9月17日在京召开的“2023全球能源转型高层论坛氢能绿色高质量发展论坛”上，由中国产业发展促进会氢能分会编写的《国际氢能技术与产业发展研究报告2023》（简称《报告》）正式发布。
风，起于“氢”萍之末。在当下疾风骤雨般的能源变革中，毫无疑问，氢能已渐渐站上了“C位”。《报告》显示，2022年是全球氢能产业规模化发展的“元年”，世界各国热情高涨，全球氢能领域的直接投资达到了2500亿美元。
据巅峰了解，历时近一年，《报告》编写团队详细梳理了全球各主要经济体布局氢能的战略、产业链各环节发展现状和典型项目，研究了各国氢能的产业定位、优势劣势以及发展经验。在此基础上，《报告》还总结了未来产业发展的诸多趋势。
未来10年将是氢能“黄金发展期”
近年来，氢能作为高效清洁能源和绿色新兴产业的重要发展方向，成为全球各国谋求能源安全和经济可持续发展的一致选择，各国政府纷纷从顶层设计角度出发，加速氢能产业布局。《报告》显示，截至2022年12月，全球已有42个国家及地区发布了明确的氢能发展战略和规划，这些国家和地区经济总量占世界的比例超过80%。
在世界各主要经济体的大力布局下，全球氢能市场规模正加速扩大。《报告》预计，到2030年，全球对氢的需求将超过1.5亿t，氢能产业规模实现翻倍，达到5000亿美元；到2050年，全球氢能需求较2022年将增长10倍，氢能产业规模也将超过2.5万亿美元。
与此同时，国内氢能产业发展顶层设计也日渐完善，各省、市、区因地制宜，抢抓发展机遇，积极规划布局氢能产业。截至2022年12月，全国已有30个省级行政区域将氢能发展纳入“十四五”规划，69个地级市、县、区明确提出要发展氢能相关产业。2022年1—12月，国内各地区累计出台412项氢能相关政策。
目前，我国各省市到2025年的氢能规划产值总额已接近万亿元，巨大市场潜力下的规模效应，将是我国氢能产业迅速发展的基础。《报告》预计，未来10年将是我国氢能产业“黄金发展期”。
10年内电解水制氢综合成本将下降超50%
当前，以绿氢为代表的“低碳制氢”取代传统能源制氢的速度正在加快。《报告》指出，截至2022年12月，全球新增电解水制氢装机量约0.9GW，累计装机量约1.4GW，为2021年的2.8倍，其中，中国和欧洲分别贡献了总装机量的约40%和30%。预计到2023年全球新增电解水制氢装机量和累计装机量将分别达到4.1GW和5.5GW，较2022年分别实现455%和393%的增幅。
目前，全球已公布的绿氢项目数量约680个，规划装机量累计超过460GW，氢能作为支撑未来能源转型和经济发展的“绿色石油”已成为全球关注的焦点。根据《报告》，在净零排放场景下，2030年全球电解水制氢装机量将达到720GW。《报告》还显示，预计在10年内，电解水制氢综合成本将下降50%以上。
在国内，氢气制备及氢能应用也在逐步由灰氢、蓝氢向绿氢过渡。截至2022年，全国已建成和规划可再生能源制氢产能达410万t/a，2022年全年电解水制氢项目约52个，其中风电光伏一体化项目21个，占比约为40%。
《报告》预计，到2030年，我国氢气年均供应量将达4800万t，其中电解水制氢供应量约为1100万t/a，相当于75~100GW电解制氢容量，占比约为25%。可再生能源制氢新建投资规模将达到3750亿元，绿氢产能接近副产氢，蓝绿氢并行成为重要形式。
。《报告》指出，当前，包括蓝氢和绿氢在内的“低碳制氢”取代传统能源制氢的速度正在加快。预计在10年内，电解水制氢综合成本将下降50%以上。
目前，传统化石能源（煤炭、石油、天然气）制氢仍为全球主要的制氢方式，占全球氢气产量的82%以上，副产氢占比18%。不过，作为高效清洁能源和绿色新兴产业的重要发展方向，氢能产业发展的重点在于蓝氢和绿氢。
