国内外氢能产业政策与技术经济性分析

张庆生，黄雪松（中国石油化工股份有限公司中原油田分公司，河南濮阳）摘要：氢能作为21世纪人类可持续发展最具潜力的二次清洁能源，受到全球范围的高度重视。分析了国内外氢能产业政策、技术与经济性等发展现状：当前国外主要发达国家结合自身禀赋，形成了深度脱碳、能源独立和资源出口等“氢经济”战略模式，并加速电解水制氢、高密度气液固储氢、大规模地下储氢和长寿命氢燃料电池等氢能核心技术的布局；我国氢能产业发展尚处于初期阶段，上游制氢以灰氢为主，中游的氢储运技术与经济性存在瓶颈，下游氢能应用产业刚刚起步，需要结合不同地区资源状况与产业特点推动氢能差异化和多元化发展，通过研究机构与龙头企业联手引领突破技术与经济壁垒和政府出台政策引导扶持，加快构建具有中国特色的氢能“制-储-运-加-用”产业链与规模化发展。　　氢气作为一种能源载体，不仅能满足全球能源需求，还是实现“碳达峰、碳中和”目标的有效途径，在未来能源行业发展中扮演着重要角色。目前全球氢气需求约为7000×10⁴t/a，市场的总价值约为1250×10⁸USD，到2050年全球氢气消费量将达1.5×10⁸t/a，氢能将满足全球能源总需求的18%，氢能相关市场规模将超过2.5×10¹²USD[1]。　　现阶段国内外氢能产业的发展还依赖于政策扶持，全产业链的高质量协同发展受限于技术、价格和规模等因素，因此，系统开展国内外氢能产业发展现状与趋势的统计和分析，进一步发挥政策导向、产业布局、科技攻关和示范引领的作用，有利于我国氢能产业的快速发展。张智等[2]从绿氢制备与氢燃料电池两个方向分析了我国氢能产业技术发展现状，并进行了展望，提出了加强顶层设计与产业配套、降低绿色制氢成本、发挥传统能源公司优势和推动天然气掺氢商业化等建议。徐硕等[3]通过文献计量法，提出了氢气在工业、交通业和电热供应行业均有应用前景和减排潜力，氢气制取中短期内仍以化石能源制氢为主，应加强对氢液化、固态储氢和有机溶液储氢技术的研究的建议。贾英姿等[4]认为欧盟对氢能的全产业链的顶层设计、立法保障和财税补贴等支持政策值得我国重视，其长期支持关键技术研发和精准补贴产业链等做法值得我国参考和借鉴。　　本文对我国与全球主要氢能产业强国在“制-储-输-加-用”等环节的发展战略、技术优势和市场价格等要素的差距与不足进行分析；重点梳理国内产业发展规划与扶持政策、技术现状与市场价格，以期辅助我国氢能企业打通全产业链并解决科研机构相关技术难题，为我国氢能产业商业化初期的发展提供参考。

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国外氢能产业发展战略及政策分析　　全球主要发达国家高度重视氢能产业发展，关键核心技术趋于成熟，氢能基础设施建设明显提速，规模明显增大，区域性氢能供应网络正在形成，燃料电池出货量快速增长且成本持续下降。在能源安全、气候变化和技术进步3大动力驱动下，世界各国都在加快推进氢能产业发展，美国、德国、法国和日本等26国已出台氢能规划，以上国家超过世界经济总量的60%，形成了4种典型发展模式，具体模式及特点见表1。　　1.1欧盟氢能产业发展战略　　欧盟各成员国油气资源匮乏，风、光发电发展迅速，通过氢能实现深度脱碳成为第一选择。2020年欧盟委员会发布《欧盟氢能战略》并做出如下规划：2020—2024年，可再生电力制氢总功率达到6GW，年产量超100×10⁴t；2025—2030年，电解槽容量提升到40GW以上，可再生电力制氢年产量可达到1000×10⁴t；2030—2050年，氢能大规模应用在能源密集产业，如钢铁和物流行业。