基于情景分析的中国氢能产业中长期预测研究

曹 勇，罗大清，刘潇潇，王 盼，程 诺，乞孟迪

（中国石化集团经济技术研究院有限公司，北京 100029）

进入21世纪以来，为应对全球气候变化，主要国家提出了到本世纪中叶实现碳中和的发展目标，低碳足迹氢能被认为是推动能源结构调整、产业转型升级和实现可持续发展的关键之一，受到了广泛重视。近年来，氢能产业发展热度持续提升，全球已有40多个国家或地区制定了氢能发展战略或路线图，从加快能源转型步伐、抢占未来产业制高点、保障能源安全、培育经济新增长点等战略角度出发，积极推动产业转型发展，从源头减碳到终端应用，氢能产业正在进入一个目标更明确、动力更强劲、范围更广泛、影响更深远的新发展阶段[1-2]。

1 中国氢能产业发展现状

中国是全球最大的氢气产销国。从供给侧看，2022 年氢气产量约3 500 万吨，占全球总产量的3 成，氢气生产以化石能源制氢为主，煤直接制氢的产量占65%，天然气直接制氢约占13%，工业副产氢占22%，主要来自炼油、炼焦和氯碱等行业的工业装置，绿电专门制氢占比不到1%。从消费侧看，氢气绝大部分用作工业原料，仅少部分作燃料使用，其中，工业部门用氢占比94%，以化工和炼油为主，电力部门占3%，建筑部门占2%，交通部门直接用氢占比不到1%。我国低碳氢能生产应用规模较小，产业发展尚处于初级阶段，但发展势头良好，据不完全统计，截至2023年底，我国已披露规划建设的绿氢项目数量多达300 个，远期产能超过400 万吨/年，绿氢具备更加广阔的发展空间。

我国氢能产业的转型发展虽已取得积极进展，但基础尚不稳固。面临的主要瓶颈，一是氢源结构以化石能源制氢为主，煤制氢规模大、碳排放强度高，专门制氢环节每年排放CO2约5 亿吨，而绿氢生产处于起步阶段，经济性有待提升。二是氢能应用场景有待丰富，基于低碳氢能的减碳方案缺乏比较竞争力，加之当前碳价水平相对较低，氢能在难减碳领域实现深度脱碳的渗透率不高。三是氢储运体系建设尚处于起步阶段，氢能基础设施相对不足，缺乏长距离、规模化输送能力，储运环节成本较高。四是关键环节氢能技术装备自主化、国产化水平有待提高，部分核心零部件和基础材料依赖进口，国产化产品商用成熟度与国外先进水平相比仍有一定差距，亟需提升国产化替代水平和应用规模。

自我国提出“双碳”目标以来，国家出台一系列重要文件，形成了碳达峰碳中和政策和行动保障体系，明确指出了氢能产业的发展方向。2021年发布的《中共中央 国务院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》提出，统筹推进氢能“制储输用”全链条发展，加强氢能生产、储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用。2022年国家发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035）》，强调了氢能作为工业原料和能源的属性，在我国能源绿色低碳转型中的战略定位，以及对保障我国能源安全、构建新型能源体系、推动能源绿色低碳转型的战略意义，描绘了我国氢能产业中长期发展的蓝图。随着国家积极完善氢能产业政策和标准体系，统筹推进氢能“制储输用”全链条发展，行业企业不断加大科技研发投入，在工业、交通和建筑等新兴领域开展氢能科技创新、示范应用和基础设施建设，氢能产业正在迈入以绿色化、低碳化、多元化和高端化为特征的新发展阶段。

在“双碳”目标引领和能源低碳转型的战略部署下，氢能产业正在成为深入践行能源安全新战略、构建清洁低碳、安全高效能源体系的重要抓手。发展氢能产业，有利于推动能源生产和消费革命，减少对化石能源的依赖，满足难脱碳领域的清洁用能需求，构建更可持续、更具环境友好特性的新型能源体系，助力能源行业达成国家战略目标。为深入研判氢能产业发展趋势，有必要针对氢能产业的发展空间和碳减排效用开展中长期预测研究。

