3月23日，国家发改委、国家能源局联合重磅发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（以下简称“规划”），为氢能产业中长期发展指明方向。

规划中明确，到2025年，初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。燃料电池车辆保有量约5万辆，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，产业布局合理有序，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现。到2035年，形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。可再生能源制氢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。

此前，在我国“30.60”双碳目标背景下，对于如何建设适应新能源大规模并网的新型电力系统受到电网内外各相关主体的高度关注。目前，社会各界对于新型电力系统建设多聚焦于调峰电源建设和电网技术创新研发层面，而对于如何构建与之相适应消纳产业协同体系，尤其是典型行业与电网建设有机结合的发展路径关注较少。此次规划的发布，可以说也同步为新型电力系统建设提供了有力支撑，即通过逐步建立氢能上下游产业链，构建负荷侧多元化氢能应用生态，支撑可再生能源消费和能源绿色转型。

为促进氢能产业与新型电力系统建设的有机融合，结合本次规划发布，本文将梳理国内氢能产业发展现状、存在问题，并据此总结氢能发展与新型电力系统建设相适应的产氢、用氢模式，为双碳目标下的氢能产业健康发展路径提供些许参考。

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氢能产业发展现状

1.1 发展机遇

氢，分子质量最小，来源丰富，质量能量密度高，使用过程环境友好，无碳排放，被视为21世纪的理想能源，并在我国逐渐被提升至国家战略高度。一方面，由于风光等可再生能源的波动性催生储能技术的跨越式变革，国家发改委明确将氢能纳入新型储能方式，由可再生能源制取氢气，氢气再转化为终端能源，有利于促进可再生能源消纳，加快能源结构绿色转型。另一方面，中国工业和交通业高度依赖传统化石能源，脱碳难度高。推行绿氢替代可促进绿色化工、绿色交通的快速发展，助力工业、交通业等碳密集行业实现碳中和。因此，可以说氢能在我国的供需两侧均具有独特优势，不但在供给侧可利用我国海量的风光装机资源进行规模化制氢，解决大规模新能源并网的消纳问题，还可在需求侧利用我国遥遥领先的钢铁、水泥、多晶硅产量以及汽车保有量优势，为氢能利用提供丰富场景和广阔市场。

1.2 战略布局

作为能源密度高、清洁、零碳、灵活的能源载体，氢能已得到全球一些国家和地区的广泛关注。美国能源部提出“大规模融合氢能”的能源系统概念，德国、法国、韩国等国家陆续发布氢能发展计划，日本提出建设“氢能社会”、将氢能上升为国家重大战略之一，早在2017年12月就已出台《氢能源基本战略》，旨在全球率先实现“氢社会”，以实现低碳社会发展目标和寻求日本经济新的增长点。这些国家都已认识到氢能在未来能源系统乃至社会系统中的地位和作用，竞相开始抢占产业链各个环节的技术制高点，力争使本国在此轮氢能变革中占得先机。

2018年以来，我国氢能产业在政策、技术、资本等多方面因素助推之下重新进入公众视野。新能源制氢、氢燃料电池、移动式应急保障电源等领域涌现出的商业案例，极大地扩展了氢能产业未来发展的想象空间。根据中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟预测，2050年氢能在我国终端能源需求的比重将超过10%，氢气需求量将超过1亿吨。未来我国巨大的氢气需求预期，已形成一个新的“风口”，引发了相关行业、企业的强烈关注。

1.3 生产方式演变

按照氢气制取过程中的碳排放强度，氢气被分为灰氢、蓝氢和绿氢。灰氢指由化石燃料重整制得的氢气，碳排放强度最高，技术成熟，适合大规模制氢，成本优势显著，约占目前全球市场氢源供应的96%。蓝氢包括加装碳捕集与封存（CCS）技术的化石能源制氢和工业副产氢，在灰氢的基础上碳排放量大幅降低。绿氢即可再生能源制氢以及核能制氢，制氢过程中几乎不产生碳排放，是未来氢气制取的主流方向。

