中国氢能“制储输用”全产业链协调发展的对策分析

张灿，张明震，陈凡

1.中国矿业大学（北京）管理学院（决策科学与大数据研究院）；2.中国产业发展促进会氢能分会；3.宁波大学中国乡村政策与实践研究院

0 引言

2019年，氢能首次写入中国政府工作报告，报告提出“将继续稳定执行氢燃料电池在内的新能源汽车购置优惠政策，同时推动加氢站等氢能基础设施的建设”。2020年11月2日，国务院办公厅印发《新能源汽车产业发展规划（2021—2035年）》，强调今后将从提高氢燃料制储输运经济性、推进加氢基础设施建设、完善政策法规环境等方面，有序推进中国氢能供给保障体系建设，并表示将联合有关部门制定政策以破解中国氢能产业化、商业化难题。2020—2021年，《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》等相继发布，指出中国将制定氢能产业发展规划，组织开展关键技术装备攻关，从改革创新和推动新技术产业化角度推动氢能产业发展。2022年伊始，国家能源局联合科技部组织编制《“十四五”能源领域科技创新规划》，围绕氢能全产业链部署技术创新任务，并会同国家发展改革委谋划顶层设计，积极推动中国氢能产业发展［1-3］。

氢不仅在合成氨、甲醇以及油气等化工行业应用广泛，还在冶金、电子、食品和航空航天领域有着重要用途。目前，氢在中国直接作为燃料或能源还相对较少，但氢作为性质优良的二次能源，在构建中国低碳、绿色、可持续发展的能源体系过程中能够与可再生能源深度耦合，为主力电源提供“源荷”双向调节作用［4-5］。另外，随着“双碳”目标的提出，氢还有助于工业领域、建筑领域和交通领域等消费终端的深度脱碳［6-7］。如何保障中国氢能“制储输用”全产业链协调发展是一个值得探讨的命题。本文基于中国氢能产业的现状，聚焦中国氢能产业中存在的主要问题，对中国氢能“制储输用”全产业链高质量协调发展展开分析。

1 中国氢能产业发展现状

1.1 中国的氢气产量和用途

由天然气、石油、煤炭等传统化石燃料制取的氢气约占全球氢气产量的96%。中国近年来氢气产量持续增长，2019年中国氢气总产量接近2 000×104t，2021年超过2 600×104t，现已是世界上氢气产量最大的国家［8］。国家统计局最新版《能源统计报表制度（2020年）》中第一次将氢气与煤炭、天然气、原油、电力、生物燃料等一并纳入年度能源统计，要求各地方政府及相关企业将包括氢气在内的能源“购进、消费与库存”及“加工转换与回收利用”情况统计、上报，该统计将成为中央政府针对地方及企业层面进行包括氢能在内的能源考核的重要参考依据［9-10］。

国际可再生能源研究中心的《可再生能源与氢年度报告》、国际能源署氢能技术合作计划组的《全球氢能概况与趋势》等统计数据显示（见表1）：大型化工领域消耗了全球近65%的氢气，石油天然气炼化消耗了全球25%的氢气，另外钢铁矿石冶炼和气体行业消耗了全球近10%的氢气，其中，中国消耗了全球近20%的氢气［11-13］。

表1 全球氢来源及应用领域

1.2 中国氢能市场规模及趋势

为了构建清洁低碳、可持续发展的新格局，中国氢能“制储输用”全产业链正以前所未有的速度蓬勃发展。国际能源署将全球氢能市场划分为北美、欧洲、南美、亚太、中东和非洲六个区域。如图1所示，以日本、韩国、中国为主的亚太地区的氢能市场将是全球氢能最大市场，而中国将是亚太地区最大的氢能市场，预计到2030年，中国氢能行业和市场规模将与日本、德国、美国等站在第一梯队［13-14］。《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》指出，预计到2050年，氢能在中国能源体系中的占比将达到10%，氢气需求量接近 6 000×104t，年经济产值超过 10×1012元［15］。

