一、前言

全球能源行業正經歷著以低碳化、無碳化、低污染為方向的第三次能源變革，隨著全球能源需求不斷增加，全球電氣化趨勢明顯，未來以可再生能源增長幅度最大的電力能源結構將持續變化，進一步形成以石油、天然氣、煤炭、可再生能源為主的多元化能源結構。

     氫能作為一種清潔、高效、安全、可持續的二次能源，可通過一次能源、二次能源及工業領域等多種途徑獲取，也可廣泛應用于工業、建筑、交通、電力行業，是未來構建以清潔能源為主的多元能源供給系統的重要載體，氫能的開發與利用技術已經成為新一輪世界能源技術變革的重要方向，也是汽車產業未來發展的戰略制高點，發展氫能將有利于加快推進我國能源生產和消費革命，對新時代能源轉型發展具有重大意義。

     2017年年末，國際氫能源委員會在麥肯錫管理咨詢公司的協助下，發布了全球首份氫能源未來發展趨勢調查報告，報告指出，到2050年，在全球范圍內，氫能產業將創造3000萬個工作崗位，減少6×109t二氧化碳排放，創造2.5萬億美元的市場價值，氫能汽車將占全世界車輛的20 %~25 %，承擔全球18%的能源需求[1]。

     中國的氫能產業已進入產業化的快車道，尤其是從2017年以來，在關鍵技術突破、產業規模增長上取得一定成績，許多地方率先出臺支持政策，實現了小規模全產業鏈應用示范，但隨著產業規模與應用場景的增加，氫能基礎設施（主要為加氫站） 的供氫保障問題已成為制約整個產業持續發展的重要因素。

二、中國發展氫能產業的重要意義與基礎條件

（一）氫能是中國構建清潔能源綜合供給系統的重要載體

     在優化能源系統方面，氫能的多種制取途徑與應用領域，打破了現有煤電等傳統能源與可再生能源等清潔能源單一的能量轉換模式，可成為現有能源體系的互轉點與耦合中心，是實現大規模可再生能源利用的重要載體，可實現多異質能源跨地域和跨季節的優化配置，形成可持續、高彈性的創新型多能互補系統。

     在提高能源安全方面，由于石油消費比重增加與自給能力不足之間的矛盾日益凸顯，2018年我國石油對外依存度已達到了69.8 %[2]，石油等能源緊缺及較高的對外依存度正在成為遏制我國可持續發展的瓶頸，氫能配合燃料電池技術，可實現氫燃料電池汽車大規模應用，有助于大幅度降低交通領域的石油與天然氣等能源消費量，降低石油等化石能源的對外依存度。

     在提升能源使用效率方面，氫作為能源互聯媒介，可循環利用工業副產氫與一次富裕化石能源， 配合二氧化碳捕集與封存就地低碳轉化，將廣泛應用于交通運輸領域、替代焦炭用于冶金、與二氧化碳轉化為含氧化合物和燃料、與天然氣混燒并通過燃氣輪機發電或工業供熱、或利用儲氫及燃料電池技術形成儲能裝置，通過調峰手段增加電力系統靈活性，彌補電力不可存儲問題，從而有效實現不同行業能源網絡之間的協同優化。

     在低碳清潔方面，氫能與燃料電池技術在排放方面具有無可比擬的優勢，結合氫源的“綠色” 制備，可實現“低碳生產，零碳使用”，有利于實現終端能源消費領域深度脫碳。

（二）氫能已成為中國能源技術與新興產業的重要戰略方向

     《中國制造2025》明確支持燃料電池汽車發展；《國家創新驅動發展戰略綱要》提出要開發氫能、燃料電池等新一代能源技術；《能源技術革命創新行動計劃（2016—2030年）》將氫能與燃料電池技術創新作為重點任務，實現大規模、低成本氫氣的制取、存儲、運輸、應用一體化，加氫站現場儲氫、制氫模式的標準化和推廣應用。同時，《“十三五” 國家戰略性新興產業發展規劃》也提出推動車載儲氫系統以及氫制備、儲運和加注技術發展，推進加氫站建設，到2020年，實現燃料電池汽車批量生產和規模化示范應用。