为了支持氢能产业发展，欧盟及其成员国按氢气的“制”、储”和“用”3个主要产业环节提供财政补贴，欧盟在制氢环节对绿氢的技术研发提供补贴，重点对输氢管道技术研发提供补贴，在终端应用环节，主要支持氢燃料电池汽车产业。过去10年，欧盟成员国氢能总补贴约5×10⁸EUR，2021年欧盟重点推动了750个氢能项目，覆盖工业、交通、能源和建筑等行业。　　1.2日本、韩国氢能产业发展战略　　日本、韩国作为能源进口国，希望通过氢能实现能源独立。2013年《日本再复兴战略》把发展氢能源提升为国策，2017年日本发布《基本氢能战略》，提出建设“氢能源社会”。2019年韩国政府出台《氢能经济发展路线图》，2021年韩国政府颁布《促进氢经济和氢安全管理法》，这也是全球第一部氢能法案。日本、韩国氢能研究的侧重点为氢燃料电池和氢能汽车等方向，日本、韩国燃料电池专利申请量占全球的1/3，出货量超过全球50%，韩国现代NEXO、日本丰田Mirai是全球氢燃料电池乘用车的主力车型，日本、韩国在住宅热电联供等氢能终端应用方面也走在全球前列，2021年累计销量超过50×10⁴套，2022年有超过200座的加氢站投入使用。日本、韩国政府主要通过提供燃料电池车购置补贴、基础建设补贴和交通费用减免等方式给予支持。2022年日本、韩国提出“氨=氢2.0”时代，力求打造全球第一大氢气和氨气发电国[5]。　　1.3澳大利亚、加拿大氢能产业发展战略　　澳大利亚、加拿大是世界主要的资源出口国并规划成为全球氢能供应大国。2019年澳大利亚发布《澳大利亚氢能战略》，计划创建氢能枢纽与大规模氢气需求的集群并生产全球1/3的清洁氢气，2025年和2030年，澳大利亚氢能项目规模分别达到300MW和1000MW。同时，澳大利亚政府正在与新加坡、德国、日本、韩国及英国发展国际氢能伙伴关系。2020年加拿大发布《加拿大氢能战略》，2050年将以清洁氢气满足加拿大30%的能源需求，成为世界上首选的清洁氢气供应国，加拿大在电解水制氢和燃料电池方面具有全球领先水平，规划建立跨大西洋的“加拿大-德国氢供应走廊”，预计2025年开始向德国出口氢能[6]。　　1.4美国氢能产业发展战略　　美国是全球最早提出“氢经济”的国家之一，致力于发展氢能并积极布局氢能全产业链。2022年美国政府发布了《国家清洁氢战略与路线图》草案，2030年将生产1000×10⁴t清洁氢气。截至2021年底，美国布局氢能大型项目累计数量达522个[7]，其在氢能和燃料电池领域拥有的专利数量仅次于日本，在质子交换膜燃料电池、燃料电池系统和车载储氢3个核心技术领域的专利数量占比超过全球的30%。美国目前拥有大约2560km的纯氢管道和3个地质洞穴，各种用途的氢燃料电池车超过6×10⁴台。美国加州具有较为完善的氢能市场，加州政府为每座加氢站提供150×10⁴USD建设投资，并在前3年每年提供10×10⁴USD的运行资金，每辆燃料电池汽车提供5×10³USD的购车补贴。

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国外氢能产业技术与成本分析
　　在推动氢能发展的过程中，全球主要发达国家从各自资源禀赋、产业基础、市场承载能力及财力等方面系统谋划，加速布局电解水制氢、液氢、有机液体与固态储氢、管道输氢和长寿命燃料电池等氢能核心技术。　　2.1氢能产业技术现状　　对于电解水制氢技术，国外以发展质子交换膜（PEM）路线为主，美国和德国等世界发达国家掌握着核心技术，同时还在积极布局固体氧化物（SOEC）、阴离子膜（AEM）制氢技术，PEM电解水槽核心厂商主要为NelHydrogen、Elogen、H-TEC SYSTEMS、ProtonOn-Site、Siemens和ITM Power等，核心材料是质子膜和催化剂，国际市场的全氟磺酸型膜领域占有份额最大的是美国DuPont公司的Nafion膜。