由可再生能源电解水制氢，能有效解决可再生能源消纳问题，而如何提升电解水制氢的效率，降低技术成本，是突破该项技术发展的关键。目前电解水制氢主要分为碱性电解水制氢、质子交换膜（PEM）电解水制氢、固态氧化物电解水制氢和阴离子交换膜（AEM）电解水制氢四种技术路线，其情况对比如表1所示。其中碱性电解水制氢技术成熟度最高，成本最低，但存在腐蚀问题，且启停响应时间较长，不适合波动性电源。质子交换膜电解水制氢目前已实现初步商业化，其响应速度快，能适应波动性电源，但成本较高，且中国在质子交换膜等核心技术上有待进一步突破。固态氧化物电解水制氢效率高，工作温度高，目前处于小规模示范阶段。阴离子交换膜电解水制氢结合了碱性电解水制氢和质子交换膜电解水制氢的优点，成本较低，且能很好地适应波动性电源。该技术目前尚处于研发阶段，生产规模受到限制。

表1. 四种电解水制氢技术对比

目前，我国氢气供给结构中约77.3%来自于化石能源制氢，21.2%来自于工业副产氢，仅1.5%由电解水制氢提供。根据中国氢能联盟对未来中国氢气供给结构的预测，中短期来看，中国氢气来源仍以化石能源制氢为主，以工业副产氢作为补充，可再生能源制氢的占比将逐年升高。到2050年，约 70%左右的氢由可再生能源制取，20%由化石能源制取，10%由生物制氢等其他技术供给。

1.4 各类消纳途径

氢气用途广泛，是重要的能源介质和化工原料气，可被广泛应用于交通、工业等各行业。

在交通行业，以氢燃料电池为动力，可以实现车辆使用端的零碳排放。相比电动交通工具，氢动力优势是可实现更长续航，在低温环境下有较好适应性，同时氢气加注速度远高于充电速度。因此，氢动力在货用卡车、长途汽车应用方面中有着较大先天优势。氢动力飞机、氢动力船舶以氢代替传统燃油，在保证续航和载重能力的同时，更加清洁环保，相关研究正在火热进行中，全球已有少量示范案例。

在工业领域，以煤化工、石油化工和钢铁冶金为代表，氢气作为重要原料气，用途非常广泛，消耗规模也十分巨大。合成氨、合成甲醇、原油提炼等，均离不开氢气。用绿氢代替传统灰氢，发展绿色化工，是化工行业碳减排的重要途径。其次，氢气是重要的工业还原气体，在钢铁行业，用氢气直接还原法代替碳还原法，是降低炼钢行业碳排放量的有效手段，在国内外已有少量示范项目。然而，氢能炼钢需要大量的氢气供给，这需要成熟且低成本的氢能供应链作为支撑，也需要耐高温和耐腐蚀的设备材料、氢气直接还原铁等技术突破。

在电子工业中，芯片生产需要用高纯氢气作为保护气，多晶硅的生产需要氢气作为生长气。目前国内多晶硅生产工艺中，氢气消耗量约为500~1500 标准立方米/吨Si。随着信息技术和光伏产业的发展，电子工业对氢气的需求量持续增长。

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氢能产业面临问题

本次规划的发布，也明确指出了目前氢能产业面临的一些问题，例如“我国氢能产业总体仍处于发展初期，相较于国际先进水平，仍存在产业创新能力不强、技术装备水平不高，支撑产业发展的基础性制度滞后，产业发展形态和发展路径尚需进一步探索等问题和挑战。”“同时，一些地方盲目跟风、同质化竞争、低水平建设的苗头有所显现。”结合本次规划，笔者通过整理目前文献及报道，总结出氢能产业面临问题主要可归纳为“一低两高一集中”。