（三）中國的氫能開發與應用已具備產業化條件

     中國發展氫能的優勢在于具有良好的制氫基礎與大規模應用市場空間，我國現有工業的制氫產能已達到2.5×107t[3]，2018年中國棄風、棄光、棄水總電量約為1.0229×1011kWh，國內化工行業還存在部分無法循環利用的副產氫，均可提供大規模氫源。同時，中國擁有全世界最大的汽車與新能源汽車市場，在民用車之外，礦山港口重型車、物流車、重柴油車、軌道交通、船舶及岸電設施，甚至航空器，這些都是未來氫能創新應用的方向，中國已具備大規模氫能利用的供氫條件與市場空間。

     近幾年來中國在氫能關鍵技術上已取得突破，初步掌握氫能基礎設施與燃料電池的開發應用技術，具有產業裝備及燃料電池整車生產能力，實現了小規模示范運營，為氫能及燃料電池產業大規模商業化運營奠定良好的基礎。未來氫能的接受性與市場規模主要取決于終端用氫的價格、綠色性與安全性，制氫、儲運及加氫等基礎設施的配套至關重要。

三、中國氫能基礎設施產業發展現況

（一）投入強度顯著提升，加氫站數量規模增加。

     自2017年以來，中國氫能產業呈現爆發式發展，現階段中國的應用市場主要以燃料電池大巴車與物流車為主，為了滿足車輛應用示范，各地已開始大規模規劃并建設保障性加氫站，截至2019年3月，中國已投產加氫站數量達到25座（包括兩座內部整改站），較2017年增加14座（見圖 1）。在已建成加氫站中，固定式加氫站11座，撬裝式加氫站14座，此外，有17座加氫站在建，加氫站分布主要集中在廣東、江蘇、上海、湖北、河北等地（見表1）。由于目前車輛以小規模燃料電池公交及廠內測試車輛為主，對于小儲氫量的固定站及撬裝式一體站，在車輛有序加氫及不優先考慮加氫時間的應用場景下，其加氫能力基本可以滿足現階段加氫預期， 按此估算，已投運加氫站中加氫能力達500kg以上規模的有10座。

（二）關鍵技術不斷突破，裝備國產化進程加快。

     在制氫技術方面，國內已擁有大規模煤制氫（制氫能力2×105m³/h 以上）、天然氣制氫（制氫能力8×104m³/h）、甲醇制氫（制氫能力 4×104m³/h 以上）的工程技術集成能力與實際工程案例，并掌握氫氣液化關鍵技術。同時，堿性電解水裝置的單機制氫能力也可達1000~1200m3/h，并擁有完全自主知識產權的設備制造、工藝集成能力。

     在加氫站方面，國內具有自主研發生產35MPa加氫機能力，完成70MPa加氫機實驗樣機開發；在壓縮機方面，具備45MPa小流量壓縮機的完全自主研發制造能力，并可通過進口關鍵零部件，實現中等流量壓縮機自主集成；同時，擁有87.5MPa壓力等級壓縮機的試驗樣機。在固定儲氫裝置方面，擁有完全自主知識產權的45MPa與98MPa固定儲氫容器設計與制造能力，其中，45 MPa 儲氫容器單體水容積可達到20 m³，使用壽命可達 5 萬次以上，98 MPa 固定儲氫容器單體水容積可達到1 m³。此外，少數企業已擁有加氫站系統控制算法優化與產品集成能力，目前加氫站的氫氣一次性利用率可提高到 70 %~75 %。

（三）地方政策紛紛出臺，區域骨干供給網絡初顯

     全國已有14個省（市）已實質性開展氫能產業布局與推廣工作，分別是廣東、山東、江蘇、湖北、河北、山西、浙江、四川、北京、天津、吉林、遼寧、安徽、河南。以上大部分地區均出臺了相關產業扶持政策，并落地一批燃料電池或整車產業，推動加氫站建設，積極開展示范運營。例如產業政策較為完善的廣東省佛山市，2018年6月廣東省發布了《關于加快新能源汽車產業創新發展的意見》，明確提出電解水制氫電價享受蓄冷電價的政策；佛山市南海區人民政府發布的《促進加氫站建設運營及氫能源車輛運行扶持辦法》，對加氫站補貼力度最高可達到800萬元，對加氫站運營補貼最高可達到20元/kg。這些地方規劃與政策的出臺，有利于國內區域性供氫網絡的構建，加速區域氫能產業生態培育。