2 氢能产业中长期预测方法

目前，氢能产业发展环境存在诸多不确定性因素。全球地缘政治格局、国家战略目标、经济社会发展、产业政策导向、科技革命浪潮和资源环境约束等始终处在持续演进的状态之下，增加了研判氢能产业外部环境的难度。在世纪大变局与能源革命、产业变革相伴发展的背景下，国家安全、产业安全和能源安全问题相互交织，化石能源与非化石能源等不同能源品种的竞合发展存在较大变数，进一步加大了氢能产业关键路径和部署节奏的研判难度。

课题组归纳提炼能源转型与经济社会发展之间的历史规律，结合我国对经济社会发展重大目标的战略预期以及对能源行业发展目标的基本要求，以能源体系在安全稳定、经济高效和绿色低碳方面取得“能源三角动态平衡”作为产业研判的出发点和落脚点，厘清氢能产业关键发展路径和主要应用情景，科学设定情景分析的边界条件和参数指标，形成氢能未来需求前景的认识和判断。基于对产业发展规律的初步认识，在中国石化集团经济技术研究院有限公司发布的《中国能源展望2060》报告基础上，提出了氢能产业发展未来可能存在的3种情景（见表1）[3]。

表1 氢能产业研究情景设定

根据氢能在能源体系中的发展定位，结合能源转型发展大势，在对我国中长期经济社会发展、产业政策环境、技术演进迭代和资源环境约束等做出合理假设的基础上，识别氢能在能源体系中的角色变化，搭建氢能消费预测模型，构建了贯通生产侧和消费侧的氢能供需预测体系研究框架（见图1），以氢能产业链技术经济性分析为基础，厘清影响氢能应用及关键产品供需的主要因素，研判了氢能产业发展路径，形成了预测我国主要用能部门的氢能需求的方法学。以氢能在我国实现“双碳”目标进程中的贡献度为核心研究目标，开展了氢能产业中长期预测研究。

图1 氢能供需预测体系研究基本框架

采用网格分层均衡预测方法，开展氢能分部门需求预测研究（见图2）。首先，将氢能整体需求拆分为由多个应用场景组成的需求端网格，既分析氢气直接消费，也分析氢能主要产品带来的间接消费。图2 中，蓝色字体网格的工业用氢、交通用氢、建筑用氢等为直接用氢，而红色字体网格的交通用氨、交通用甲醇、工业用氨等为间接用氢。其次，研判不同网格的氢能需求潜力，并与《中国能源展望2060》分部门能源消费衔接，对偏离基本国情的需求数据进行合理修正，针对氢能产业层与能源系统层开展平衡分析，包括氢能分部门消费与终端能源分部门消费的均衡匹配，氢能总消费与氢能总供给的均衡匹配，以及氢能总供给与全国一次能源消费的均衡匹配，确保需求数据保持在合理区间。

图2 网格分层均衡预测模型

在关键情景假设基础上，提出了我国氢能产业分阶段转型发展的初步设想。

1）近期到2025 年。初步建立氢能产业链供应链体系，完善政策环境和标准体系，基本掌握核心技术和制造工艺，形成氢能多元应用方案。主要举措：以“就近部署”为原则开发氢能示范项目，聚焦探索场景和降低成本。在可再生资源条件优越地区开发电氢一体化项目，以“就地转化”降低绿电制氢成本。紧邻绿电绿氢基地开展先导示范应用，以“就近利用”降低储运环节成本。依托“水风光”等多能互补绿电项目提高绿电供应可靠性，提升电解水制氢装置利用率。针对风光发电带来的非稳态电力，优化电解槽制氢技术装备和工艺控制水平，提高工厂运行效率。初步打通蓝氢发展技术路径，积极开发工业副产氢资源，推进建设区域低成本供氢中心，满足交通、冶金等新兴领域用氢需求。