2.1 发展水平低

从全球看，虽然欧盟主要国家及美国、日本、韩国等国都发布了国家氢能战略，但基本都处于技术研发和项目示范阶段，总体上还不具备大规模商业推广的条件。与发达国家相比，我国在燃料电池技术发展、氢能产业装备制造等方面相对落后：关键零部件主要依靠进口，燃料电池的关键材料包括催化剂、质子交换膜以及炭纸等材料大都采用进口材料；关键组件制备工艺亟需提升，膜电极、空压机、双极板、氢循环泵等和国外存在较大差距；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。

2.2 参与热情高

但是，上述这些限制条件并未影响各级政府的参与热情。截至目前，我国30多个省级行政区将发展氢能纳入“十四五”规划中，政府工作报告多次提及氢能与燃料电池，相继出台了氢能发展规划和支持政策。然而，正由于氢能产业链长而复杂，且多项技术处于发展初期，资源零散、利用率低、重复建设等问题较为突出。例如，在各地资源禀赋差异化的情况下，地方政府的氢能产业规划中几乎都覆盖全产业链；个别地区光照年有效利用小时数不足1000小时，却在规划中大力发展光伏制氢；部分地区对氢燃料在交通领域的渗透率乐观估计，氢燃料汽车和加氢站的规划建设远超实际需求；全国兴建氢能产业园区和氢能小镇超过30个，对于氢能技术和产业的实际推动作用却与蓝图相距甚远。

从技术研发实力和产业基础看，我国氢能产业2025年之前还不具备大规模商业化的条件。在氢能产业发展仍存在自主创新能力不强、国产化率低、成本高等短板明显的情况下，各地这种一哄而上大规模布局的做法，将导致氢能产业低水平重复投资和资源浪费，影响我国氢能产业健康发展。

2.3 制氢碳排放高

目前，不但各类新能源发电企业将电解水制氢提上日程，一些传统能源行业企业也纷纷向氢能抛出“橄榄枝”，尤其不少煤炭企业对氢能表现出极大兴趣。一些专家也提出了“煤制氢是我国氢能产业最大优势”“煤制氢将担当氢能发展大任”“煤的最佳应用方式就是制氢”等观点。

如前文所述，我国氢气总产量中绝大部分来源于化石能源制氢和工业副产氢，仅1.5%由电解水制氢提供。煤制氢虽然技术成熟、成本低廉，但短期内难以实现清洁低碳。因为煤制氢生产过程需要消耗大量煤炭，从当前技术水平看，生产1吨氢气平均需要消耗煤炭约6-8 吨，排放15-20吨左右的二氧化碳，此外还会产生大量高盐废水及工业废渣。据相关机构测算，2020年化石能源制氢合计排放二氧化碳3.225亿吨，大致占我国工业过程排放二氧化碳量的25%左右。而目前碳捕捉与封存技术（CCS）、废水废渣综合利用技术还不足以支持煤制氢大规模发展，短期内煤制氢的“三高”问题难以解决。

电解水制氢虽然在制氢环节清洁，但我国60%左右的电力来自煤炭，用煤电来电解水制氢，“三高”问题将更为严重。从全生命周期角度测算，煤电制氢的能耗、碳排放比煤制氢更高。能效方面，生产1吨氢气，电解水制氢需消耗5万-6万度电，“电-氢”系统能效约为 65%-75%；但如果使用燃煤发电的电力制氢，“煤-电-氢”系统效率下降至30%以下。碳排放方面，煤电制氢生产1吨氢气需要排放二氧化碳30吨甚至更高，是煤制氢的2-3倍。因此，煤电制氢比传统煤制氢更加耗能、更加污染，不应作为清洁制氢的技术选择。

综上，氢气如果来自于煤炭，使用过程的清洁、低碳是以生产环节的“不清洁、不低碳”为代价的，其结果只能是污染和排放的空间转移。在“绿氢”不具备真正的成本竞争力之前，大规模推动氢能产业发展，将导致“灰氢”规模快速扩张和二氧化碳排放量快速增加，不利于我国“双碳”工作的推进。