图1 全球氢能市场份额和各地区氢能市场年复合增长率（2018—2023年）

在工业领域，氢除了用于石油炼化等大型化工企业，利用可再生能源发电制氢耦合工业的氢冶金可能在钢铁行业率先实现规模应用。在电力领域，氢可作为与可再生能源体系整合的良好载体，用于平衡电力需求和可再生能源之间波动的电氢耦合体系在未来具有广泛的发展前景。在居民生活领域，耦合氢燃料电池的冷热电三联供在日本已有成熟应用，在中国已进入产业导入期。另外，商用储氢容器将在中国以氢燃料电池应用为主的交通运输领域快速增长，氢利用将成为中国氢能市场复合年增长率（CAGR）的最高点［16-18］。

中国工业气体协会统计数据显示（见图2）：中国工业氢气行业市场规模发展呈线性递增，增速世界第一［19］。国际能源署、麦肯锡等机构预测全球氢能市场复合年增长率约为8.0%，全球氢能市场将从1 355×108美元（2018年）增长到1 991×108美元（2023年），中国氢能市场增长量预计占到 50%。随着中国能源体系的不断优化，低碳能源需求不断增加，在政策、技术、资本等驱使下，中国氢能市场将持续增长［20-21］。

图2 中国工业氢行业市场规模（2017—2022年）

1.3 中国氢能产业应用研究及趋势

氢能产业链协调发展离不开基础应用研究，中国氢能相关的应用研究以往主要由科技部和各部委基金项目支持。早在20世纪80年代初，北京有色金属研究总院、包头冶金研究所、天津大学等便已开展内燃机氢燃烧驱动实验研究，上海交通大学还曾进行过柴油机加氢的双燃料内燃机实验。中国大规模的氢能应用研究始于燃料电池技术逐渐成熟之后，科技部支持的《氢能规模制备、储运及相关燃料电池的基础研究（2000年）》《利用太阳能规模制氢的基础研究（2003年）》等两项“973项目”对中国氢能产业发展有着深远影响［22-23］。2003年11月，中国加入氢能经济国际合作伙伴（IPHE），成为其首批成员国之一。2006年，中国公布的《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006—2020年）》和《国家十一五科学技术发展规划》都将氢能和燃料电池等相关产业列入国家新型科技产业发展的重要组成部分。

围绕氢能“制储输用”四大环节，中国氢能产业相关的应用研究正在加速发展。在制氢环节，中国可再生能源电解制氢等无碳或碳中性制氢（绿色或蓝氢）技术快速发展，传统化石能源碳基制氢（灰氢）份额正逐步下降，并已形成涵盖天然气制氢、煤制氢、生物质制氢、热化学制氢、工业副产制氢、电解水制氢、光解水制氢等各类制氢技术的应用研究矩阵［6,11,24］。在储氢环节，中国正在开展高压气态储氢、低温液态储氢、有机液态储氢、固态储氢等多路径的探索和实践。在氢气输送环节，中国目前主要采用的20 MPa气罐氢拖车运输已非常成熟，但与国外45 MPa的先进水平尚有差距，液氢槽车运输目前仅用于航天领域，管道输氢已处于试点示范阶段［25-26］。用氢环节，中国目前约95%的氢气作为原材料用于工业领域，其余氢气主要用于火箭、飞机、氢燃料电池车等动力领域，以及家用燃料电池热电联供系统等电力领域。随着氢能技术不断进步，氢能场景不断构建，中国氢能将在更多领域开展大规模应用［26-28］。

2 中国氢能全产业链协调发展存在的问题

中国氢能产业主要布局在以下几方面：一是布局氢能核心环节，主要包括“制储输用”四大环节中的核心零部件技术；二是布局氢能稀缺性标的，主要为加氢站等稀缺标的物；三是布局氢能管理经验，为未来广阔的氢能产业输出管理经验。根据行业发展生命周期推测，未来3～5年将是中国氢能产业导入期，5～10年之后开始进入中国氢能产业的快速成长期，中国氢能“制储输用”全产业链协调发展中面临的问题亟待分析和探讨。

