央企從氫能基礎設施建設、關鍵技術研發(fā)、產(chǎn)品推廣應用等場景積極布局。據(jù)香橙會研究院統(tǒng)計，2019年國務院國資委監(jiān)管的96家央企中，開展氫能相關業(yè)務或布局的中央企業(yè)有26家，數(shù)量占比高達27％，涉及的氫能產(chǎn)業(yè)鏈側重于制氫、氫燃料電池研發(fā)以及加氫站建設。從氫能產(chǎn)業(yè)相關布局來看，各大企業(yè)分別從組織機構、核心關鍵零部件技術、示范工程項目等方面開展相關工作，詳情見表1。
氫能產(chǎn)業(yè)鏈布局前景展望
（一）應用前景預測
2020年中國氫氣產(chǎn)量約3342萬噸，現(xiàn)有制氫產(chǎn)能約4100萬噸/年，供略過于求，低成本氫氣供給相對充足。據(jù)中國氫能聯(lián)盟預計，到2030年中國氫氣需求量將達到3500萬噸/年，在終端能源體系中占比5%，主要增量來自交通運輸?shù)娜剂想姵剀嚕a(chǎn)能缺口約1000萬噸/年；到2050年氫能將在中國終端能源體系中占比至少達到10%，氫氣需求量接近6000萬噸/年，其中交通運輸領域用氫2458萬噸，工業(yè)領域3370萬噸，其他領域110萬噸，產(chǎn)業(yè)鏈年產(chǎn)值約12萬億元，產(chǎn)能缺口約3500萬噸/年。
據(jù)中國氫能聯(lián)盟預計，到2030年中國氫氣需求量將達到3500萬噸，在終端能源體系中占比5%，主要增量來自交通運輸?shù)娜剂想姵剀嚕a(chǎn)能缺口約1000萬噸/年；到2050年氫能將在中國終端能源體系中占比至少達到10%，氫氣需求量接近6000萬噸，其中交通運輸領域用氫2458萬噸，工業(yè)領域3370萬噸，其他領域110萬噸，產(chǎn)業(yè)鏈年產(chǎn)值約12萬億元，產(chǎn)能缺口約3500萬噸/年。
世界氫能委員會的預測顯示，到2050年全球終端能源需求的18%將來自氫能，氫能市場規(guī)模也將超過2.5萬億美元，未來汽車行業(yè)將是增加“綠氫”需求的突破口，隨著氫經(jīng)濟平價之路的實現(xiàn)，其他領域的“綠氫”需求量也將增加，如圖1所示。
根據(jù)IRENA對制氫成本的預測，隨著電解制氫裝置的規(guī)?；a(chǎn)，到2025年低成本光伏、風電制氫將達到化石能源制氫+CCS成本區(qū)間；2035年前低成本光伏、風電制氫成本普遍低于化石能源+CCS成本；2050年前，一般光伏、風電制氫成本普遍低于化石能源制氫+CCS成本。
（二）不確定性分析
目前氫能產(chǎn)業(yè)仍處于商業(yè)化初期，絕大多數(shù)項目仍是依托政策支持或國家補貼建立，氫能產(chǎn)業(yè)仍存在一定的不確定性，各環(huán)節(jié)在政策、技術、商業(yè)化方面尚存在一些瓶頸，具體表現(xiàn)在以下幾個方面：
1. 政策方面
我國已將氫能寫入《政府工作報告》、《2020年國民經(jīng)濟和社會發(fā)展計劃》、《2020年能源工作指導意見》，國家能源局發(fā)布的《中華人民共和國能源法（征求意見稿）》將氫能劃入了能源種類。但目前為止，我國尚未出臺氫能的專項發(fā)展規(guī)劃。
氫能管理體系尚不明確。氫氣生產(chǎn)、儲運、應用等環(huán)節(jié)的歸口管理部門，主管部門和相關管理章程、法規(guī)體系尚不明確。沒有統(tǒng)一的、完善的、連貫的加氫站建設和運營審批政策及流程，制氫用氫涉及土地性質變更問題。氫氣作為危險化學品的管理，制氫項目必須進入化工園區(qū)落地（河北除外），制氫、儲氫的基礎設施建設需要各類專項資質，而這些資質的獲取對于電力企業(yè)難度較大。除新批準的加氫站建設用地外，國內(nèi)油氫合建站、氣氫合建站加氫站不允許站內(nèi)制氫。現(xiàn)有加油站、加氣站土地屬于商業(yè)用地，而增加在站制氫設備后，其土地性質變成了工業(yè)用地，在政府審批、消防驗收等環(huán)節(jié)很難通過。
