3月23日，《氫能產業發展中長期規劃》(2021-2035年)(以下簡稱《規劃》)發布，在國家發改委同日召開的新聞發布會上，這份規劃被定義為是碳達峰、碳中和“1+N”體系中的“N”之一。

　　首先被確認的是氫能在能源體系中的戰略定位：未來國家能源體系的重要組成部分，同時也是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體。因此《規劃》更多強調的是，要“重點發展可再生能源制氫，嚴格控制化石能源制氫”。

　　中國已經是世界上最大的制氫國，年制氫產量約3300萬噸，其中，達到工業氫氣質量標準的約1200萬噸。但其中占大頭的仍是“灰氫”。由于自然界中幾乎沒有單質氫氣，依據制氫過程中是否存在碳排放，目前將氫氣分為灰氫、藍氫以及綠氫三類，大體對應煤制氫、天然氣制氫以及可再生能源制氫。

　　根據中國氫能源及燃料電池產業白皮書(2020)中的數據，目前中國氫氣產能已超過4100萬噸/年，其中化石原料(煤制氫、天然氣重整等)制氫占70%，工業副產氫占比近30%，而電解水制氫占比不到1%。

　　現階段中國氫氣來源以煤制氫為主、工業副產氫及燃料重整為輔等狀況決定了目前中國氫能產業仍處于發展初期。根據《規劃》中提出的發展目標，到2025年初步建立以工業副產氫和可再生能源制氫就近利用為主的氫能供應體系。燃料電池車輛保有量約5萬輛，部署建設一批加氫站。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，實現二氧化碳減排100-200萬噸/年。

　　使用可再生電力電解水制氫直接獲取高純綠氫，是未來利用氫能實現碳中和的主要路徑之一，中國可再生能源裝機量全球第一，但這似乎也不能代表可以將綠電和綠氫直接聯系起來，在經濟性和體制機制的可行性上仍有一些“關隘”。

　　一位行業人士對此直言不諱，他認為最需要補貼的環節是可再生能源制氫，企業經過仔細地分析，目前基本上是無法盈利的，所以企業多處于觀望狀態，而不是真正地往下做。

　　在《規劃》中以及國家發改委相關人士的解讀中，也明確提出，要會同有關部門研究探索可再生能源發電制氫支持性電價政策，完善可再生能源制氫市場化機制，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。

　　一、氫能定位

　　根據國家發展改革委高技術司副司長王翔在上述新聞發布會的解讀，在能源供給端，氫能與電能類似，長遠看，將成為未來清潔能源體系中重要的二次能源;在能源消費端，氫能是用能終端實現綠色低碳轉型發展的重要載體。

　　因此需要從生產源頭上加強管控，嚴格限制化石能源制氫、鼓勵發展可再生能源制氫，賦予了氫能清潔低碳這一關鍵屬性。擴大清潔低碳氫能在用能終端的應用范圍，有序開展化石能源替代，以降低用能終端二氧化碳排放。

　　在工業生產過程中，氫氣是重要的清潔低碳工業原料，應用場景豐富，是工業領域脫碳的重要途徑。例如，作為還原劑，在冶金行業替代焦炭;作為富氫原料，在合成氨、合成甲醇、煉化、煤制油氣等工藝流程替代化石能源等。

　　根據殼牌在今年1月中旬發布的《中國能源體系2060碳中和報告》(以下簡稱“報告”)，氫的消費量將從目前的極低水平增長至2060年的17艾焦耳/年以上。這相當于5.8億噸煤當量，或者最終能源消費總量的16%。氫將主要用于重工業、農業機械、重型公路運輸、短途航空和航運，其中85%以上是通過可再生能源和核能電力電解生成的綠氫。

　　這些目標的達成依賴于包括氫能在內的低碳燃料的商業化。要于2060年前實現前述部署規模，殼牌報告認為中國需要在未來20年內，致力于綠氫商業化。過去10年中，太陽能和風能的利用成本一直在下降，而且在未來將繼續下降，這將提高氫能的商業可行性。與此同時，隨著氫能使用需求日益增長，中國將需要投資建設氫能生產、配送和儲氫基礎設施。商業化項目、對制氫廠的初始投資，以及道路貨運、航運和鋼鐵等終端用能行業的氫能試點項目都需協同發展。