四、國外氫能基礎設施發展的啟示

（一）日本

     日本發布的《氫能/燃料電池戰略發展路線圖》，詳實指導了2014年至2040年，日本制氫、儲運、加氫、氫能利用等產業鏈各環節的發展目標與路徑。在氫能基礎設施方面，結合日本能源稟賦，提出日本各階段制氫與加氫站建設目標，到2030年日本加氫站數量要達到1000座且成本降至2億日元，海外制氫運輸回日本的價格將控制在30日元/m³以內。

     截至2018年年末，日本已經建成106座加氫站，其中80座以上對公眾開放[4]，其余則是專門為公交車或車隊客戶提供服務，這些加氫站成本大多在4億~5億日元，按照政府制定氫能基礎設施項目的補貼政策，補貼金額可達到目前加氫站投資水平的一半左右。

（二）德國

     截至2018年年末，歐洲擁有152座已運營加氫站[5]，其中僅德國就擁有60座對外經營站，且2018年度德國就投運了17座，已成為全球擁有第二大公共加氫站數量的國家[4]，并計劃至2023年建成400座加氫站，以覆蓋60%的德國人口，2030年達到1000座，覆蓋德國的全部人口。

     德國政府在2006年啟動氫能和燃料電池技術國家創新計劃（至2016年該計劃共支持14億歐元），于2009年啟動氫能供應基礎設施研究，2011年年底發布實施路線圖。為了尋找可靠的商業推廣模式，2015年2月，約有27家企業共同發起成立了H2M公司，在德國政府的資助下，開展全國加氫基礎設施網絡規劃、加氫站建設及經營工作，目標是建立429個加氫站組成的覆蓋全德的加氫網絡，任一站點與下一站點的間距不超過90 km， 并將整個計劃分為測試驗證、試驗推廣、商業推廣三個階段實施，同時，對融資、采購、運營及后期市場競爭的資產分配方案均做了詳細規劃，H2M公司將持續投資運營德國的加氫站項目，直到加氫站業務開始盈利時，H2M公司會停止投資，這些資產將會通過評估后由合作企業優先回購，再次形成以市場為主導的產業發展模式。

（三）美國

     自2012年美國提出未來向能源部（DOE）在氫能及燃料電池等清潔能源研發領域投入63億美元后，DOE 聯合美國高校與企業共同攻關氫能及燃料電池關鍵技術，并成立美國燃料電池和氫能聯盟，于2013年啟動H2USA計劃，共同對加氫站網絡規劃、融資方案、市場拓展制定詳細方案，為美國在氫能基礎設施方面的集成技術與裝備制造奠定了世界領先地位。截至目前，美國已公開對外運營加氫站達到42座[4]，尚有部分內部加氫站數量未知。

（四）韓國

     2019年1月，韓國政府發布《氫經濟發展路線圖》，目標是成為世界最高水準的氫能經濟國家，并以2022年與2040年作為時間節點，詳實地提出韓國氫能全產業鏈發展目標與實施路徑。計劃到2022年全國氫氣供應量達到4.7×105 t/a，供應價格降至6000韓元/kg，并建成310座加氫站；到2040年，氫氣供應量達到5.26×106 t/a，成本降至3000韓元/kg，建成1200座以上加氫站。同時，實現加氫基礎設施核心裝備技術完全國產化，并實現全國范圍的管道網絡，促進氫氣大規模運輸配送。根據氫氣不同的供給方式，路線圖將加氫站分為氫氣管道供氫型、長管拖車供氫型、電解水制氫加氫一體型三類，對加氫站投資與運營進行補貼支持，其中建設補貼最高可達29億韓元，運營補貼可高達2.2億韓元。路線圖進一步完善了加氫站網絡布點，鼓勵把加油站與天然氣站擴建成加氫混合站，允許在限制區的公交車站安裝加氫站，并推動逐漸減小加氫站建設相關的安全距離。此外，韓國政府提出從標準化、法律、人才、國際合作、產業生態等方面全面提高國民對氫安全的認知與產業安全管理體系。

