氢能产业步入发展快车道

　　今年《政府工作报告》提出“加快前沿新兴氢能、新材料、创新药等产业发展”，这是氢能产业首次进入《政府工作报告》。

　　当前，氢能已成为国家新型能源体系建设重点布局的产业。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》，明确了氢能产业战略定位和绿色低碳发展方向。两年来，我国氢能产业发展步入快车道，可再生能源制氢势头强劲，应用场景加速拓展，电解槽出货量和出口量快速增长，在国际市场上取得较大竞争优势。但总体看，氢能产业发展仍处于市场导入期，需继续完善顶层设计，进一步激发产业发展潜能，为经济高质量发展注入新动能。

　　 产业前景广阔

　　绿色发展是高质量发展的底色。氢燃料电池技术是可以跨界整合能源、材料、汽车、装备制造等多个领域的颠覆性技术，氢能产业科技含量高、带动能力强，既能有效促进传统产业转型升级，又能催生绿色低碳新产业链；既是战略性新兴产业，又是未来产业，还是促进可再生能源大规模消纳的绿色产业。

　　当下，氢能正成为全球疫后经济复苏和绿色低碳竞争的重要抓手。目前有40多个国家及地区发布氢能发展战略和规划。对我国而言，保守估计到2060年，氢能在我国终端能源体系中占比将达15%，氢能与电力协同互补共同成为终端能源体系的消费主体，可带动形成10万亿元级新兴产业，为高质量发展注入强大动力。

　　新型能源体系建设，氢能不可或缺。绿氢(通过使用例如太阳能、风能、核能等再生能源制造的氢气)作为清洁优质的二次能源，在交通领域可以减少汽油、柴油消费，在工业领域可以减少煤炭等化石能源消费，在减少污染物排放方面具有重要作用；作为大规模、长周期、跨季节储能方式，可以提高电力系统灵活调节能力，促进大基地新能源电力集中外送；作为清洁化工原料和还原剂，可通过“风光氢储”一体化、“绿电—绿氢—绿氨(绿醇)”等方式有效带动传统产业转型升级，既能促进工业领域减碳降碳，又能带动能源生产基地绿色转型，还能为新能源就地消纳提供解决方案。以绿色氢能推动新型能源体系建设，将促进我国可再生能源规模化高效利用、助力“双碳”目标实现。

　　发展面临挑战

　　氢能产业前景广阔，但目前仍面临不少挑战。

　　产业链发展不平衡不协调。从上游看，“氢源不绿”“氢源不够”。2022年中国可再生能源制氢在氢能产量中占比较小。从中游看，“储运不畅”“供需不接”。大规模低成本氢能运输技术尚未突破，储运成本在氢气终端售价中占比较高。正在建设中的西北新能源大基地是未来的绿氢大基地，但当地消纳能力有限，而氢能应用场景丰富的东部地区往往缺氢。从下游看，融易新媒体消息，交通领域应用多，工业、储能、发电等领域应用相对少。

　　产业链供应链关键技术材料和装备仍依赖进口。我国氢能产业装备自主化发展迅速，但在大规模氢液化、高压力储氢容器、燃料电池等关键技术和零部件领域仍需进口。特别是绿氢，需要加快质子交换膜、催化剂等材料创新，推进PEM制氢、储氢加注设备、氢内燃机等装备创新和应用。

　　商业化应用面临高成本难题。成本高是制约绿氢生产规模化的核心因素。中国氢能产业规模化发展路径、市场化商业模式等仍处于持续探索阶段，目前产业链各个环节成本都不同程度地偏高。

　　外部挑战日益严峻。进口方面，近年来国际竞争、技术封锁及贸易管控等对我国关键零部件和材料进口渠道的稳定性和可控性带来潜在风险。出口方面，则受到贸易保护主义的影响。目前我国电解槽“出海”已成为新趋势，在产能、技术、成本及供应链方面具有较明显的竞争优势。美欧相继出台相关法案对本土清洁低碳氢制备给予财政补贴或税收抵免，这给我国电解槽出口带来严峻挑战。根据欧美碳关税法案，未来我国与欧盟的氢能贸易须与欧盟碳排放配额定价机制挂钩。加强氢能领域碳排放标准对接，成为我国氢能产业发展面临的新形势。

　　政策有待完善。氢能的能源属性尚未得到有效确定。将氢气作为“危化品”管理，抬高了氢气的制取和储运成本。加氢站等基础设施归口管理、氢能全链条安全监管部门在一些地区尚不明确，项目持续运营面临较大挑战。氢能标准与检测认证体系滞后，已发布的标准相较于氢能产业化发展所需要的完善体系仍有一定缺口。电解水制氢成本的三分之二以上是电价，而目前针对可再生能源制氢的电价政策、用电模式不能适应产业发展。

　　 加强内外循环