我国氢能产业探索摆脱传统发展路径

国际氢能展获悉，全球氢能产业发展情况

中国国际工程咨询有限公司氢能产业发展咨询中心油气处处长张继龙介绍了近年来全球氢能产业发展情况。

氢能政策不断细化完善。第一，国家级氢能规划继续增多。2023年新增14个国家推出国家级氢能战略，美国、日本、德国更新氢能战略，南美、中东等确定氢能出口发展目标;欧洲提出多领域绿氢替代目标，例如，航空燃料1.2%来自绿氢合成，以及在 2030年实现工业用氢的42%来自绿氢。第二，氢能补贴体系向上游供应链倾斜。例如，美国《通胀削减法案》清洁氢税收抵免方案、韩国“清洁氢认证+税收抵免”补贴方案。第三，氢能各领域标准体系逐渐形成。欧盟《可再生能源指令》(RED Ⅲ)提出提高可再生能源发展目标，对以绿氢为主的非生物质可再生燃料的应用目标进行了详细规定，并要求建立相关指标和认证体系，以确保正确计算和确认可再生能源的使用量及获取可再生能源的真实性和可追溯性。国际绿氢组织发布绿氢标准《GHS 2.0》，新增绿色甲醇及绿氨的相关标准。第四，航运减碳政策带动氢基能源明确需求。国际海事组织升级航运业减碳目标，欧盟开始对其境内停泊的船舶征收碳税。

绿氢产能总规模迅速扩大，单体规模达到万吨级。2023年，全球电解水制氢新建产能7.3万吨/年，比上年增长204%，预计2024~2025年将继续迅速增长。其中，海外大型绿氢项目储备约50个，全球对绿氢生产补贴资金逐渐到位，航运、化工等对零碳燃料和原料的需求增长。2023年全球电解水制氢项目向万吨级发展，建成项目中千吨级以上氢气产能项目数量占29%，全球首个万吨级绿氢项目建成。

加氢站规模持续扩大，但各国差异较大。从数量看，近5年加氢站建设持续增加，年均增速达27%;2023年全球加氢站建设速度稍有放缓，比上年增长12%。从分布看，我国加氢站建设数量最多(428座)、增速最快;日本和欧盟起步最早，但增速稍缓;韩国增速较快，但2023年明显放缓;美国加氢站发展处于较低水平。

燃料电池汽车销量稳步增长，但分化严重。从规模看，近5年燃料电池汽车稳步增长，年均增量超过1.7万辆，2023年节奏稍有放缓(1.46万辆)，比上年下降21%。从分布看，韩国燃料电池汽车销量遥遥领先，近4年累计销量3.4万台;我国燃料电池汽车销量增长显著，2023年全球销量第一(5805台);韩国、美国分别是2023年销量第二、第三大市场。

绿氢转化应用成为重要发展趋势。2023年氢基燃料船舶开始进入应用阶段，甲醇船舶成为国际航运领域主流替代燃料船舶路线之一，全球下单甲醇燃料船130艘。燃料船新增订单中，甲醇船舶约占13%;在替代燃料船型的新增订单中，甲醇船舶约占28%。此外，国际氨燃料船舶开始进入订造阶段。

政策推动我国氢能产业发展

在新能源发展、成本降低推动下，我国氢能产业探索摆脱传统发展路径，迈向绿色化、低碳化、多元化、高端化新阶段。“‘十四五’以来，国家陆续发布一系列重大政策举措，明确了氢能在我国能源转型中的战略定位、总体要求和重大举措，描绘了氢能发展的蓝图。”中国石化经济技术研究院产业发展研究所副所长曹勇说。