2）中期到2035 年。基本建成现代化的氢能产业体系，可再生氢成为氢能供给消费的增量主体，初步形成氢能多元应用生态。主要举措：以“用氢减碳”为导向激发氢能发展潜力，加严碳排放“双控”考核，完善碳市场交易机制，逐步提高碳排放成本，倒逼重点行业加快减碳进程，在难脱碳领域形成有效市场需求。在具备资源和市场条件地区，扩建低碳氢生产基地，形成跨地区长距离输送能力，优化氢能区域储存调配和输送网络，更好满足多行业多领域用氢需要。在高比例可再生电力环境下，依靠低成本、规模化储能等技术，克服绿电波动性给绿氢生产应用带来的挑战。结合绿证、国家核证自愿减排量（CCER）等政策工具，打通绿氢减碳价值链，扩大下游用氢需求。

3）远期到2060年。建成以绿色化、低碳化、多元化和高端化为特征的氢能产业体系，可再生氢成为氢能供给和消费的主体，氢经济成为低碳循环经济的重要组成部分，并为实现碳中和目标提供有力支撑。主要举措：以“氢能社会”为目标提升氢能发展质量。构建集中式与分布式协同互济的氢能供给体系、规模化储运和灵活性配送协调发展的氢能储运体系，建设可高效连通氢能供给、氢能消费、氢能贸易、科技创新和装备制造等各方力量的跨区域、跨行业“氢能走廊”，优化氢能资源的市场化配置。在产业政策引导下，面向工业、交通、电力和建筑等主要用能部门的难减碳重点领域，加快低碳氢能应用部署步伐，打开产业发展新空间。

3 中国氢能产业发展空间研判

整体看，“双碳”目标将对中国氢能产业发展产生巨大推动效应。从碳达峰到实现碳中和，我国年均新增CO2减排量需达3 亿吨，这将为氢能发展带来重大机遇。初步测算，基准情景下，我国氢能需求将从2020年的3 173万吨增至2060年的约8 600 万吨（见表2），届时氢能占终端能源消费的比重将达12%。从产业自身看，无论在何种情景之下，氢能若要在碳中和进程中发挥重要作用，都必须持续降低氢能开发利用成本，不断提升氢能在关键减碳路径中的整体能效，在难脱碳领域形成比较竞争力。同时，无论在何种能源转型路径中，氢能都具备一定的技术适用性，能够通过自身的绿色低碳转型和多元化应用，为我国构建新型能源体系，实现能源系统的绿色低碳和安全稳定贡献力量。

表2 中国氢能供需预测数据表（基准情景） 万吨

3.1 氢气供给侧方面

从目前到2060年的预测期内，灰氢减碳转型和绿氢规模发展是行业发展主线，能源绿色低碳转型将推动氢源低碳化从量变到质变。

一是化石能源制氢规模将在“双碳”目标约束和碳价上行等因素制约下，于2030年前达峰后逐步下行。2020年我国化石能源专门制氢规模约2 500 万吨，占全国氢气总产量的78%；2030 年后，化石能源专门制氢量将从2 800多万吨峰值逐步下行，到2050年降至峰值水平的一半以下，直至2060 年灰氢基本退出，剩余约600 万吨产量将全部为配套碳捕集装置的蓝氢，相当于2020年化石能源专门制氢规模的1/4。

二是可再生能源制氢将逐步成长为我国的主力氢源。随着我国可再生能源的规模发展，以及绿电制氢技术装备的快速迭代，可再生氢规模将保持较快增长，到2040年前可再生能源占我国专门制氢用能的比重将增至50%，到2060年我国专门制氢的用能结构将转变为化石能源占比7%，非化石能源占比93%，其中可再生能源占比将突破80%，风能太阳能制氢占专门制氢总量的比重达2/3。到2060年我国专门制氢产量将达8 280万吨，其中可再生能源制氢规模约7 300 万吨，相当于2020年化石能源专门制氢规模的2倍。