全球各大能源公司多倾向将化石能源制氢和副产氢配备CCUS技术作为向低碳氢过渡阶段的主要制氢技术，低碳制氢取代传统能源制氢的速度在加快，电解设备运营规模及大型制氢装置建成增速明显。根据国际能源署预测，虽然在2021年全球低碳氢量尚不足100万t，但若所有宣布的水电解制氢或CCUS化石燃料制氢项目全部实现，到2030年这一数字将达到3000万t。
与此同时，电解设备运营规模及大型制氢装置建成增速明显。《报告》显示，现阶段，电解水制氢占全球氢气产量不足1%，随着可再生能源发电规模的扩大和成本的下降，以及碱性（ALK）、质子交换膜（PEM）与固体氧化物（SOEC）电解水制氢技术水平逐渐提升，电解水制氢综合成本预计在10年内下降50%以上，将逐步替代化石能源制氢。
其中，固体氧化物电解的工作温度在600~1000℃，制氢效率在45%~50%，但其仍处于TRL6-7的技术示范和系统测试阶段。碱性电解水技术最成熟、市场应用最多，但电解槽无法快速启停，功率调节慢，难以适应可再生能源波动特性及快速启停需求，无法满足大规模绿电离网制氢的需求；质子交换膜电解水制氢系统响应速度快，负荷范围10%~130%，是最适合可再生能源制氢的先进技术，也是未来绿电制氢的主要发展方向。
《报告》指出，国外的PEM电解水制氢技术起步较早，已开始进行商业化推广，目前国际领先水平为直流电耗小于3.9kW·h/Nm3，单槽产氢量达到500Nm3/h。在各国PEM制氢设备厂商中，美国普顿、美国康明斯、德国西门子等公司有明显的技术领先优势，且均已推出可用于可再生能源制氢储能的兆瓦级产品。
氢能应用向多领域快速渗透
《报告》指出，随着产业技术快速发展，逐步明确氢的能源属性，氢能应用从化工原料向交通、建筑及能源领域快速渗透，未来氢能技术将有望在氢冶金、绿氢化工、氢储能等领域得到全面应用。
其中，交通是氢能应用的“先导领域”。《报告》显示，经过全球范围内近30年的持续研发，当前，燃料电池在能量效率、功率密度、低温启动等方面已取得突破性进展，新一轮的燃料电池汽车产业化浪潮正在迫近。截至2022年底，全球已累计推广燃料电池汽车72000余辆，集中于欧盟、东亚和北美市场，氢能船舶和无人机等技术的研发试验工作也在快速推进。
在交通应用快速推广的带动下，加氢基础设施建设的浪潮也不断席卷全球。根据《报告》，截至2022年底，全球共建成加氢站1024座，主要分布于中国、日本、德国、美国和韩国，站内电解水制氢技术在欧洲加氢站得到广泛采用。根据各国发展战略预测，到2030年全球加氢站数量将超过4500座，全球主要经济体将形成多元化、网络化的氢能基础设施体系。
与此同时，随着电解水制“绿氢”的发展与氢能多样化应用的融合，电力多元化应用“PowertoX”模式方兴未艾，成为未来促进全球能源绿色转型的重要方向。“PowertoX”是指将风能、水电或太阳能作为主要能源的可再生电力转换为其他能源载体或产品（X）。根据目前拟在建项目，预计到2030年，电力多元化转换总装机将超过1100万千瓦。
在我国，随着2022年大批可再生能源制氢一体化项目的落地，绿氢化工取得快速发展，“PowertoX”模式的探索也取得较大进展。《报告》指出，从化工领域用氢企业产量来看，据不完全统计，我国2022年合成氨产量约为6000万t、合成甲醇产量约8100万t，其氢气需求量分别达到约1059万t、1012万t，绿氢替代潜力巨大。
氢能合作成全球化和国际贸易新亮点
作为应对气候变化、实现低碳经济的关键路径，氢能在各国能源变革中的地位不言而喻。《报告》显示，从全球范围来看，世界主要发达国家从资源、环保等角度出发，都高度重视氢能技术和产业的发展。