2.4 应用场景多集中在交通领域

从以上分析可知，未来我国要大力发展氢能产业，并实现“双碳”目标下的能源绿色转型，必须依赖可再生能源制氢，并大力拓展“绿氢”应用场景，尤其是一些依靠传统手段难以脱碳的领域，包括炼油、化肥、长途卡车运输、航运和氢冶炼等应用领域。然而，当前我国各地氢能发展方向基本局限在以燃料电池为主的汽车领域，应用场景单一，产业同质化突出，由此可能导致三个问题：

一是氢能消费规模较为有限。各地规划的氢燃料电池汽车发展集中在乘用车和重卡方面。以10年期限来看，无论重卡、客车或家用汽车，除成本高昂因素外，各类场景的氢气消费规模较为有限，与真正的工业消费场景相比是数量级的差距。以百公里耗氢量（6-8kg）最大的重卡为例，2021年全国运输卡车保有量为798万辆，按较为乐观情形替换10%即80万辆（本次规划为2025年前达到5万辆，因此80万辆规模很难估计替代时限），每辆按年平均行驶2万公里计算，则整体年耗氢量为112万吨。即使将客车及家用汽车的氢能替代规模考虑进来，交通领域整体年耗氢量也很难超过200万吨。而根据不同数据来源统计，预计2030年全国氢气需求量可达3500-4000万吨，绝大部分为工业需求量。因此可见交通领域占比还较为有限，当前把氢能产业发展规模集中于这一领域可能造成较大风险。

二是氢能替代成本高昂。在交通领域过分推崇氢能替代，可能替代成本非常高昂。以氢能车辆购置为例，在氢能车辆购置成本中，氢燃料电池系统和储氢系统的占比超过 50%。以目前已实现应用化的10.5米客车型号为例，燃油客车购置成本为40 万元，电动客车购置成本为74万元，而氢燃料电池客车购置成本为195万元（价格信息来自中国政府采购网），远高于燃油客车与电动客车，现阶段仍需依靠政府补贴。且不论在不断进步的三元锂电池和磷酸铁锂技术成本不断降低、电网基础设施不断普及覆盖的情况下（电网可以无处不在），氢燃料电池车在中短途与电动车相比也并无竞争优势。因此，大规模发展氢燃料电池车的各产业链整体直接成本、机会成本将非常高昂。

三是忽视氢能真正发展潜力。中国各地氢能产业规划对氢能作为长周期能量储存器和不同能源行业耦合的介质这两个特点的重要性缺乏足够认识和深入思考。目前，我国一些脱碳真正困难、需要“氢能”的领域，如化工、冶炼、轨道交通、航空航天、分布式发电、热电联供等领域反而进展缓慢，无法真正发挥氢能的价值和潜力。尤其将化工和钢铁冶金两个领域合并，碳排放量占比超过全国碳排放总量的40%，因此研究如何与绿电和绿氢耦合发展意义重大，有利于推动中国工业绿色低碳转型，合理确定氢能在中国未来能源系统中的重要地位。

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氢能产业高质量发展思路

3.1 战略定位

从本次发布规划中的氢能战略定位来看，明确了三点，即一是明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，要发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体，尤其是其大规模、长周期储能的优势及与各类能源形式的融合优势；二是明确氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，强调营造形式多样的氢能消费生态，并推动交通、工业等用能终端的能源消费转型和高耗能、高排放行业绿色发展；三是明确氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，在全球新一轮科技革命和产业变革发展趋势下，加强氢能产业创新体系建设，实现产业链良性循环和创新发展。

3.2 整体发展路径

基于此，笔者认为氢能的高质量发展要建立在与新型电力系统建设有机结合的基础上，即从“源端”出发，要大力开展可再生能源制氢，发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体，解决规模化新能源并网带来的消纳及调峰难题；从“荷端”出发，要探索氢能与传统碳排放大户如钢铁、冶金、炼化等行业的替代工艺和方案，营造形式多样的氢能消费生态，实现顽固行业深度降碳和氢能大规模消纳双重目标。同时，结合东西部产业有序化、规模化转移，实现绿电资源就地消纳，有效分担特高压通道、抽蓄、大规模电化学储能等大型工程的外送、调峰压力，从全产业链角度推动氢能产业高质量发展。