五、中國氫能基礎設施產業面臨的挑戰

（一）缺少系統性的發展戰略

     在整個能源生產與消費體系中，氫能的定位尚未明確，將制約其在能源革命中發揮應有的作用， 也未制定氫能與燃料電池產業系統性的發展目標與實施路徑，不利于發揮現有產業要素效用最大化及構建產業發展政策保障體系。

（二）加氫站數量與性能相對落后

     中國目前建成的加氫站數量約為日本的四分之一，也遠落后于德國與美國。國內大部分加氫站屬于場內測試站與撬裝站，這些加氫站的特點就是固定儲氫量或氫氣壓縮系統能力較低，隨著加氫車輛規模的增加，將無法滿足加氫車輛進場時間隨機化、單次加注時間短的商業需求，尤其對于撬裝站，單次加注時間完全取決于長管拖車的氫氣壓力與系統壓縮能力，在長管拖車儲氫壓力下降的連續加注情景下，系統壓縮能力會按比例下降，導致車輛單次加注時間變長。

（三）關鍵技術與成本亟待突破

     我國雖已具有35 MPa加氫站關鍵技術與裝備集成能力，但在關鍵指標與國產化方面，還存在很大差距。在壓縮機技術方面，完全國產化的45 MPa 壓縮機流量較小且在實際應用中故障率較高，其關鍵部件仍需通過進口后在國內組裝，同時，國內不具備生產商用87 MPa壓縮機能力。在固定式儲氫裝備方面，國內儲氫裝置多為鋼內筒鋼帶纏繞容器，目前45 MPa 固定儲氫容器每立方米水容積的價格超過20萬元，98 MPa 固定儲氫容器每立方米水容積的價格超過100萬元。在加氫機技術方面，加氫槍依賴進口，國內70 MPa 加氫機處于試驗驗證階段，與國外商業化運營的70 MPa 加氫機指標差距較大。此外，氫基礎設施的高壓管路及閥門，目前需依賴進口；加氫站的工藝控制系統未來還需通過實際運營進一步驗證及優化。

     此外，我國還缺少70 MPa 壓力等級、液氫加氫站、氫氣檢測、管道運氫、加氫站工程投資及財務評價等相關標準規范。這些標準尚未制定，與我國尚未完全掌握相關技術及缺少驗證性數據有一定關系。

（四）產業管理與監管體系尚未構建

     加氫站作為城市基礎設施類固定資產投資項目，若按照投資額度，在絕大多數地區按照備案類項目管理，備案權基本下放至區縣級政府。在項目論證期，需完成環評、規劃、安評、節能、土地、維穩等方面的論證；在報建階段，需要通過規劃、住建、消防、安監、市監等部門審批； 在項目運營前還需通過以上事項的驗收，由于各主管部門對加氫站的評估審批缺乏實際依據與案例，也缺少自上而下的技術論證與標準支撐，導致“審批難、審批慢”。此外，制氫設備在我國長期作為大型化工、電子、能源項目的配套設施， 安全監管體系已成熟，而加氫站作為城市交通體系的氫氣分發站，安全監管體系尚未構建，不利于行業高質量發展。

（五）商業模式與持續路徑亟待探索

     加氫工藝的復雜性導致加氫站投資及運營成本遠超天燃氣站，一座 600 kg日平均加氫能力的簡易固定式加氫站，僅主要設備與土建投資就超過1000萬元，靜態總投資會達到1500萬元甚至2000萬元以上，如圖 2預測了在不同靜態總投資情況下，不同規模加氫站日售氫量、氫氣價差等三個關鍵投資參數對應的盈虧平衡線，以600 kg加氫站為例，在滿負荷運轉的理想狀態，當靜態投資為1250萬元時， 保持氫氣售價與進場價差價為 14.35元/kg時，可實現盈虧平衡，當靜態投資達到2200萬元時，需要將氫氣售價與進場價差控制到19.25元/kg才能實現盈虧平衡；當加氫站規模較小、土地等非技術成本升高時，建設方以1750萬元投資400kg加氫站，在滿負荷狀態，需要將售價與進場價差控制到24.35元才能實現盈虧平衡。此外，現階段市場用氫需求較小、加氫站設備與工藝也未經過高負荷運轉的穩定驗證，未來加氫站運營成本會比理論預測值或目前實際經驗值要高。

注：評價方法依據《建設項目經濟評價方法與參數》（第三版）和現行財稅制度，并按照國家能源集團投資決策管理制度，結合已有工程經驗與《中國石油天然氣集團公司建設項目經濟評價參數》選取評價參數.