三是制氢用能占一次能源消费和电力消费的比重将快速提升。2020年我国专门制氢用能约占一次能源消费总量的3%，随着氢气生产规模的提升，预计到2045年制氢用能占比接近10%，到2060年增至18%。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2045年的10.0%，2060年进一步增至21.0%。

3.2 氢能需求侧方面

预测期内，工业领域用氢多样化和终端用氢部门多元化是行业发展主线，氢能应用将为难脱碳领域提供解决方案。从发展态势看，2020年我国氢能消费规模约为3 173万吨，折1.3亿吨标煤，占我国终端能源消费比重为3.8%。到2030年，我国氢能消费规模将增至3 810万吨，折1.6亿吨标煤，占我国终端能源消费的比重为3.9%。这期间，氢能产业主要围绕制氢新工艺、储运新技术和用氢新领域开展技术攻关，为接下来的规模部署打好基础。我国达成碳达峰目标后，在资源、技术和政策条件支撑下，随着碳价提升，氢能将在主要部门难脱碳领域加速渗透，应用规模快速提升。基准情景下，到2060年，我国氢能需求规模将增至约8 600万吨，折合3.5亿吨标煤，占我国终端能源消费的比重将达到12%（低情景和高情景下分别为11%和15%）。

在研究提出的高中低3 种情景下，氢能都将在终端领域逐步实现多元应用。2020年，我国氢能消费基本以工业部门为主，占比94.5%，电力部门占比3.2%，主要来自焦炉煤气发电，建筑部门占比1.4%，交通部门占比0.9%。到2030年，氢能消费结构将变为工业部门（不含发电）占比93%，电力部门占比3%，交通部门占比2%，建筑部门占比2%，与2020 年消费结构相比变化并不明显，主要原因在于，这期间氢能仍处于技术降本攻坚期。2035年后，随着应用成本的快速降低，低碳氢能将在工业、交通等领域率先推广应用，多元发展进入快车道[4]。到2060年，分情景看，我国氢能需求总量分别为基准情景8 600万吨、高情景10 200 万吨、低情景7 500 万吨。氢能在工业（不含发电）、交通、电力、建筑（含农业）部门的消费比重将分别为：基准情景57%、28%、10%和5%，高情景54%、31%、10%和5%，低情景62%、25%、8%和5%。我国氢能消费结构展望（以基准情景为例）见图3。

图3 我国氢能消费结构展望（以基准情景为例）

一是工业部门用氢规模将稳健增长，该部门将长期保持氢能应用的主体地位。低碳氢能将通过调结构、促减排和多固碳等方式，为难减排工业领域实现深度脱碳提供解决方案。在这一进程中，氢能在工业部门的应用将从化工和炼油等传统领域向冶金、建材等新兴领域有效延伸，助力打造中国特色新型工业体系。目前，工业用氢以原料利用为主，未来将向燃料利用拓展，氢能需求规模将从2020年的3 000万吨增至2060年的4 500 万吨。其中，化工用氢规模基本稳定，炼油用氢将在达峰后逐步降低，钢铁用氢规模持续增长，到2060年将成为仅次于化工的工业用氢领域。氢能占工业用能比重将从2020 年的5%增至2060年的11%。

二是交通用氢规模将快速提升，该部门将成为仅次于工业的第二大用氢部门，氢能交通将与纯电动交通携手打造“零碳”交通体系。2020年交通用氢主要来自甲醇等氢基燃料，终端氢气直接用量不足1 万吨；2025 年后，技术降本和场景扩大推动氢能应用加快发展；2040年后，低碳氢能步入成熟，用氢规模大幅增加；2060年形成道路交通用能为主、水路和航空多元发展的态势，氢能需求规模将达2 800万吨，占交通用能比重从2020年的0.1%增至27.0%。

