尽管跨越中国的西北、中部和南部，三地却在规划上展现出较高的一致性：一方面，突破可再生能源制氢、储氢装备及材料、燃料电池等关键技术成为高频词；另一方面，构建氢能基础设施和储运体系被多次强调，同时地方还立下了燃料电池车辆产能、加氢站的量化目标。

 

 

安徽提出，到2025年，力争燃料电池整车产能达到5000辆/年，加氢站（包括合建站）数量达到30座。宁夏提出，到2025年，氢燃料电池重卡保有量500辆以上，建成加氢站10座以上。湖南提出，到2025年，推广应用氢燃料电池汽车500辆，建成加氢站10座。

 

多位接受采访的业界人士认为，由于国家层面的表态不甚明确，前两年投资界对氢能发展一定程度上抱有“不确定性”心态，因而行动趋于谨慎。但是，今年3月国家发改委和国家能源局出台《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》以来，各地给出更为明确的规划目标和支持政策，向市场传递出稳定预期，因此今年又被称为“氢能行业爆发元年”。

 

“盲目跟风、同质化和低水平重复投资，这是当前许多地区在氢能发展热潮中应警惕的问题。从资源禀赋、产业基础、市场空间以及地方财力等多方面系统谋划，突出自身优势，理性布局氢能产业，宜氢则氢，才是实现产业长期向好的发展路径。”中国能源研究会能源与环境专业委员会秘书长王卫权对第一财经记者表示。

 

氢源何来：优先考虑就近制备

 

要想让氢能产业得以规模化发展，“氢源何来”是难以回避的问题。

 

作为汽、柴油等化石能源的重要替代品，近年来清洁高效、零排放的氢能源已在全国多地推广。然而，就在这些产业发展居于前列的地区，率先暴露的问题是烦恼于“缺氢”。

 

据央视此前报道，2021年广东某地区氢能车约1500辆，但处于运行状态的不足三分之一，氢能车每日氢需求量在16——18吨，但每日供应只有5吨。由于氢源供应紧张，一些氢能物流车辆无法正常运行，被迫停在停车场里，部分氢能公交车的运行也面临压力。

 

佛山环境与能源研究院院长赵吉诗告诉第一财经记者，类似的情况不仅发生在广东，“全国范围内只要是推广车辆比较多的地方，几乎没有不缺氢的。根据我们的调研，即便是西北制氢资源丰富的某些地方，由于储运成本高昂、加氢站利用率低等多重原因，全程核算下来成本超过300元/kg，高于佛山当地约50元/kg的氢价数倍。”

 

赵吉诗表示，当前地方缺氢主要存在两方面原因：一是供需错位。我国氢能资源呈逆向分布，在资源上“西富东贫、北多南少”，在需求上则相反。二是储存和运输成本高昂。由于管道输氢、液氢等技术在国内尚处于早期阶段，短期内储运环节成本高问题难以解决。

 

他给记者算了一笔账，以最常见的运氢方式长管拖车为例，按照距离氢源点100公里计算，以目前的油价水平运输成本约在14元/kg。此外，加氢站的固定资产折旧以及人力成本也是开支大项，保守估计氢能的储运和加注等中间环节成本基本在30元/kg以上。一旦长距离输送，运输成本还将大幅上涨。然而，只有当氢的终端售价稳定在30元/kg左右时，以每公里的燃料成本，氢燃料电池车辆才能在与传统柴油车的比较中具有竞争力。

 

正是因为上述原因，能否就近制备、就地消纳成为解决地方发展中“氢短缺”问题的关键。

 

以宁夏为例，其在发展规划中就明确提出了制氢目标及路线：到2025年，初步建立以可再生能源制氢为主的氢能供应体系。可再生能源制氢量达到8万吨以上。

 

山东电力工程咨询院工程师徐广强长期从事氢能领域的规划和技术咨询工作。在他看来，即便地方有了制氢的发展方向，仍然需要寻找到恰当的切入口，创新体制机制，以培育满足市场需求的商业模式。

 

“目前电解水制绿氢的主流路线，受电价影响很大。如果按照平均工业电价0.6元计算，成本约为40——50元/kg，几乎是赔钱的，所以极少有人愿意投资。”徐广强举了一个可供参考的案例：此前山东某地的化工园区生产绿醇需要先制绿氢，以满足出口韩国、日本的碳足迹要求。但是，受制于胶东半岛的输电线路较为薄弱，大量绿色电力难以输送到工业园区，使得园区生产陷入困境。后来，企业提出可以架设电网专线，由千万千瓦级的绿色能源基地接到该化工园区，项目落地后将大大降低用电成本，电价仅需0.3元左右，使得园区的绿醇产品有望远销海外。同时，氢制备、加工产业在当地也有了发展空间。

 

徐广强认为，我国西北部地区存在丰富的风光资源，同时承接了中东部地区的部分产业转移。如果能够利用风光资源间歇性的特点，采取架设专线等方式以畅通制氢通道、降低制氢成本，带动当地高附加值的工业产业优先发展，那么也能逐步打通当地的产业链。

 