     若參照汽油車運營成本制定售氫價格，結合現有的制氫與運氫價格，在沒有補貼的情況下， 加氫站很難實現盈虧平衡。通過投資加氫站、外購氫、售氫的單一模式將無法持續，缺少協同制氫、儲運氫、加氫等基礎設施網絡資源的優化配置，難以減少供氫成本，不利于整個氫能產業的持續發展。

六、中國氫能基礎設施產業戰略思考

（一）氫能基礎設施產業的發展目標與路徑

     未來30年，我國的氫能基礎設施產業總體將分成三個階段。

     第一階段（當前到2025年）：形成頂層路線清晰、產業政策基本健全、安全監管基本完善、市場競爭相對有序、商業模式不斷創新、產業聚集加速、加氫關鍵裝備技術基本實現國產化的產業發展態勢，為產業健康持續發展奠定基礎。本階段已完成氫能在我國的發展定位與戰略目標，形成自上而下相對健全的行業發展指導意見、審批管理和財稅優惠政策，基于信息化基本完成全國氫能基礎設施安全網絡體系。

     在發展路線上，本階段氫源將以城市周邊富裕的工業副產氫、化工與電子行業配套的小規模化石能源制氫為主，少部分地區的電解水制氫為輔；儲運以20 MPa 高壓氣態為主，完善45 MPa 以上壓力儲運技術及標準，并完成應用驗證；加氫站將基本覆蓋先行示范的城市，對外商業化運營站將達100座以上，并完全掌握70 MPa 加氫機、平均流量200 m³/h以上90 MPa 壓縮機、平均流量800 m³/h以上45 MPa壓縮機等關鍵裝備技術，基本實現國產化。

     第二階段（2025—2035年）：形成產業政策健全、行業監管完善、市場競爭有序、商業模式成熟、加氫關鍵裝備技術完全國產化，高效、安全、低成本的供氫網絡初顯的產業發展形勢，為產業高質量持續發展奠定基礎。

     本階段的產業政策、行業監管健全成熟，補貼及財稅優惠政策開始退坡，產業處于以市場驅動下有序競爭且日益激烈的發展環境。在發展路線上， 氫源將以煤制氫等大規模集中供氫（部分配套碳捕獲、利用與封存）與綠色電解水制氫為主，工業副產氫為輔，并將充分挖掘市場已有氫源，形成大規模氫氣運輸的格局，低成本、高效安全的全國供氫網絡開始構建；儲運以45 MPa以上高壓氣態為主，完善液氫儲運技術及標準，開展長距離液氫運輸及液氫加氫站應用；全國性骨干加氫網絡初顯，對外商業化運營加氫站將達到1000座以上，關鍵裝備及技術完全國產化，并處于全球領先水平。

     第三階段（2035—2050年）：形成高效低碳的氫能供給網絡，市場引領、價格調節、體制機制科學健全的高質量發展格局。在發展路線上，以可再生能源制氫為主（包括太陽能光解水制氫技術），煤制氫（配套碳捕獲利用與封存）為輔，各地也將根據資源與工業的發展情況，因地制宜地選擇“深綠”的供氫方案，并配套包括城市管道輸氫在內的多種運氫方案，最終實現供氫網絡與工業、電力、建筑、交通行業不同程度的融合；基本形成覆蓋全國的加氫網絡，對外商業化運營加氫站將達到10000座以上，關鍵裝備及技術達到全球領先水平。

（二）具體建議

1.加強氫能產業戰略研究

     建議加快研究將氫能納入我國能源體系事宜， 推動氫能成為國家能源戰略的重要組成部分，制定詳細的氫能產業發展實施路線圖，戰略的研究要充分立足于氫能產業發展對我國綠色低碳循環發展、推動能源革命、建設制造強國的貢獻，科學分析產業高質量可持續發展的技術路線、時間表與重點任務，重點規劃基于實現氫能與工業、電力、建筑、交通行業深度融合的安全高效、低碳循環的氫能供給網絡與應用場景，將發展氫能與我國建設現代經濟體系的重大部署緊密結合，實現產業高起點開局、高質量實施、可持續發展。同時，研究設立氫能源及燃料電池國家重大專項的工作方案。