《报告》认为，各国氢能发展侧重点各有不同：美国主要关注氢能产业推广，对燃料电池汽车、加氢站数量有明确规划，注重液氢相关设备和产品的输出；欧洲更关注氢能发展在碳减排等环境方面的效用，注重标准和技术体系建设；日本、韩国则主要关注技术开发、基础设施建设，政府支持力度大、补贴高，重点扶持燃料电池汽车销售，注重产业技术输出和氢能贸易；我国目前则集中进行全产业链技术突破及产业示范，是全球最大最具潜力的市场。
在全球氢能产业布局中，各经济体依据自身资源、产业发展条件、需求以及在国际市场中的定位，在产业链布局中，倾向于做出不同的战略选择，并与国际合作伙伴形成优势互补。
《报告》显示，在欧洲，欧盟积极探索与非洲，特别是北非地区，合作发展可再生能源制氢的可能性；推动欧盟东部和南部周边邻国发展绿氢产业，2024年实现制氢产能达到40GW的目标并向欧盟出口；通过其主导的多边投资机构或开发银行，支持周边国家绿氢项目建设。而在可再生能源资源丰富的西亚、北非以及澳大利亚，都在积极布局可再生能源制氢，向欧洲和日本等地出口。氢能产业链的跨区域合作，正在成为全球化和国际贸易新的亮点。
中国氢能产业发展现状与未来分析
一、氢能产业已经初具雏形
1 氢气产能不断提高
根据中国煤炭工业协会数据，2021年我国氢气产能约4000万吨/年，产量3300万吨，产量同比增长32%，达到工业氢气质量标准的约1200万吨，我国已经成为世界第一产氢大国。目前，我国主要以煤制氢、工业副产氢为主，煤制氢技术成熟，制氢工艺体系和产业链条相对完整，各制氢技术占比分别为：煤制氢63.6%，天然气制氢13.8%，工业副产制氢21.2%，电解水1% 。
2 氢能储运多点突破
高压气态储运技术是目前我国最为广泛的氢能储运方式，其技术相对成熟、基础设施依赖度较小。管道输氢可实现大规模、常态化、低成本的氢气长途运输，是未来氢气储运体系的重要组成部分。液氢存储和固态储氢基本无需压力容器，运输便捷，处于示范阶段，是未来实现大规模氢能储运的方向。预计到2025年，液态储运和管道储运的方式将得到进一步发展。
3 加氢网络逐步形成
据国家能源局数据，截至2022年6月，全国已建成加氢站超270座，加氢站数量位居世界第一。从省市分布看，广东建成的加氢站最多，累计达到30座，山东11座排在第二位，上海10座位居第三。
4 氢能应用场景广泛
氢气作为一种工业原料，可广泛应用于石油、化工、冶金等领域。预计到2060年，我国氢能需求可达1.3亿吨，其中工业需求占比约60%，交通运输领域达到31%。
在交通领域，氢燃料电池汽车市场进入商业化初期。燃料电池汽车示范应用城市群初步形成“3+2”格局。示范期内推广燃料电池汽车总量超过37000辆。氢燃料电池汽车产销逐年上升，市场进入商业化初期。中国汽车工业协会的数据显示，截至2021年底，我国氢燃料电池汽车年销量1586辆，保有量8938辆。预计到2030年、2060年，氢燃料电池车年销量将分别达到29万辆、200万辆。
在工业领域，氢能冶金、绿氢化工项目加速落地。氢能冶金——目前，氢能在钢铁领域的应用主要是在富氢高炉冶炼、氢基直接还原、富氢熔融还原以及富氢烧结等方向。绿氢化工——氢能主要应用在合成化学品、加氢炼化和合成燃料等方面，在这些领域实现绿氢对灰氢的替代可大幅降低化工行业碳排放。
在建筑领域，“氢进万家”探索社区氢能应用新模式。氢能在建筑领域的应用与传统能源相类似，主要探索应用于空间供暖、制冷、烹饪和备用能源等。应用方式主要包括燃料电池热电联产/热电联供和天然气管道掺氢。鉴于氢能制取、储存、运输尚未实现规模化，氢能在建筑领域暂无明显优势。
5 产业集聚效应初显