　　中國產業發展促進會副會長、氫能分會會長魏鎖針對《報告》的結論曾表示，有關氫能在最終能源消費總量的占比，可以看到很多預測，不管是16%、20%或25%，都代表很大的體量。在實施過程中，氫能主要是作為燃料來進行化石能源的替代。在新型電力系統構建過程中，氫能在大規模儲能，包括能源儲能發電服務、峰值電源、備用電源，特別是在應對極端天氣情況下，電力的穩定性等關鍵環節都具有不可代替的作用。

　　二、成本預期

　　從目前的整體情況看，中國在氫能產業的起步相對較晚，但發展速度較快，目前已經基本形成較為完整的工業體系，不足主要是核心的部件材料和技術還沒有突破;批量化能力還未形成;應用時間比較短，技術迭代升級不夠。

　　不過行業對于氫能的應用和認識也在不斷更迭之中。根據魏鎖的觀察，特別是2021年開始，大家認識到在氫能運用過程中，在化工工業領域的規模化應用會早于在交通領域的應用，所以很多企業現在積極地進入到電解槽的技術研發之中。氫能最后在能源體系中到底可以占多少比重，首先是取決于技術進步，其次是成本。“以前電解槽生產制造只有4家企業，現在已經15家左右了。去年一些地方政府包括內蒙古、新疆、寧夏、吉林也有新能源制氫的項目，這是一個新的開端。”

　　從制氫環節看，目前已經基本具備了批量化生產和規模化應用的條件。氫能的成本，包括相關的設備產品等仍然較高。但行業存有成本下降的預期。

　　從成本的角度，隆基方面對經濟觀察報記者分析，在生產側實現一塊五一方綠氫的可能性。2021年3月，西安隆基氫能科技有限公司成立，是隆基綠能科技股份有限公司的控股子公司，主業方向為氫能裝備技術，制氫裝備工廠設立在江蘇無錫。

　　隆基方面認為，最近兩年，光伏產業鏈由于供需不均衡導致原材料價格上漲，這只是階段性的狀態。隨著產業資本大規模介入光伏的產業鏈，光伏的成本一定會快速下降。每度電實現兩毛錢的成本，在一些資源豐富的地區是可以實現的。電解水制氫每標方的氫氣需要4.5度電。如果電力的成本控制在每方氫9毛錢的水平，再加上設備的折舊、運維以及相對必要的資產回報率，把氫氣控制到一方氫一塊五毛錢的水平是完全有可能的。

　　低成本的電力是實現這一預期的關鍵。根據殼牌預測，2060年，用于制氫的電力需求將進一步增長25%。整個電力系統(面向終端用能行業和制氫行業)的規模達到目前水平的將近四倍。因此亟需將“綠電”于“綠氫”聯系起來。

　　隆基方面建議關注以下問題：

　　第一，行業要定義“綠氫”的標準，明確“十四五”、“十五五”期間“綠氫”占比，提出“綠氫”產業發展路徑，提高“綠氫”在工業脫碳中的作用和價值，鼓勵用可再生能源水電解制氫;

　　第二，將綠氫管理納入到能源管理體系，制定綠氫價格政策，給予綠氫適當補貼激勵，繼續深化完善碳交易市場，探索碳稅政策;

　　最后，在具備可再生能源發電資源優勢并有綠氫消納的地區，例如四大煤化工基地，建立國家級大型綠氫“領跑者”示范基地，鼓勵推廣先進的產品技術，打通產業鏈實現“制儲輸用”一體化。

　　三、卡在哪里?

　　在協鑫新能源控股有限公司副總裁兼首席專家馮慶東看來，《規劃》突出可再生能源制氫的發展方向，這也是能源轉型的關鍵。希望從國家層面出臺扶持政策，包括可再生能源制氫的專項政策，其中的關鍵在于解決電價支持問題，才能真正實現“先立后破”。

　　基于在可再生能源制氫領域的一些探索，也結合了內蒙古、新疆、四川等地的實際情況，馮慶東認為，電價問題一直是可再生能源制氫的焦點：電價太高就會導致可再生能源制氫的成本較高，同化石能源制氫相比不能形成競爭力(其中，化石燃料制氫成本未將二氧化碳捕集利用成本考慮在內)。這就導致了可再生能源制氫“說得多，也很受關注，但做不起來”。

　　3月23日，馮慶東對經濟觀察報記者表示，光伏制氫存在制氫時間短的問題，受制于光照小時數的限制，并不能滿足24小時連續制氫的應用場景需求，設備利用小時數低，投資回收周期長，貸款壓力很大。因此，對于鋼鐵、冶金、石化、硅工業等領域就必須要采購一部分網電用以制氫。