三是建筑部门用氢将立足既有和新增氢能基础设施，拓展热电联供。氢能应用将为城镇碳中和提供关键助力，成为“冷热电气氢”多能融合终端服务体系的重要一员，在零碳建筑建设中发挥重要作用。建筑用氢需求来自居民和商业设施的综合能源服务，包括天然气掺氢和氢燃料电池热电联供等。目前，建筑部门用氢以人工煤气为主，2030年前低碳氢能在建筑领域的应用规模较小，以试点示范为主。2040年后，随着低碳氢经济性提升，用氢规模将逐步增至250 万吨左右。2050 年达到500 万吨峰值后，在人口下行等因素影响下逐步降低，到2060 年降至340 万吨，占建筑部门用能的比重将维持在2%～3%。

四是电力部门将逐步建立电氢耦合体系，氢能将为新型电力系统提供灵活性和安全性保障。电氢耦合转换将在远期为电力系统提供灵活性、稳定性和安全性。目前，发电用氢以焦炉煤气副产氢为主，预计碳达峰阶段年均用氢规模约100万吨；到2040年，在掺氨发电、掺氢发电和氢燃料电池热电联产带动下，用氢规模将超过200 万吨；到2060 年突破800 万吨，在灵活调峰和供电应急保障等方面发挥重要作用。

3.3 氢能应用对实现碳中和目标的贡献

预测期内，我国氢能产业将完成从碳排放大户到碳中和解决方案重要贡献者的角色转换。2020 年我国化石能源专门制氢的CO2排放量近5 亿吨，约占全国能源活动相关CO2排放总量的5%，氢能产业尚不能承担碳减排的重任。2030年后，氢能多元应用将推动氢能产业在终端消费侧的CO2减排效用快速突破1 亿吨大关；到2045 年进一步增至4 亿吨，超越同期供给侧专门制氢的碳排放量，氢能产业发展将进入对我国实现碳中和目标做出净贡献的新阶段。到2060年，氢能在消费侧的年度碳减排效用将达7.8亿吨CO2，扣除当年供给侧蓝氢生产捕集封存的CO2，最终可形成约6.2亿吨CO2的净碳减排贡献（低情景和高情景下分别为4.1亿和7.6亿吨CO2）。

4 结语

新一轮工业革命浪潮下，低碳氢能产业即将成为推动能源革命的重要赛道和培育经济新增长点的重要战略选择。我国已将氢能定位为未来国家能源体系的重要组成部分，氢能产业被列入战略性新兴产业和未来产业重要发展方向。氢能产业的高质量发展需要建设三大基石：一是供给侧的氢气生产减碳降本，逐步实现低碳化、低成本化和制氢技术多元化，为下游扩大低碳氢应用提供资源保障；二是消费侧的氢能应用多元高效，扩大应用场景、降低部署成本和提升过程能效是发展关键，工业原料和燃料、以及交通、发电和建筑燃料是低碳氢能应用的主要方向。三是在中间环节，搭建贯通和连接供给侧和消费侧的氢储运“桥梁”，形成满足集中式与分布式制用氢需要、规模化和分散化储氢相结合、长距离和中短距离输氢相结合的灵活高效的氢储运基础设施网络，降低储运成本，破解低碳氢能应用难题。

未来，氢能角色将从工业原料向零碳燃料和储能介质拓展演变，全产业链绿色低碳发展正在成为新时期氢能产业发展的鲜明特征。氢能产业将逐步摆脱对化石能源制氢的“化氢”耦合传统路径的依赖，打开可再生电力制氢的“电氢”耦合新路径，并在终端部门实现对化石燃料和原料的深度替代，成为零碳社会能源供给消费体系的重要组成部分。碳中和目标赋予了氢能产业转型发展的新动能，在终端部门以可再生二次能源为主导能源的“电氢崛起”，将是能源体系变革的重要标志。未来10年将是低碳氢能从导入期走向商业化应用的关键阶段，电氢一体化生产、氢能基础设施和氢基碳中和解决方案等将逐步走向成熟；再用15年时间，低碳氢能在各主要应用领域都将实现规模化部署，成为助力我国实现碳中和目标的重要力量。