2.1 产业技术上，关键核心技术和设备与国际先进水平差距较大

目前中国在氢能系统集成与控制、基础设施方面都有了较大进步，但与国际先进技术水平相比仍然存在明显差距。在氢能产业的终端应用环节，燃料电池系统是氢燃料电池汽车的核心部件，其中的燃料电堆成本约占整车成本的 30%，目前国际先进的燃料电堆铂族催化剂实际应用量可低至0.25 g/kW，而中国普遍达到0.6 g/kW。国际先进的膜电极最大电流密度接近2.5 A/cm2，价格已降至16美元/kW（约合人民币100元/kW），而中国的膜电极目前最大电流密度为1.5 A/cm2，价格约为2 000元/kW。国际先进氢燃料电池堆体积功率密度水平为3.0 kW/L，单套成本已低于1 000元/kW，而在中国约为2.2 kW/L，单套成本仍高达3 000元/kW［14,29-30］。

国内外各制氢方式差别不大，但在电解水制氢方面，中国虽拥有世界上最大的风能和光伏装机规模，但每年弃风、弃光却较为严重。开展可再生能源电解水制氢消纳新能源，将是中国氢能产业协调发展的重大课题之一。与此同时，在液氢技术、液氢工厂及高压气态氢运输、低温液态氢运输等领域，在将氢能作为数据中心、电信基站等场所的辅助应急电源或将氢作为长周期、大容量的储能载体等领域，中国与日本、欧洲等先进水平差距较大。整体而言，中国氢能产业在下游的终端应用有一定优势，但上中游的制储输环节的关键技术和设备，还需进一步追赶国外先进水平。

2.2 产业协调上，未加强品牌和产品的差异化建设

中国氢能产业目前还未重视氢能品牌建设。世界各国在氢能领域的发展过程中培育出一大批氢能领域的知名公司，比如法国液化空气集团、日本岩谷公司、德国林德公司、加拿大氢能公司、美国Praxair公司等，这些公司分布在氢能产业的各个环节，有着强大的品牌效应和行业话语权［17,20-21］。法国液化空气集团是氢、氧和氮等工业气体的全球领先供应商，供应化学、油气、钢铁工业和医疗保健等多个行业，供应全球80多个国家的350多万客户，在制氢和合成气生产分离装置领域有着强大科研技术实力。日本岩谷公司的制氢产业工厂有4条工业级氢气生产线，其中2条是600 m3/h的高压压缩氢生产线，另外2条3 000 L/h的液氢生产线所产液氢由专用液氢罐车储运外销，自2005年投产以来一直安全运营。岩谷公司还在氢气输运过程中添加少量有臭味的环己烯，以便于使用者发现是否存在泄漏，同时在氢气管线上铺设先进的数据采集与监视控制系统，随时监控输运管线运行状态。以岩谷公司为代表的一批日本氢能企业在各自领域内均相当重视品牌建设，在世界氢能领域塑造了良好的品牌效应。

中国氢能产业需要加强产品差异化建设。虽然中国氢能企业众多，但大型知名企业少，产品差异化不明显，部分产品同质化严重，如果任其如此发展下去可能导致中国氢能产业的重复建设和无序竞争。2020年11月，号称“氢燃料电池行业第一股”的亿华通在科创板上市是中国氢能行业具有里程碑的事件之一，对中国氢能品牌和产品差异化建设具有积极的引导作用。

2.3 产业推广上，氢能应用综合成本依旧高昂

中国氢能要在未来广泛应用需有合理的价格成本作为支撑，但目前高昂的氢能综合应用成本对中国氢能产业发展造成一定阻碍。目前中国制氢产量居世界前列，氢气售价约为 70元/kg，专家预测可与传统燃油车竞争的氢气合理价格在20～30元/kg，不断降低制氢成本是中国氢能产业推广过程中应该解决的重要问题之一。另外，相关的氢能应用设备成本高企也是氢能应用综合成本较高的主要原因。如《汽车世界》数据统计，由铝合金与高强度碳纤维材料制成的70 MPa车载储氢罐，1 kg容量车载储氢罐成本约为1 000美元（约合人民币7 000元），而小型氢燃料汽车的车载储氢罐一般为4 kg容量，大型氢燃料汽车的车载储氢罐一般为8 kg或更大，仅车载储氢罐就已占整车的极大成本。此外，加氢站等基础设施建设也成本高昂，如日本目前建设一座普通加油站仅需 1×108日元（约合人民币 650×104元），但建一座中规模加氢站仍需 4.5×108日元（约合人民币2 700×104元）。而在美国，包括调试、工程设计、管理、建筑施工等费用在内，一座加氢站建设总成本超过200×104美元（约合人民币1 400×104元）［31-33］。