各厂家生产的PEM及其特点见表2，全球最大PEM电解水厂在加拿大建成，采用可再生能源电力，配备Cummins20MWPEM电解装置，每天生产8.2t氢气，氢气纯度（体积分数）>99.99%，每生产1kgH₂耗电量≤ 48.5 kW·h[8]。　　加拿大和日本引领全球燃料电池制造技术，本田氢燃料电池汽车催化剂中Pt含量降至0.120g/kW，丰田氢燃料电池汽车催化剂中Pt含量降至0.175g/kW，加拿大巴拉德公司第三代部分氟化的磺酸型质子交换膜实验寿命超过4500h，价格仅为Nafion膜的1/10。        液氢技术的代表是美国，美国已有15座以上的液氢工厂，液氢产能达326t/d，其中肯尼迪发射中心的液氢储罐容积为4731m³，是全球最大的液氢储存容器，美国在研究能耗<10kW·h/kg的氢气液化技术。日本在高压气态储氢方面具有技术优势，2020年日本八千代工业株式会社研发的82MPa、280L的IV型储氢瓶代表了全球最高水平[9]。　　输氢与储氢技术处于领先的是欧盟和美国，全球共有4542km的氢气管道，其中美国和欧盟占比超过90%，目前欧盟管道天然气掺氢量达到20%，最高运行压力为10.3MPa。预计到2040年，欧洲将建设4×10⁴km的输氢管道。地下盐穴储氢已经有成熟的商业化运营模式，英国建成的全球第一个储氢库已经运行了50a，总容量超过20000m³，近年来欧美国家启动了地下含水层或枯竭油气藏中储存纯氢的研究[10]，国外地下储氢库主要参数见表3。　　2.2氢能产业成本分析　　氢能产业发达的国家在工业、交通、冶金、储能和发电等多个领域进行示范与规模化应用，目前国外主流是天然气制氢，采用蒸汽甲烷转化（SMR）制氢技术，通过可再生能源和PEM制绿氢，天然气、碳捕集、利用与封存（CCUS）和再生电力的价格分别决定了灰氢、蓝氢和绿氢的成本。现阶段欧盟灰氢的价格为6.5USD/kg，美国绿氢的价格为5.0USD/kg，日本氢气的价格为7.0USD/kg。预计2030年，全球SMR的蓝氢全生命周期成本为1.5~3.0USD/kg，日本希望2030年通过澳大利亚等国供给，将氢气成本降至2.5USD/kg，到2050年，实现外购氢气发电成本低于天然气火电成本，降至2.0USD/kg以内。美国积极推广可再生能源PEM制氢，计划2030年电解槽成本降至300USD/kW，运行寿命达8×10⁴h，系统转换效率达65%，工业和电力部门等终端绿氢价格降至1.0USD/kg。澳大利亚规划利用氢气管道输氢，将未来大部分应用场景的用氢成本控制在1.25USD/kg。目前日本、韩国加氢站的建设成本为300×10⁴USD，美国加州高压氢气加氢站的建设成本为160×10⁴USD，外供液氢加氢站的建设成本为193×10⁴USD。枯竭油气藏储氢最为经济可行（储存成本1.23USD/kg），其次是含水层藏储氢（储存成本1.29USD/kg）、盐穴藏储氢（储存成本1.61USD/kg）和岩洞藏储氢（储存成本2.77USD/kg）[5]。随着技术进步与规模扩大，绿氢价格将大幅降低，地下储氢也极具经济性，将有利于氢能发挥季节调峰作用[10]。

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我国氢能产业发展现状、规划及