目前我国氢能产业逐步形成“东西南北中”五大发展区域，并逐渐辐射到周边地区。分别是东部早期燃料电池车研发与示范区域、西部可再生能源制氢和燃料电池电堆研发区域、南部燃料电池车大规模示范和加氢网络规划成熟区域、北部燃料电池电堆和关键零部件研发区域，以及中部燃料电池零部件研发和客车大规模示范区域。
6 大型央企陆续入局
大型央企的陆续入局给氢能产业走向成熟提供了重要支撑。据不完全统计，目前超过三分之一的央企发挥各自产业优势，已经在制定包括制氢、储氢、加氢、用氢等全产业链的布局，并取得了一批技术研发和示范应用的成果。在氢能产业链上游，2022年上半年，中石化、中石油、中海油、国家电投等央企国内落地的制氢项目已有18个。在氢能产业链中游，国家电投、东方电气等央企则侧重于研发氢燃料电池及其核心部件，突破了核心技术。在氢能产业链下游，东风集团、一汽集团和中国中车等在燃料电池汽车方面进行了深度布局。
二、政策支持产业发展提速
1 顶层设计持续推进
2019年，氢能首次被写入政府工作报告。2020年9月，财政部、工业和信息化部等五部门联合开展燃料电池汽车示范应用。2020年4月能源局发布《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》，氢气能源属性正在明确。2021年3月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》首次把氢能产业写入“五年规划”。2021年10月，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，统筹推进氢能“制-储-输-用”全链条发展。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，氢能被确定为未来国家能源体系的重要组成部分和用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。
2 政策体系逐渐建立
据不完全统计，2006年至今，我国发布国家层面氢能相关政策80余项。从整体上来看，我国氢能政策主要可以分为起步阶段、推广阶段和快速发展阶段三个阶段，各阶段的产业政策及主要特点是：起步阶段（2006-2015年），氢能产业政策主要侧重于以氢燃料电池等前沿技术的研发；推广阶段（2016-2018年），氢能产业政策从燃料电池延申到制储运用全产业链研发；快速发展阶段（2019年至今），明确将氢能纳入我国能源战略体系，列为前沿科技和产业变革重要领域，稳步推进氢能多元化示范应用。
3 区域政策密集落地
目前，全国已有30个省（市、自治区）均把氢能写入“十四五”发展规划中，北京、上海、内蒙古、天津、河南等十多个省（市、自治区）发布氢能源相关专项规划。值得一提的是，北京、上海、内蒙古和山东等四个省（市、自治区）明确提出“2025年氢能产值千亿”的目标。此外，保定、濮阳、宁波、嘉兴等多个地级市也陆续发布了近百项氢能产业专项发展规划。
4 标准规范产业发展
2020年，全国氢能标委会基于氢能技术进展和产业需求，系统构建了氢能全产业链标准体系，包括基础与通用、氢安全、氢制备、氢储存、氢输运、氢加注、氢能应用等七个子体系，全面梳理国内外氢能标准进展，编制了标准体系表，为全面推动氢能标准化工作提供指导。根据国家标准全文公开系统统计，截至目前，我国氢能领域已发布相关标准101项，基本涵盖制、储、运、加、用全产业链。
三、氢能产业发展前景光明
在政策助力、企业投入加大、产需逐步形成合力的推动下，我国氢能产业发展前景光明。
1 氢能需求将持续增长