3 建议与对策

习近平主席在 2018年的博鳌亚洲论坛年会发表了“开放共创繁荣、创新引领未来”的主旨演讲，李克强总理在2019年博鳌亚洲论坛年会发表了“携手应对挑战、实现共同发展”的主旨演讲，均指出新一轮世界科技革命和产业变革正孕育兴起，要加速培育包括氢能在内的新技术、新产业、新动能，以推动亚洲和世界的稳定繁荣。能源“碳达峰”“1+N”的政策体系正逐渐形成，中国氢能产业进入历史机遇期，针对中国氢能“制取输用”全产业链协调发展中存在问题提出以下建议与对策。

3.1 加大对关键核心技术和设备的攻关

在制氢环节，传统工业制氢是以煤油气化石燃料为原料制取工业级产量的氢气，虽然目前仍是成本最低的制氢方式，但该制氢方式需在高温蒸汽环境下反应，消耗大量能源的同时排放大量二氧化碳，存在不少问题。未来，利用光伏、风力、潮汐、地热等可再生能源电解制氢、光解制氢等更加低碳环保的制氢方式是世界各国的主流研究方向，应逐步替代中国现有化石能源制氢路径。在储氢输运环节，需攻克高压气态、低温液态及有机液体长输管线储运、固体吸附储氢材料技术等问题。在加氢站建设、氢能利用等方面，虽然中国加氢站等基础设施开发进度不断加快，但也面临着关键零部件严重依赖进口、加氢站建设工艺不成熟、核心设备运维技术匮乏等诸多问题。中国氢能“制储输用”全产业链涉及的关键核心技术和设备与国际先进水平仍有不小差距，还需不断加大科技攻关力度［26,28］。

3.2 加强中国氢能产业的品牌、产品和技术的差异化建设

2019年“两会”期间，长城汽车提交了《关于加快我国氢能源基础设施建设，促进氢燃料电池汽车全面均衡发展的建议》《关于实施国家品牌战略，促进中国品牌全球发展的建议》，提出在加快中国氢能产业发展的同时，不能忽略中国氢能品牌建设，中国氢能产业的品牌培育是商业行为，也是文化行为，建设具备国际竞争力的中国氢能产业品牌，既有利于推动中国经济快速发展，对塑造中国正在构建清洁低碳能源体系的国际形象也具有重要意义［34］。目前，中国越来越重视氢能在品牌、产品和技术等领域的差异化竞争，加强了氢能产业的协调力度，鼓励企业自主创新开展差异化竞争，实现产业各环节的协调发展。例如，针对氢能产业的应用技术，北京市在 2017年就联合多家单位共建北京未来科学城氢能技术协同创新平台，鼓励各单位发挥自身的差异化技术优势开展联合攻关。表2为北京未来科学城氢能技术协同创新平台部分参加单位及承担技术攻关项目。

表2 北京未来科学城氢能技术协同创新平台及承担技术攻关项目

3.3 实现规模经济，持续降低氢能应用综合成本

目前氢能“制储输用”各环节的综合成本都较高，氢能规模应用受到一定影响。在制氢环节，现有各类制氢技术路线中，化石燃料制氢、工业副产制氢仍是技术成熟、成本较低并且可工业级制氢的方式，但也存在高碳排放等问题。在中国构建以可再生能源为主体的新型电力系统的过程中，可在部分地区建设消纳可再生能源电力的电解水制氢工程，形成以可再生能源电力制氢为主体、煤制氢+二氧化碳捕捉封存技术（CCS）以及生物质制氢为补充的多元氢气制取格局，优化中国制氢结构，平衡制氢价格。在氢气输运方面，目前以储气罐氢拖车为主，未来可采用已有的天然气管道掺氢或纯氢管道输运氢气，进一步降低氢气输运成本。在加氢站方面，应鼓励建设油、气、电、氢、储一体的新型综合交通能源服务站，以降低加氢站建设费用。另外，加大催化剂质子交换膜、压缩机、高压储氢瓶等关键材料和设备的国产替代研究，大幅降低氢燃料电池、加氢设备的成本，率先在交通领域实现中国氢燃料电池车的大规模应用［20,31-32］。