政策分析　　截止2021年末，我国氢气产能约为4000×10⁴t/a，达到工业氢气质量标准的约1270×10⁴t，年产值约3000×10⁸CNY，2021年国家提出“十四五”规划，氢能与储能被列为六大未来产业之一。　　3.1我国氢能产业发展现状　　我国氢能产业园区约有30个，长三角、珠三角、环渤海和川渝鄂4个氢能产业集聚区正在形成，具有科技创新、产业基础、人才要素和市场应用等全国领先优势，主要致力于燃料电池、整车制造、制氢与储氢核心技术研究，侧重于发展氢能汽车、加氢站建设及扩展氢能终端应用场景。西北氢能产业发展迅猛，发挥了光伏、风电的装机容量优势，新疆库车、内蒙鄂尔多斯与乌兰察布等地即将成为世界级的绿氢制备与炼化减碳等应用中心，中国石化正在新疆库车建设全球最大的光伏制绿氢项目。包括北京、上海、佛山、郑州和张家口的全国“3+2”氢燃料电池汽车示范城市群格局已经形成，截至2022年，我国累计建成270多座加氢站，累计销售氢燃料电池汽车突破万辆[9]。北京国际氢能示范区建成全球规模最大的加氢站，国内首座兆瓦级氢能电站首台机组在安徽六安并网发电。　　3.2我国氢能产业发展规划与支持政策　　2022年3月《氢能产业发展中长期规划》发布：2025年燃料电池车辆保有量约5×10⁴辆，规划部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到10×10⁴~20×10⁴t/a，实现二氧化碳减排100×10⁴~200×10⁴t/a。2030年将形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢和供应体系及氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。全国30个省级行政区陆续出台了氢能相关政策和规划，密集出台的氢能相关支持政策覆盖了氢能全产业链，主要体现在前端补贴、终端应用、研发机构认定扶持、科技创新、政策减免、金融扶持、市场补贴和人才补贴等方面，其中山东、广东、浙江、北京和上海等省市补贴力度最大。前端补贴方面，张家口对电解水制氢的电价补贴最高，电价最高限定0.15CNY/(kW·h)；终端补贴方面，大连对氢气的补贴力度最大，加氢压力为35MPa的氢气补贴40CNY/kg，加氢压力为70MPa的氢气补贴50CNY/kg；各地对加氢站补贴最高不超过1000×10⁴CNY；研发机构认定扶持方面，上海力度最大，国家级研发机构最高不超过500×10⁴CNY；科技创新方面，广州补贴力度最大，给予氢能技术研发机构500×10⁴~1000×10⁴CNY补贴；土地减免方面，天津补贴力度最大，新引进的氢能企业前3年给予100%租房补贴，后3年给予50%的补贴；燃料电池车方面，深圳补贴力度最大，与中央按1:1进行补贴；人才引进方面，宁波补贴力度最大，人才最高补贴800×10⁴CNY[11]。

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我国氢能产业技术与经济性分析　　我国在氢气制备方面已经掌握了部分核心技术，但中游的氢储运环节仍存在技术瓶颈，下游氢能应用产业刚刚起步。灰氢占总制氢量的99%，电解水制氢占比不到1%，绿氢潜力巨大，在实现“双碳”目标的背景下，氢能的技术发展前景广阔。　    4.1制氢技术与成本分析　　制氢技术主要分为化石能源制氢、工业副产品氢气提纯和电解水制氢等，主要技术与经济性分析见表4。化石能源制氢具有技术工艺成熟，成本低廉的优势，短期内仍是主力，技术发展方向主要包括水煤浆气化、新型高效铁基氧载体、地下煤气化制氢、甲烷部分氧化制氢、天然气催化裂解制氢、CH₄/CO₂干重整制氢和天然气制氢撬装化等技术。蓝氢主要研究方向是低成本低耗能的CCUS技术，主要是乙醇胺化学吸收技术、膜分离技术和CO2提高石油采收率技术。