2022年，国家首次发布的《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》，明确了氢能在新型能源体系中的战略定位、发展目标和重大举措。《中国氢能产业展望报告》认为，长期看，氢能是需求侧终端推动工业、交通、建筑、电力等难脱碳领域实现减碳目标的关键，2060年有望贡献10亿吨级碳减排解决方案。从目前到2045年，以灰氢减退、源头降碳为主，可实现二氧化碳减排5亿吨;到2060年，以绿氢替代、终端降碳为主，可再实现二氧化碳减排6亿吨。届时，氢能产业对我国“双碳”目标贡献度可达10%。2024年7月，《中共中央 国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》指出，要推进氢能“制能输用”全链条发展;推进交通运输绿色转型;完善加氢(醇)站等基础设施网络绿色转型政策体系，建立健全氢能“制能输用”标准。

同时，各地方政府持续探索推动氢能“制储运加”的创新政策。

张继龙介绍，在优化绿氢生产和使用的政策方面，河北提出“绿氢生产不需取得危险化学品安全生产许可”，广东等地提出“探索/允许在非化工园区建设制氢加氢一体站”，促进氢能与石化产业协同发展。在明确加氢站等的管理流程及办法方面，张家口市规定“允许加氢站以租赁土地办理审批手续”，浙江等地明确加氢站的主管部门。在展开地方性多途径绿氢生产补贴示范方面，内蒙古等地按实际售氢量进行退坡补贴，广东对电解水制氢加氢一体站进行电费减免补贴。此外，山东、吉林等地减免了氢能车高速通行费。

我国氢能产业发展正迈向转型阶段

我国氢能发展历经起步期和发展期，产业规模实现了飞跃发展，正在迈向转型阶段。自2020年提出“双碳”目标后，我国氢能产业既面临制氢端化石能源用能占比高、碳排放规模大的瓶颈，也存在终端用能低碳化发展空间广阔的机遇。“在新能源大发展、成本快速降低推动下，我国氢能产业已处于转型的十字路口，正在探索摆脱传统发展路径。”曹勇说。

中国石化经济技术研究院党委书记、副院长罗大清介绍，2023年，我国氢气产量约为3545万吨，是全球最大的氢气产销国，以化石原料制氢、工业副产氢为主，可再生能源制氢稳步推进，产能超过7万吨/年。氢主要用于合成氨(33%)、甲醇(27%)和石油化工(25%)领域，交通领域需求占比不足0.1%。

据预测，我国氢能消费规模将从当前的3545万吨增至2060年的8600万吨，甚至有望达到1亿吨以上。

新能源进入高占比发展阶段，绿氢将成为破解消纳难题的关键路径。2023年，我国风光发电占全国总发电量的比重突破15%，正式进入了新能源消纳的第三阶段(风光发电占比15%~25%)。预计到2030年，风光发电占总发电量的比重将超过25%，电力系统灵活性资源需求大增，需要增加调频电站、引入需求侧管理和长时储能，才能化解消纳难题。在碳达峰碳中和进程中，氢能将为我国破解新能源消纳问题提供关键解决方案，并成为能源转型路径中不可或缺的重要一环。

氢能应用呈现多元化趋势。工业部门用氢目前以原料为主，未来将向燃料拓展，规模将从2020年的3000万吨/年增至2060年的4500万吨/年。其中，化工用氢规模基本稳定、炼油用氢规模逐步减少，钢铁行业用氢规模扩大，成为工业用氢新兴领域。“氢冶金”被钢铁行业视为替代“碳冶金”实现碳中和目标的关键技术之一。预计到2060年，氢冶金工艺占比25%，氢需求有望突破1400万吨，届时将仅次于化工行业用氢。

未来交通领域用氢将呈现陆运为先、水空运跟进的发展特点，预计2060年交通用氢需求有望超过2800万吨。公路交通领域是用氢的主阵地，氢能交通将与纯电交通实现多能互补发展。航运交通用氢主力将是氨和甲醇等低碳氢基燃料。航空领域氢基燃料替代将占据一定地位，重点是以新型燃料电池动力系统为主的小型飞机及无人机领域，以及生物质与绿氢耦合的可持续航空燃料。轨道交通用氢主要面向难电气化领域，体现在旅游景点氢能观光列车、城市氢能轨道交通等。

