3月23日，國家發改委和國家能源局聯合印發《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》（下稱《規劃》），我國氫能中長期發展的“頂層設計”終于出爐。

    《規劃》指出，氫能是未來國家能源體系的重要組成部分，是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體，氫能產業是戰略性新興產業和未來產業重點發展方向。

    “《規劃》將氫能作為能源的屬性明確下來，意味著相應的管理政策、價格機制等配套將會系統性跟進。”隆基氫能科技有限公司副總經理王英歌在接受21世紀經濟報道記者采訪時認為，《規劃》對氫能在我國能源體系的定位表述意義重大。

    氫能產業鏈分為制取、存儲、運輸和應用等環節。中信證券發布的研報預測，預計2050年，我國氫能在能源結構中的占比有望達到10%，年化可減排約7億噸，產業鏈年產值約12萬億元。其中，電解水制氫市場規模7000億元、加氫站1000億元、氫能汽車10萬億元。

    然而，作為世界最大的制氫國，我國當前的制氫體系結構仍需持續優化。根據中國氫能聯盟與石油和化學規劃院的統計，當前我國氫氣產能約4100萬噸/年，產量約3342萬噸。其中，氫氣純度達到≥99%的工業氫氣質量標準的產量約1270萬噸/年。但與此同時，可再生能源制氫占比較小，化石能源制氫和工業副產氫占據主體地位。

    為此，《規劃》提出，到2025年，我國初步建立以工業副產氫和可再生能源制氫就近利用為主的氫能供應體系；到2030年，形成較為完備的氫能產業技術創新體系、清潔能源制氫及供應體系，產業布局合理有序，可再生能源制氫廣泛應用，有力支撐碳達峰目標實現；到2035年，可再生能源制氫在終端能源消費中的比重明顯提升，對能源綠色轉型發展起到重要支撐作用。

    可再生能源制氫逐步成為供應主體

    《規劃》明確了我國氫能產業中長期發展的幾項基本規則，其中一項原則指出，“安全為先，清潔低碳”。

    而如何實現“清潔低碳”？《規劃》提出，要構建清潔化、低碳化、低成本的多元制氫體系，重點發展可再生能源制氫，嚴格控制化石能源制氫。這意味著，可再生能源制氫在我國氫能制取中長期發展過程中，將逐步成為供應氫氣的主體來源。

    “氫能的戰略地位和經濟合理性主要取決于可再生能源轉型中的大規模長周期能量儲存與多元化終端利用需求。”中國科學院院士、清華大學教授歐陽明高在發改委官網發表的署名文章認為，可再生能源制氫是堅持綠色低碳發展道路的必然選擇。

    根據中國氫能聯盟與石油和化學規劃院的統計，煤制氫、天然氣制氫、工業副產氫以及以水電解制氫為代表的可再生能源制氫，構成了我國氫氣的制取體系。其中，煤制氫占比超過63%，天然氣制氫和工業副產氫合計占比接近35%，而可再生能源制氫占比不足2%。

    巨大的提升空間，預示著提升可再生能源制氫占比需要把握節奏，有序發展。為此《規劃》分別設立2025年、2030年和2035年三個時間點，以最終實現可再生能源制氫成為供應主體的目標。

    協鑫新能源副總裁、首席專家馮慶東告訴21世紀經濟報道記者，可再生能源制氫可分為風電、光伏、水電、核電制氫以及光解水制氫組成，在場景的需求和設備的布置上具有靈活性和多樣性，需要因地制宜地制定制氫解決方案。在現階段，可再生能源制氫是由風電、光伏發電、水電，再加上部分電網低谷電，以實現連續16小時以上氫氣制取為目標。未來還將發展核能制氫和光解水制氫等。

    不過，可再生能源制氫成本目前仍然比較高，仍然受到電價、電解水制氫設備成本以及設備利用效率等主要因素的制約。業內人士認為，隨著可再生能源規模的擴大以及制氫成本的降低，可再生能源制氫的爆發點將至。

    “光伏等可再生能源發電成本未來還會持續下降。此外，電解水制氫設備的投資降本以及電解水制氫效率，都有提升的空間。”王英歌對21世紀經濟報道記者表示，可再生能源制氫經濟性問題的解決只是時間問題。

    值得一提的是，《規劃》明確提出，到2025年，可再生能源制氫量達到10至20萬噸/年，成為新增氫能消費的重要組成部分，實現二氧化碳減排100至200萬噸/年。對此，王英歌認為，按照目前行業的發展趨勢，未來可再生能源制氫的實際產量將大概率超過這一發展目標。

    經濟性是氫能產業可持續發展的前提

    隨著大力發展可再生能源制氫得以定調，如何完善相應管理政策、市場機制等問題成為焦點。

    在3月23日國家發改委召開的新聞發布會上，有關氫能的經濟性問題獲得了回應。國家能源局科技司副司長劉亞芳指出，“安全性是氫能產業化發展的基礎和內在要求，經濟性是氫能產業可持續發展的前提。《規劃》中，對氫能安全性和經濟性都有充分體現。”

    劉亞芳表示，“下一步，國家發展改革委、國家能源局，將會同相關部門，按照《規劃》有關部署，根據職能分工，各司其職，共同提升氫能全過程安全和經濟性，逐步降低氫能使用成本，助力氫能產業健康、可持續發展。”

    21世紀經濟報道記者注意到，在經濟性方面，《規劃》提出了氫能制取、存儲環節經濟性要求和支持政策。其中，“研究探索可再生能源發電制氫支持性電價政策，完善可再生能源制氫市場化機制，健全覆蓋氫儲能的儲能價格機制，探索氫儲能直接參與電力市場交易”的表述引發業內關注。

    “目前最需要補貼的就是可再生能源制氫環節。”馮慶東認為，此前，國內氫能政策補貼的重點主要圍繞加氫站和下游應用環節，較難傳導至上游的可再生能源制氫環節，而該環節最需要專項支持和政策扶持，特別是電價專項支持方面，或成為下一步政策出臺的重點。

    值得一提的是，歐陽明高最新撰文提及，在國務院批復建設的張家口可再生能源示范區，其團隊嘗試開展從可再生能源制氫到終端應用的全鏈條工程驗證，當可再生能源電力價格低于0.15元/千瓦時的時候，可再生能源制氫的經濟性就能得以保障。

    “以光伏制氫為例，其制氫成本相對高些，這其中光伏發電的電價是一大主要影響因素。”王英歌告訴21世紀經濟報道記者，在煤價正常的時候，煤制氫一方的成本約0.7元至0.8元，而光伏制氫的最低成本目前可以做到1.5元。

    王英歌進一步表示，“價格政策是能源管理的重要方面之一，如果未來使用光伏、風電制氫時，可以在電價方面給予適當的補貼和激勵，將有助于提高綠氫的經濟性。”

    中信證券發布的研報亦認為，從長期看，財政補貼提速與技術進步作為制氫側發展的關鍵驅動因素，將加速供給成本下降。