根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》估算，2030年我国氢气年需求量将达3715万吨，在终端能源消费中占比约5%；2050年，氢气年需求量将达6000万吨，氢能在中国终端能源体系中的占比将达到10%，产值将达到1万亿元，氢能成为终端能源体系的消费主体；2060年增加至1.3亿吨左右，可再生能源制氢占比70%，终端能源消费占比为20%。
2 可再生能源制氢规模化发展
我国可再生能源装机居全球第一，我国电解水制氢能力每年可达到9亿立方米，制氢成本降至25元/千克。随着可再生能源大规模推广，制氢成本有望持续下降。预计到2025年，可再生能源制氢成本将在目前的水平上降低35%-50%，2050年降幅可达60%。
3 多元化示范应用场景不断拓展
未来随着更多氢能投资项目落地，产业协同效应将逐步凸显，氢能将在交通、储能、工业等领域实现多元应用。
四、产业发展依然面临挑战
一是政策体系仍需完善，协调合作机制亟需明确。氢能产业化发展政策保障体系与实施路线图仍需进一步探索。与此同时，我国氢能产业尚未全面建立产业垂直管理与监管体系，多部门多领域协调合作机制尚不完善。
二是氢能供应链不完备，商业化应用仍存在差距。首先是氢气资源分布与氢燃料电池汽车示范分布不匹配。其次是氢能运输效率较低。最后是加氢站总体数量较少，建设运营成本偏高，建设和运营经验不完善。
三是产业创新能力不强，关键制备工艺亟需提升。氢能产业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、双极板、空压机、氢循环泵等和国外先进水平存在较大差距。
四是氢能成本居高不下，绿氢发展存在多重障碍。从制氢环节看，现有制氢技术经济性和环保风险依然存在；从储氢环节看，储氢密度、安全性和储氢成本之间的平衡关系尚未解决，离大规模商业化应用还有距离；从用氢环节看，建设加氢站、输氢管道所需关键零部件没有量产的成熟产品，建设成本过高。绿氢项目在落地过程中仍面临技术、成本、基础设施及政策保障等方面的阻碍。
五是氢能建设跟风冒进，各地区间产业协同欠佳。地方把氢能产业作为重要的新动能培育，竞争加剧，缺少氢能产业链上、中、下游的统筹。地方已建成（或规划）氢能产业园区30余个，规划的燃料电池、车、站数量超出市场容量，存在产能过剩风险。
六是标准体系尚不健全，相关规范亟需尽快制定。各地在氢能发展过程中由于标准的不统一给地方带来了管理归属不统一的问题。涉及氢能相关环节的规划、安全、标准、项目核准等没有明确主管部门。
五、氢能产业发展措施建议
氢能产业发展是一项涉及面广、综合性强的系统工程。笔者认为，国家层面氢能产业政策发展措施如下：
一是继续完善氢能产业顶层设计。从国家层面统筹协调、完善相关政策体系，化解政策瓶颈和法律法规限制。首先加快出台国家氢能发展“1+N”政策支撑体系，制定详细的氢能产业发展路线图。其次明确氢能产业主管部门，建立完善的氢能基础设施审批、建设和验收流程，加强对氢气制取、储运、加注、应用等各个环节的安全监管。
二是持续推动关键核心技术攻关。持续推动氢能关键核心领域技术攻关，助力创新链与产业链协同发展。建立科学长效的产业发展扶持与激励政策，加强产业薄弱环节政策支持和引导，鼓励自主创新，突破核心材料和关键技术瓶颈。
三是鼓励探索氢能多元利用模式。鼓励各地因地制宜探索氢能多场景、高效利用新模式。从国家层面统筹协调各地发展节奏，统筹推进氢能产业多元化示范，形成区域间协同创新、产业互补的发展格局。
四是积极开展氢能标准规范编制。引导行业高质量开展标准规范编制，进一步完善我国氢能全产业链标准体系。不断提升国际标准化工作水平，鼓励国内更多技术专家参与国际标准制定，发表中国意见。
本文来源|腾方未来科技
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