绿氢以可再生能源电解水制氢技术为主，包括碱性电解水（AWE）、PEM电解水。AWE制氢是目前最成熟的绿氢制备技术，单台AWE设备产氢量最大可达2000m³/h，而随着未来成本的降低，具有效率高（65%~80%）、负荷波动范围大和产氢压力高的优势的PEM将会成为主流，但是PEM核心部件全氟磺酸膜、双极板等核心组件国产化率低，国产单槽制氢规模仅为200m³/h。制氢技术的经济性差异较大，规模化煤气化制氢成本约9CNY/kg，天然气制氢成本约13CNY/kg，工业副产氢加提纯的成本12~26CNY/kg。但随着煤、天然气市场价格上涨，碳税增高，未来灰氢的成本将逐步升高，就现有技术而言“工业副产氢+CCUS+变压吸附”技术是成本最低的低碳制氢路线。电解水制氢现阶段成本较高，电费占比60%~70%，生产成本为18~35CNY/kg[12]。对长三角、珠三角和京津冀等地的加氢站调研，35~45CNY/kg是当前主流的氢气到站价格，终端用户用氢价格通常在60CNY/kg左右，目前加氢站的运营完全依赖政策补贴。　　4.2储氢技术与成本分析　　氢气储运主要分为气态储运、液态储运和固态储运等多种方式，不同储运方式与经济性统计分析见表5。国际能源署提出的储氢目标是质量储氢密度>5.0%，体积储氢密度>50.00kg/m³，并且放氢温度低于150 ℃，循环寿命超过1000次。高压气态储氢分为固定式气态储氢罐和车载储氢瓶两种主要方式，国内最大储氢罐（5m³、42MPa）由浙江大学与国内企业研制，国内车载储氢瓶仍主要以35MPa的“金属内胆+碳纤维”Ⅲ型瓶为主，70MPa的全缠绕碳纤维IV型瓶制备技术不成熟，尚未规模化生产。液氢由氢气低温液化产生（< -254 ℃），储氢密度高达70.78kg/m³，目前1LH₂液化装置能耗约为10~15kW·h/kg，我国液氢技术主要服务于航天发射，最大的海南文昌液氢规模仅为2t/d，与国外先进技术差距较大，国家重点研发专项正在攻关液化能力≥ 5 t/d的低能耗单套液氢装备。我国已经掌握有机液态储氢和固态储氢的核心技术，质量储氢密度为6.2%，但商业化程度低，还处于示范阶段；国内纯氢管道的建设公里数、运行压力等距国外差距较大，最长仅25km，设计压力4.0MPa，掺氢输送处于示范阶段（掺氢比例10%），地下盐穴和洞穴储氢方面国内尚属空白。　　影响不同氢气储运方式经济性的主要是运输距离和规模，氢气输运短途以高压气氢为优，长距离输运适合采用低温液氢及管道方式，当运输距离为100km时，20MPa、50MPa长管拖车氢气的运输成本分别8.7CNY/kg、5.6CNY/kg，管道输运量大，单位氢气的运输成本低，但初始投资高，以济源-洛阳管道为例，管道投资为584×10⁴CNY/km，运氢成本约0.9CNY/kg，1000km运费约3.0CNY/kg，是经济性良好的绿氢长距离运输方案。　　4.3氢能应用技术与成本分析　　氢能的应用呈多元化发展趋势，除了传统用于化工原料等工业应用外，在交通领域呈快速增长趋势，形成氢燃料电池、热电联供和加氢站等技术聚集领域。近年来我国氢燃料电池的国产化率和技术指标快速提升，燃料电池功率密度、冷启动温度和寿命等指标均有大幅度改善，国内外主要技术指标对比情况见表6。截至2021年，单堆功率从50kW提升至200kW，电堆功率密度从2.5kW/L提升至4.5kW/L，系统集成度从300W/kg提升至450W/kg，实现-30 ℃冷启动。但是目前膜电极、碳纸和空气压缩机等8个卡脖子问题仍没有完全解决[13]。国内年产500t质子膜的生产装置已经建成投产，DF260膜厚度能达到15μm，Pt含量为0.3~0.4g/kW，产品的催化剂载量、耐久性和一致性等指标与国外产品存在很大差距。　　