3.3 “源端”政策引导双管齐下

如第二章氢能产业面临问题所述，需要注意的是，在“源端”，需要同时考虑可再生能源制氢成本性问题和化石能源制氢碳排放问题。在“绿氢”不具备真正的成本竞争力之前，大规模推动氢能产业发展，将导致“灰氢”规模快速扩张和二氧化碳排放量快速增加，不利于我国“双碳”工作的推进。因此，必须通过制定“绿氢”产业鼓励政策与制定“灰氢”产业惩罚或成本内部化等措施双管齐下，给“灰氢”排放的“碳”合理定价，促进排放企业审慎决策，才能在“源端”扶持可再生能源制氢规模化发展。

3.4 “荷端”产业升级助力深度脱碳

氢能产业的示范化应用是推动良性循环发展的关键，不但可解决“源端”制氢能力提升后氢气何处消费的难题，也能更好解决新型电力系统建设中的电力消纳问题。本次规划在第六章提出稳步推动氢能多元化示范应用，其中交通领域主要集中在运营强度大、行驶线路固定的货车运输层面，而工业领域提出要结合国内冶金和化工行业市场环境和产业基础，探索氢能冶金示范应用，探索开展可再生能源制氢在合成氨、甲醇、炼化、煤制油气等行业替代化石能源的示范。

根据规划不难看出，“氢能”在交通领域发展空间可能较为有限，在电动技术、成本、基础设施不断迭代完善背景下，氢燃料电池车很难取得全面竞争优势。因此，氢能在我国未来能源系统中的地位和作用，可能更应该弥补现有低碳和零碳能源技术无法解决的领域和应用场景（如碳排放总量占比超过全国总量40%的化工、冶金领域），大力推进绿氢冶金、绿氢化工、CCUS制甲醇等上下游氢能消费生态，同时不断提高氢能在能源系统灵活性方面的优势，不但可助力产业绿色升级，还可解决新型电力系统消纳、调峰难题。

3.5 推动东西部产业转移，助力“源荷”互动融合

前不久，包括工信部、国家发改委等十部门联合发布了《关于促进制造业有序转移的指导意见》。其中明确提出，要支持符合生态环境分区管控要求和环保、能效、安全生产等标准要求的高载能行业向西部清洁能源优势地区集聚。

钢铁、煤电、煤化工、水泥、汽车制造等行业，正是高耗能企业，也是碳排放大户，约占我国碳排总量的50%以上，而且还属难脱碳行业。但这些行业大多集中的东中部经济发达地区，而低成本的光伏、光热、风电、水电等再生能源又集中在太阳能光照充裕的西北、东北和西南地区。空间分布上的不均衡，加上产能与用能的错位，一直以来，我们的解决方案是西气东输、北电南送，不仅效率低能耗损失大，而且在清洁能源逐渐占主导地位的情况下，这种调节显得更复杂和艰巨。光靠特高压和输气管道来输电输气，工程浩大，而且时间紧张，容量也不够。如果能实现产业转移，就地消纳清洁能源，既解决了能源长距离的输送问题，又实现了工业体系的脱碳问题，可谓一举两得。

因此，在氢能产业规划发布之际，进一步推动东西部高耗能、高排放产业规模化、有序化转移，结合氢能在“源端”和“荷端”的发展路径，可以说恰逢其时，不但有助于解决高碳顽固行业的深度脱碳，还有利于加速新型电力系统建设，继而对协同实现我国双碳目标落地和经济高质量发展起到积极作用。

注：作者供职于国网综合能源服务集团有限公司西北事业部

本文观点仅代表个人

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