2. 技術經(jīng)濟方面
制氫層面，我國超過90%以上的制氫原料來源于傳統(tǒng)能源的化學重整，其中約4%來自電解水?，F(xiàn)有油氣企業(yè)具有大量化石能源制氫產(chǎn)能，工業(yè)副產(chǎn)氫存量較高，能滿足近期氫氣需求。使用電解水的方法大規(guī)模制氫有兩條主要的降本途徑：1）降低電解過程的能耗；2）降低用電價格。根據(jù)熱力學原理，電解水制備1m3氫氣最低電耗為2.95度電。途徑一降低成本的空間有限、技術難度大。途徑二中，發(fā)電企業(yè)對電價沒有定價權，利用棄風棄水棄光可再生能源電解制備綠氫電價政策尚不明確，社會平均用電價格導致制氫成本偏高。
儲運層面，我國氣態(tài)儲運壓力較低，單車運氫量遠低于國外先進水平1000~1500kg/車，是導致儲運成本較高的重要因素。液態(tài)儲運氫工藝復雜、能耗高，在我國尚處于起步階段。有機液體儲運氫存在催化劑成本、效率難以兼容、裝置復雜等問題。固體儲氫仍處于探索改進階段，原料成本高，距離規(guī)模化運輸仍具有一定距離。我國加氫站網(wǎng)絡仍未形成，加注成本未能得到有效攤銷。加氫站建設成本高，所需壓縮機、加氣機等核心設備和關鍵零部件主要依賴進口，國內(nèi)核心設備生產(chǎn)企業(yè)少，自主產(chǎn)品不成熟，造成建設成本高。由于氫氣的特殊性質，必須考慮運輸安全性。第一，氫氣具有高滲透性和高反應性，這使得儲運的容器和管道必須采用特殊材料。第二，氫氣爆炸限更寬，屬于高危險性的氣體。
在綜合利用方面，燃料電池汽車制造成本、電堆成本高昂。目前我國在電堆核心材料、零部件、產(chǎn)線裝備等方面仍存在一定問題。國內(nèi)燃料電池車電堆的功率級別還普遍偏低。國際上乘用車的燃料電池功率級別一般在100kW左右，而商用車的燃料電池功率輸出可以達到200kW以上。國內(nèi)車用燃料電池堆主要以30-50kW為主，功率等級普遍低于國際同類燃料電池車。全氟磺酸型膜工作溫度極限為85℃，極大限制了燃料電池電堆的使用溫度，為保證大功率燃料電池的正常工作，用于冷卻燃料電池系統(tǒng)占用電池產(chǎn)生能量的51%，這種情況大大地降低了燃料電池的比功率。
氫能儲運及利用方面，儲運技術尚未實現(xiàn)突破，成本偏高，最終導致氫氣在終端應用上銷售價格偏高，如圖2所示，以0.3元/千瓦時，5.5千瓦時/立方米氫氣條件下，電解水制氫時，不考慮損耗，氫源價格約為19元/kg，到燃料電池終端的運營成高達60元左右，高于汽柴油和電車的運營成本。
氫氣儲運價格較高的特性決定了氫能產(chǎn)業(yè)上游制氫與下游應用必須達成響應匹配，全產(chǎn)業(yè)鏈布局才能產(chǎn)生協(xié)同效應，單個企業(yè)一般不具備布局全產(chǎn)業(yè)鏈的技術和資金，因此大都采用參股或控股的方式組成聯(lián)合體或聯(lián)盟。
能源企業(yè)布局氫能產(chǎn)業(yè)鏈建議
根據(jù)以上調(diào)研情況，建議能源企業(yè)結合自身優(yōu)勢優(yōu)先成立高層氫能工作小組，集合優(yōu)勢資源，統(tǒng)籌推進全企業(yè)的氫能產(chǎn)業(yè)規(guī)劃設計、科研服務、項目建設和應用推廣等工作，促進內(nèi)外優(yōu)勢資源的整合和協(xié)同發(fā)展，避免低效重復建設，突出氫能發(fā)展重點和特色，為能源轉型工作打下堅實的基礎。