在电力部门构建可再生能源发电与制氢“电氢耦合”体系，实现多能源跨地域和跨季节优化配置。重点发挥氢能大规模、长周期储能优势，通过在电源侧、用户侧、电网侧适时建立氢储能电站，参与调峰调频、季节性调峰，作为重点行业长周期备用应急电源与其他储能形式互补发展，共同提高电力系统灵活性、稳定性、安全性和可靠性。同时，通过掺氢(掺氨)技术和设备改造，推动现有煤电和气电机组减碳转型。

“十五五”我国氢能产业发展前景

氢能将成为我国终端用能部门实现深度脱碳的关键选择。曹勇说：“‘十五五’期间，我国新能源将快速发展，2030年有望超越石油成为第二大能源品种。”

绿氢在消纳新能源和可再生能源方面的潜力巨大。“十五五”我国风光发电装机预计年均增长2亿千瓦，年均发电增量将从“十三五”的约1100亿千瓦时增至2200亿千瓦时，其中近一半来自集中式电站项目。同时，由于西部用电需求不足和电力外送通道能力限制，“三北”地区亟须提升当地消纳能力。通过“西电西用”形成有效需求，绿电制氢可以为绿电大规模消纳提供重要途径，也有利于加快形成供需有效衔接的新型产业体系。

2030年，我国氢气消费量将从2020年的3170万吨增至3900万吨，灰氢消费将在“十五五”期间达峰下行。中长期看，低碳氢将是工业、交通、建筑、电力等难脱碳领域实现减碳目标的关键，推动氢能应用的多元化。在氢能消费中，2030年工业领域应用占比将由2020年95%降至93%，交通领域增至2%，其他5%来自电力、建筑等领域。

在工业领域，用氢规模稳步扩大，长期保持氢能应用主体地位。工业领域用氢以原料为主，未来将向燃料拓展，规模将从2020年的3000万吨/年增至2030年的3600万吨/年。其中，化工用氢规模基本稳定，绿色氨醇是重要转型方向，炼油用氢将在达峰后略有降低，绿氢炼化规模扩大，钢铁用氢规模保持增长。“十五五”期间，氢能占工业用能比重基本稳定在5%左右。

在交通领域，需求快速增长，未来将成为仅次于工业的第二大应用领域。氢能交通逐步进入成长期，预计到2030年，氢能在交通领域的消费规模为75万吨/年(以间接用氢为主)，较2020年增长1.5倍，燃料电池汽车保有量超过10万辆。交通直接用氢规模将超过10万吨/年;氢能占交通用能比重从2020年的0.1%增至0.5%，2035年达到1%。

在建筑领域，“十五五”期间将拓展应用场景，发展掺氢和氢热电联供。建筑用氢需求来自居民和商业设施的综合能源服务。2030年前，除了部分人工煤气用氢，该领域直接用氢以试点示范为主，“氢进万家”正逐步从理想成为现实。预计“十五五”末，氢能消费规模超过70万吨/年，占建筑领域用能总量的比重为0.4%，绿氢在该领域的应用仍处于产业培育期。

在电力领域，建立电氢耦合体系，提供灵活性和安全性保障。电氢耦合转换将长期助力电力系统的灵活性、稳定性和安全性。在碳达峰阶段，预计发电用氢以焦炉煤气发电为主(副产氢发电)，用氢保持在100万吨/年规模;《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》等电力减碳新政的实施，将打开低碳氢能发电的新空间。预计到2030年，全国发电用低碳氢规模约为10万吨/年，主要以掺氨发电、掺氢发电和氢燃料电池热电联产方式应用。

在供给方面，2020年我国专门制氢用能几乎全部来自化石能源，随着可再生能源制氢快速发展，到2030年，非化石能源占制氢用能结构的比重将超过15%，其中风光发电占比12%以上。基准情景下，“十五五”末我国绿电制氢用电量超过1400亿千瓦时，绿氢年产量超240万吨。2035年以后，制氢环节用能非化石能源占比将快速超越化石能源。