目前燃料电池成本已经降至2000CNY/kW，其中电堆占燃料电池系统成本的44%，空压机占26%，热管理、氢循环和水循环分别占11%、9%和4%，随着需求规模的扩大，制造成本将进一步下降。在交通领域，燃料电池车能量转换效率可达60%，是燃油或压缩天然气（CNG）车效率的2~3倍，氢燃料电池在续航里程、燃料加注时间和环境成本等多方面存在优势，当氢气终端成本低于30CNY/kg时，其经济性可以和柴油竞争，因此降低成本势在必行。经测算燃料电池汽车用氢在制氢端成本占36%，加注端占47%。电动车、氢燃料电池车和燃油车技术及经济性对比分析见表7[14]。　　加氢站建设的核心设备主要包括高压氢气压缩机、储氢容器和加氢机，目前隔膜式压缩机、液驱式压缩机和离子压缩机3种技术路线并行，液驱式、离子压缩机技术壁垒高，典型的外供氢的高压气氢加氢站投资组成中，压缩机、储氢瓶、加氢系统和冷却系统投资占比分别为32%、11%、14%和7%，已建加氢站大部分依赖进口设备，增加了加氢站建设成本，国内企业正在陆续推出自主产品。国内加氢规模为500kg/d的加氢站投资为1200×10⁴~1500×10⁴CNY，规模为1000kg/d加氢站投资为2000×10⁴~2500×10⁴CNY，随着国产化进程加速，成本可大大降低。

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结语与展望　　全球氢能发展相对领先的有美国、欧盟、日本、韩国和澳大利亚等，沙特阿拉伯、阿联酋已经开始布局氢能战略，从环保的角度出发实现清洁能源转型的代表是欧盟，从能源安全角度摆脱对化石能源严重依赖的代表是日本、韩国，因经济原因保持产业领先地位的代表是美国、澳大利亚以及中东国家。这些国家都充分结合自身能源与资源特点，在氢能政策、技术和产业全方位布局，形成了代表世界领先水平的低成本蓝氢与绿氢制备、大规模高效氢气储运、多元化氢能利用等技术体系，成功经验和技术发展趋势值得我们借鉴。        近两年，我国氢能政策东风强劲，政策框架逐步完善，氢能被正式确定能源，政策规划了包括交通、储能、分布式能源以及工业领域的减碳四大氢能应用领域。但是我国氢能产业的商业化发展尚处于初期阶段，受到高成本、高能耗、规模小和技术瓶颈等因素制约，如：制氢产业中的化石能源制氢技术成熟度高、碳排放水平高；PEM、SOEC等可再生能源电解水制氢技术成本高、技术壁垒高；氢气储运产业中气态储氢密度低，液态储氢缺乏核心技术，有机液态与固态储氢技术成熟度低，管道输氢尚处于示范阶段；氢能应用产业中燃料电池的核心材料、关键部件国产化程度低；交通领域应用依赖财政补贴；热电氢多能源耦合的经济性较差。以上不足都是我国氢能产业规模化、效益化的突破口。　　针对我国氢能发展现状和问题，首先要加强科研基础建设，联合研究机构与龙头企业，提高氢能核心技术创新力，突破国外技术封锁；依靠国企推动氢能关键技术的示范应用，政府出台政策引导扶持，加大氢能基础设施建设，补齐氢能供需链条，发挥市场的决定性作用，不断拓展化工、车辆、航运、氢冶炼、建筑、电力及热能等应用领域，实现我国氢能产业健康快速发展。展望“十四五”后3年，我国部分资源优势地区将实现平价绿氢，各地方政府氢能扶持政策陆续落地，氢能发展规划加快落实，氢能技术与资金投入持续增长，氢能产业扩张速度有可能超预期。同时通过我国政府推动国际合作，国内氢能产业优势企业的碱性电解水制氢、氢气变压吸附和有机液态储氢等有望依靠成本优势进军国际市场，通过政府、企业、研究机构和金融机构等共同发力，以实现我国《氢能产业发展中长期规划》中的目标。