2.建立健全產業政策、安全監管及技術標準體系

     相關部委聯合研究出臺氫能產業發展的指導意見，加強各級主管部門的相互協作；出臺安全評價等關鍵審批事項自上而下的管理辦法與技術論證方案，建立氫能基礎設施項目“安全綠色”的審批通道；加快健全中國氫能標準體系，進一步完善氫能基礎設施設計、建設與驗收相關標準；參照充電設施，盡快出臺將加氫站納入城市建設規劃指導意見；加快建立第三方檢測；逐步建立健全產業準入與退出機制、氫能基礎設施裝備質量追溯體系、企業質量安全評價體系、責任延伸制度，與補貼政策、金融支持相掛鉤；探索建立基于信息化的氫能大安全監管平臺；分類指導、穩步推進取消電解水制氫站選址受化工園區限制；加強氫能源科普宣傳，構建良好的產業發展氛圍，吸引更多社會資源。

3.建立氫能基礎設施關鍵技術攻關與核心裝備自主化的長效機制

     依托行業骨干企業、科研機構與高校，聯合組建國家級工程技術中心、國家實驗室、國家制造創新中心等平臺，共同開展氫能基礎設施關鍵技術攻關，建立氫能知識產權共享機制，高效共享閑置和分散的知識產權資源，最大化地實現資源價值；加強國家及各地重點研發計劃關于氫能基礎設施關鍵技術及裝備國產化支持力度；支持在具備條件的地區設立自主創新氫能產業示范區， 利用已有優勢加快產業聚集，布局一批具有引領作用的重大氫能示范工程；加強國際交流，鼓勵實施氫能源國際大科學計劃和大工程，形成國際化的協作機制。

4.加大對氫能基礎設施全產業鏈的補貼政策及金融支持

     加快制定產業鏈各環節項目基準收益等投資論證的科學決策依據，堅持市場主導與政策驅動并行， 加強宏觀質量調控，逐步建立科學合理的產業補貼政策與退坡機制；研究氫氣增值稅降至與天然氣同檔稅率、并享受增值稅即征即退50% 優惠政策； 將加氫站納入國家重點扶持的公共基礎設施，享受企業所得稅“三免三減半”政策；逐步消除電解水制氫基本電價，探索建立谷電期環保高效特別是超低排放機組、可再生能源項目特別是超出地區保障利用小時與平價上網的機組，與制氫企業直接電力交易的機制；拓寬產業投融資渠道，鼓勵政府金融平臺與社會資本加入的多元化投資體系，支持各地設立氫能基礎設施產業發展專項基金；支持各地給予前沿性氫能設施裝備制造、率先采用國家科技專項成果的儲運及加氫項目資金獎勵、風險補償與融資貼息等支持。

參考文獻

[1]Hydrogen council. Hydrogen,scaling up [R]. Bonn: Hydrogen Council, 2017.

[2]劉朝全, 姜學峰. 2018年國內外油氣行業發展報告 [M].北京: 石油工業出版社, 2019.

Liu C Q, Jiang X F. Report of domestic and overseas oil and gas industry development in 2018 [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2019.

[3]中國氫能聯盟. 中國氫能源與燃料電池產業發展研究報告核心觀點 [R]. 海口: 中國氫能聯盟, 2018.

China Hydrogen Alliance. Key point of report on the developmentresearch of the hydrogen energy and fuel cell industry [R]. Haikou: China hydrogen Alliance, 2018.

[4]Highest increase of hydrogen refuelling stations in Germany worldwide in 2018 again [EB/OL]. [2019-03-21]. https://www.tuev-sued.de/ plants-buildings-technical-facilities/news/highest-increase-of-hydrogen-refuelling-stations-in-germany-worldwide- in-2018-again.

[5]The Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking. Hydrogen roadmap Europe [M]. Belgium: Publications Office of the European Union, 2019.

[上一篇；乙烯生產工藝路線總結，你知道哪些？]

[下一篇；氫能：新能源的“灰犀牛”？]