制氢用能占一次能源消费比重持续提升，随着氢气生产规模的扩大，预计到2030年制氢用能占比3.4%，到2035年达到5%。在绿电制氢带动下，电解水制氢用电占全国总用电比重也将持续攀升，从2020年的不到0.1%增至2030年的1%以上，2035年后将逾5%。

当前，绿氢制氢成本在18~45元/千克，高于灰氢(10~19元/千克)，与蓝氢接近，在满足工业大规模需求方面仍有差距。目前，绿氢成本较低的地区主要分布在西部风光资源条件优越的地区，通常远离中东部氢气消费核心地区，因此区域有错位、产业难配套、储运成本高成为绿氢推广应用的瓶颈。“十五五”既是氢能关键技术的攻关期，也是氢能新兴应用的示范期，更是氢能解答“双碳”问题的答题期。

低碳氢将在2040年前形成竞争力，科技进步和规模效应加快降本步伐。在工业领域，绿氢和蓝氢将分别在2035年和2040年对灰氢形成竞争力，电氢耦合、碳氢协同和氢能储运等领域的科技进步和绿氢规模化生产应用，将持续促进绿氢生产降本增效和发展壮大;在非工业领域，预计2040年，资源条件优越地区的终端供氢成本有望降为22~25元/千克，进入多场景应用的经济性区间。

推动氢能产业高质量发展的建议

首先，加强氢能产业顶层设计，制定中长期行动方案。加快构建我国氢能产业政策体系，完善相关法律法规，在已发布规划基础上，进一步明确氢能中长期发展目标，特别是碳达峰末期和碳中和初期的绿氢发展目标，研究面向2060年的时间表、路线图;深化低碳省市和园区的碳达峰碳中和试点工作，推进基于绿氢解决方案的近零碳排放应用示范工程、碳达峰试点园区、碳中和先行示范区建设;建立完善基于绿氢及其衍生品的温室气体自愿减排交易机制，加快实现生态价值和环境价值。

其次，加强科技创新，围绕“补链强链”开展产业合作，联合突破绿色低碳转型发展瓶颈。加快构建以企业为主体、市场为导向、产学研用深度融合的氢能低碳科技创新体系，特别是绿色氢能制储运用创新联合体，贯穿创新链、产业链、资金链、人才链;建立完善鼓励氢能技术装备自主创新、保护知识产权的激励机制，推动产业链协同创新和融合发展，提高关键领域技术装备国产化率和自主创新能力，加强氢能国际合作，促进低碳技术的科技进步，推动氢能在更大范围推广应用。

再次，瞄准产业短板出台扶持性政策，在财税和金融领域为企业提供更多政策支持。完善碳减排支持工具等结构性货币政策工具，尽快推出国家低碳转型基金;积极发展气候投融资工具，启动气候投融资地方试点，为重点行业绿氢应用和低碳转型项目融资提供更多市场化工具，降低融资成本;国家专项计划纳入更多难脱碳领域的氢能技术装备重大攻关项目。加大对炼油、化工、冶金等重点行业实施绿氢重大示范工程的资金支持力度。

最后，建立完善推动氢能产业低碳转型的制度体系，引导绿氢生产消费规模化发展。建立完善重点行业氢能生产环节的碳排放核查体系，通过“碳排放双控”政策和碳交易市场机制，有序推动重点行业制氢低碳化进程，加快绿氢规模化生产;合理修订氢能应用重点领域的碳排放强度标准，包括重点指标考核办法，引导用户选择低碳足迹能源产品和服务，促进绿色氢氨醇等燃料或原料消费，加快形成氢能多元化应用场景;加强出口产品碳足迹管理，减少低附加值的高碳足迹产品出口，推动重点出口企业提高绿电绿氢应用比例，积极应对欧盟碳关税。

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