除了探索发展价格昂贵的“绿氢”，如何有效利用便宜、环保性能好的部分“灰氢”，也是多地规划中提及的氢源要点。

 

例如，《酒泉市氢能产业发展实施方案（2022-2025）》提出，建成10万吨/年以上的绿氢生产基地，工业副产氢达到3万吨/年，以短期就近消纳为原则、长期外输消纳为目标，确保产销平衡。积极与酒钢集团合作，创新“钢铁+氢能”发展模式，推动钢铁产业绿色低碳转型。

 

“钢铁属于国家规定的‘两高’行业，存在限产的天花板。但是如果能够和制用氢气结合起来，那么钢铁的产量和规模也能往上提一提，发挥它对企业和地方经济的贡献，这也是很好的切入口。”徐广强说。

 

储运应用：打通跨区域、跨领域壁垒

 

氢能的两端：制氢和用氢，常常陷入“先有鸡”还是“先有蛋”的争论。制氢跑得快了，没有应用场景，意味着没有收益。“用氢”跑得快了，氢源跟不上，浪费投资耽误效率。

 

“这点上大家应该有一个共识：一方面，我们要努力发展可再生资源制氢加上多模式的储运示范；另一方面，我们必须拓展氢能燃料在道路、水路联产、绿色化工等领域中的跨领域应用。”中国科学技术协会主席万钢日前在广东省人民政府和中国国际经济交流中心联合举办的2022年中国氢能产业大会上作出上述表述。他认为，制氢和用氢的协同发展更显重要，两手都要抓。

 

万钢表示，在目前常规的产业领域的分割当中，氢能的工作是非常需要跨领域协调的。“氢能的事情可能比电能的事情更复杂，最重要的是跨领域部分”。

 

多位业界人士认为，打通储运环节是氢能产业降本增效的关键，而这也需要多个领域、多个部门的协同发展。

 

中国国际经济交流中心能源政策研究部部长、研究员景春梅在上述论坛提出，应支持开展高压气态、有机液态、液氢、管道等多种输氢路线的技术示范，破解产业“卡脖子”痛点，解决供需不匹配的问题。

 

“过去氢主要是作为化工原料，没有大规模长距离输送的必要。但是从能源产品的角度来用，储运需求和输送需求都出来了，我们不能沿用以前的标准和法规，还是要有差别化的政策。”赵吉诗认为，在氢能产业导入期和发展早期，建设管道的性价比较低，短期内依赖管道长距离运输的可能性不大。因此，在氢能的布局上，应支持可再生能源富集地区优先发展氢能，鼓励用氢，同时要避免其他地区跟风式发展。

 

据相关预测，到2060年，我国氢气年需求量将增至1.3亿吨，占终端能源消费比重约20%，庞大的氢能需求将带来8000亿左右的储运设备市场规模。

 

赵吉诗表示，从储运的角度出发，业界仍然希望能够打通全国范围内的若干条氢能干线，囊括长三角、珠三角、成渝城市群等地，由点到线，由线到面，推动氢能跨区域的协同发展。

 

除了跨区域的干线建设以外，第一财经记者注意到，石油、天然气等跨行业企业也纷纷抛出“绣球”，希望通过“掺氢”的方式降低输氢管道再建的经济成本和安全风险。例如，国家电投“朝阳可再生能源掺氢示范项目”作为国内天然气掺氢技术的首次尝试，其燃气轮机掺氢燃烧示范项目已正式投运，并填补了国内天然气管道掺氢示范项目的空白。

 

赵吉诗告诉记者，由国家层面推动的示范项目，探索各区域间的合作模式，能够较好地调动各地长期的积极性，避免滋生地区壁垒。“比如东部某地的企业利用当地资源做好了研发工作，但却选择到制造业基础较好的南方某地转化投产，那么东部这座城市留下什么呢？所以，有的地方会强制要求企业在当地投资建厂，但是对于降低全社会成本而言，这可能不是最优解。”

 

王卫权表示，氢能不是终极能源，而是多种能源利用的载体。这意味着，氢能的发展既要与多种能源结合起来，又要区别开来，因地制宜，宜氢则氢、宜电则电、宜气则气，在制定政策过程中有针对性地发展氢能。由于国内的氢能产业处于发展初期，核心技术尚未突破、关键材料依靠进口，如果此时“一窝蜂”上马氢能项目，忽略地方实际和产业规律，极易造成低水平的重复建设和资源浪费。

 

“目前资本市场新一轮的氢能热主要集中在两个领域：一是能源，将来用氢能代替天然气等传统能源；二是交通，发展氢燃料电池汽车及其产业链。从各地的规划来看，后者是政策倾斜的重心。但实际上，氢能在乘用车领域的替代优势并不明显，未来它能否在与纯电动汽车的竞争中胜出、占领多大市场尚未可知，因此现阶段各地更应积极寻求差异化的应用场景，结合当地原有的产业基础和资源优势，集中力量开展技术攻关和示范引领。双碳目标下，诸如化工、冶金等脱碳难度大的工业领域，也存在广阔的探索空间。”王卫权说。