1. 建立氫能產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略長效研究機制
氫能產(chǎn)業(yè)投入大，發(fā)展前景周期長，不確定因素較多，因此應從全局層面建立氫能產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略長效研究機制。密切跟蹤國內(nèi)外制氫、儲氫及用氫技術發(fā)展動態(tài)和相關政策法規(guī)，加強國內(nèi)外氫能相關企業(yè)及科研單位的合作交流，尋求氫能政策高地，探尋商業(yè)合作模式，以實現(xiàn)優(yōu)勢互補、共促共贏；加強頂層設計，合理布局氫能相關產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，戰(zhàn)略先行，因地制宜打造特色氫能優(yōu)勢；應用生命周期研究法，結合集團優(yōu)勢及地區(qū)實際，科學全面系統(tǒng)的評估氫能產(chǎn)業(yè)的經(jīng)濟技術可行性；選取合理制氫、用氫方式，打通產(chǎn)氫和用氫產(chǎn)業(yè)鏈，聯(lián)合石化等傳統(tǒng)用氫行業(yè)，對接燃料電池等新興用氫產(chǎn)業(yè)，實現(xiàn)從產(chǎn)儲輸用一條龍的氫能經(jīng)濟。建立國內(nèi)外氫能產(chǎn)業(yè)信息長效跟蹤機制，為企業(yè)投資、決策提供及時有效信息。
2. 建立科研平臺，加強氫能相關技術研發(fā)
列支專項扶持資金計劃發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)，申請和開展國家及集團級綠氫生產(chǎn)及多元化應用重點科技專項，與國內(nèi)外知名院校、企業(yè)合作，聯(lián)合攻關重點領域核心環(huán)節(jié)的技術瓶頸；建立大規(guī)模風電/光伏/水電-氫儲能等物理仿真實驗平臺，用于優(yōu)化單元配置、能量管理和控制策略等，實現(xiàn)多能互補；開拓氫能的多元化應用模式，開展工業(yè)用氫、天然氣摻燒，外銷氫氣及固定式氫燃料電池系統(tǒng)等應用的市場和技術研究，逐步形成項目示范、應用推廣和科研服務三位一體的“能源轉型實驗室”，為企業(yè)在大規(guī)模氫能利用領域的發(fā)展奠定基礎。
3. 結合區(qū)域政策優(yōu)勢布局穩(wěn)健推進示范工程
優(yōu)選政策高地和氫能產(chǎn)業(yè)集群，依托企業(yè)現(xiàn)有研發(fā)中心，工業(yè)產(chǎn)線平臺和工程經(jīng)驗，聯(lián)合區(qū)域氫能產(chǎn)業(yè)集群，適時適地給予氫能示范企業(yè)一定扶持政策，開展可再生能源制氫及以氫能為核心的多能互補的綜合能源服務示范工作，建議考慮通過與終端用戶簽訂長期供銷合同鎖定利潤。充分利用西南區(qū)域可再生資源豐富，尤其是水電價格和總量上的優(yōu)勢，同時配套規(guī)劃制氫和加氫站建設，形成特色鮮明的氫能產(chǎn)業(yè)格局。
4. 參與氫能領域標準的制修訂、建立檢測評價體系
針對可再生能源電力制氫和以氫能為核心的多能互補的綜合能源利用的應用場景，在“統(tǒng)籌分化、協(xié)調(diào)配置”的原則下，從設備的選型、性能檢測、控制策略、經(jīng)濟效益分析等角度結合國家氫能技術標準，與中國標準化研究院，全國氫能標準化技術委員會等相關單位合作，參與氫能領域標準的制修訂。建立氫能產(chǎn)業(yè)檢測服務體系，建設氫能產(chǎn)業(yè)關鍵材料、關鍵設備壽命、關鍵系統(tǒng)檢測平臺，建立健全評價體系，量化相關測試，從而提高企業(yè)在氫能領域的技術水平。