　　若在高峰時段用網電制氫，因為這樣一來就無法保證“清潔性”，從電源結構看，目前火電占比在68%—70%之間。網電制氫的價格一般為0.6元/度，低谷電以前是各省(地區)情況不一，近期電價上漲導致低谷電價也隨之上浮約為0.3元/度。這就導致了可再生能源制氫的成本進一步提升，企業如將貸款利率考慮在內，整體的投資回報率延長，“算來算去，可再生能源制氫的賬都算不過來”。

　　馮慶東認為發展可再生能源制氫，要因地制宜，從不同的地區不同的資源特點出發，不同的應用場景出發，考慮風電、光伏發電以及部分電網的低谷電來實現，這或許是一個發展的方向。“但0.3元/度以上的低谷電價顯然削弱了低谷電在降低可再生能源制氫成本方面的優勢，因為其原本就有的優勢也不是非常明顯，因此建議出臺一些專項的電價扶持政策”，另外，馮慶東認為，一些地區在低谷電里面給出的電價報價過程當中也包含一部分附加費和各種交叉補貼，也需要因地制宜，出臺電價方面的扶持政策，支持可再生能源制氫發展起來。

　　馮慶東認為，在氫能參與電力市場交易方面，主要考慮燃氣輪機摻氫發電參與現貨市場交易和輔助服務。后期如果氫燃料電池發展起來了，也可以參與電力市場交易。在氫儲能方面，馮慶東表示，氫的載體氨適合長期大容量跨季節存儲，儲氨的技術及安全標準成熟，成本低。要保障能源安全，發展以氫能及氫能載體為主的分布式能源系統是不可缺少的的形態。未來隨著技術的不斷進步，核能制氫、光解水制氫等制氫方式也會逐漸發展起來。

　　四、從“灰”到“綠”

　　根據《規劃》，到2025年，形成較為完善的氫能產業發展制度政策環境，產業創新能力顯著提高，基本掌握核心技術和制造工藝，初步建立較為完整的供應鏈和產業體系。氫能示范應用取得明顯成效，清潔能源制氫及氫能儲運技術取得較大進展，市場競爭力大幅提升，初步建立以工業副產氫和可再生能源制氫就近利用為主的氫能供應體系;到2030年，形成較為完備的氫能產業技術創新體系、清潔能源制氫及供應體系，產業布局合理有序，可再生能源制氫廣泛應用，有力支撐碳達峰目標實現。

　　從供應角度看，這就涉及制氫體系由灰氫向綠氫過渡的問題。可再生能源制氫目前包括光伏發電、風電、核能制氫(通過核能散發的熱能對高溫固體氧化物電解槽)以及此次《規劃》提及的光解水制氫。

　　馮慶東表示，從技術成熟度角度出發，目前可再生能源制氫的路徑演變主要是現階段通過光伏風電再加上一部分低谷電堿性槽電解制氫，而后在逐步擴展到質子交換膜電解水制氫，再進一步可以發展到核能制氫，其在場景需求和靈活性布置上還有很多優勢。

　　中國已成為全球第一的可再生能源發電國，由于缺乏足夠彈性電源和規模儲能的電力網，消納存在明顯的地域性和時段集中的特征。行業觀點認為，發展適應風電、光伏和調峰等波動的電解水制氫，既有利于可再生能源的高質量開發，也有利于工業過程以綠氫替代。

　　從綠氫制取的核心電解技術的角度分析，中國主要采用傳統的堿性槽電解制氫技術，單臺產氣量可大于1000m3/h，但能耗仍然居高不下，調控靈活性難以適應可再生電力的強波動特性，亟需著力發展新型電解技術，提升其效率及調控靈活性。

　　未來的路徑方面，馮慶東提出，通過風電和光伏發電加上一部分低谷電互補，可以實現至少是16小時以上的制氫。而在專項的支持和扶持政策上，前段時間出臺的政策主要是圍繞加氫站環節，但目前還傳導不到上游的制氫環節上來，所以我們下一步出臺的政策建議直接在可再生能源制氫這一環節給予扶持。如果制氫做起來了，應用場景多了，電解槽的成本也會進一步下降，另外也要提高設備利用小時數，盡可能提高設備的利用效率，縮短投資回報周期。