3.4 持续构建完善的中国氢能产业发展政策体系

中国氢能产业目前尚处于产业导入期，政府在制定产业宏观政策时应重视各地区的禀赋差异。如，陕西、内蒙古、山西等省份煤炭资源丰富，山东省氯碱行业有大量工业副产氢，以河北张家口、新疆等为代表的地区在发展光伏风力等可再生能源电解水制氢方面具有较强优势。另外，中国产业发展政策常倾向于打造全产业链，但因地制宜、精准施策，把握差异化优势更能创造经济效益与社会价值。目前，中国氢能产业发展的政策体系相对松散，需相关部门、地方政府、机构和企业共同努力，持续构建更加完善的中国氢能产业发展政策，引导中国氢能产业平稳健康发展。

3.5 出台更精准清晰的中国氢能行业财政税收标准

补贴是财政税收政策支持产业发展最重要的着力点之一。中国氢能产业相关财政税收政策在实施过程中界定模糊，需精准细化，产业补贴、财政税收标准应当清晰明确。目前中国对氢燃料电池车有相对明确的补贴标准，但中国氢能产业尚有大量需要加强攻关的技术，而仅针对氢燃料电池车进行补贴可能会误导财税政策扶持产业发展的初衷，高补贴也会诱导中国多个地区和企业集中大规模进入氢燃料电池车领域，而非攻关更重要的核心技术［35-36］。另外，中国氢能产业中的部分核心技术和原材料均被国外企业掌握，若补贴着力不当相当于补贴给了国外企业，不利于中国氢能产业的技术进步和企业发展。与此同时，工业领域作为中国碳排放大户，应充分利用财政税收的引导作用，鼓励工业领域开展绿氢替代，建立更加低碳环保的绿氨、绿醇等大型化工体系，探索兼顾能耗、碳排放需求以及经济效益的“工业+氢”新模式［37-38］。因此，中国应出台更具针对性的财税政策标准，以保障中国氢能“制储输用”全产业链高质量协调发展。

3.6 进一步厘清中国氢能相关部门职责

氢能“制储输用”全产业链涉及面广，厘清相关部门的主管职责非常必要。主管部门不明确、部门职责界限模糊是氢能产业发展面临的重要外部制约因素，涉及氢能的部门及相关职权不清晰将直接降低中国氢能产业积极性，不利于中国氢能产业链协调发展［6,36］。对于庞大的氢能产业，想明确其产业链条上每一个环节、每一个主管部门的细分责任难度较大，但目前这种情况已有所改观。例如：广东省发布《关于加快新能源汽车产业创新发展的意见》，明确加氢站从设计、建设到运营中均由广东省住房城乡建设厅负责；浙江省宁波市公开征求《宁波市促进氢能产业发展实施办法》意见，在培育引进氢产业公司、建设加氢站基础设施、开发氢燃料电池汽车应用、相关人才引进、研究平台搭建、关键技术突破及成果转换、行业标准制定、氢能产业园区开发等方面明确了责任单位。进一步厘清氢能产业相关部门的职责，将对中国氢能“制储输用”全产业链协调发展产生积极影响。

4 结束语

当前，中国氢能产业正处在立足新发展阶段、贯彻新发展理念、构建新发展格局、推动高质量发展的新时代［39］。虽然中国氢产量和用量、氢能行业增速和市场规模均达到了世界第一，但与此同时，中国制氢仍以传统化石燃料和工业副产物（灰氢）为主，在实现中国清洁低碳、可持续发展的“双碳”目标过程中，应转变产业结构，不断攻克关键核心技术，加快开发无碳或碳中性制氢技术（绿色或蓝氢），不断降低氢能应用综合成本。进一步加强中国氢能产业的品牌和产品差异化建设，构建完善清晰的氢能产业发展政策体系，出台更精准的财政税务标准以及厘清产业主管部门职责，保障中国氢能“制储输用”全产业链协调发展。