重磅规划揭示氢能六大发展方向，可再生能源电解制氢将迎大发展！
文章来源：财联社、香橙会研究院、中国能源报、中国改革报、改革网等，全球氢能编辑整理，转载请注明出处，违规转载将投诉！
12月3日，工业和信息化部印发《“十四五”工业绿色发展规划》，揭示氢能六大发展方向，并凸显对绿氢更加重视，业内预期绿氢下一步将获加快发展，或将在新型污染物治理技术上发挥更大作用。而此前11月30日，我国首个万吨级的光伏绿氢示范项目正式启动。
《“十四五”工业绿色发展规划》涉及氢能部分，共是六个方面，分别是：
涉及氢能的六个方面
加快氢能技术创新和基础设施建设，推动氢能多元化利用；
开展可再生能源电解制氢示范工程；
鼓励氢能等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用；
发展氢燃料燃气轮机、超高压氢气压缩机、高效氢燃料电池等新能源装备；
开展绿氢开发利用等新型污染物治理技术装备基础研究；
推进绿氢炼化等技术的推广应用。
对此，香橙会研究院氢能行业研究员表示，这可能是“氢能顶层设计”中的一部分。规划明确提出开展可再生能源电解制氢示范工程，可以预计可再生能源电解制氢将迎来大发展；整个规划更加重视绿氢，一般来说，绿氢是方向，灰氢是过渡，但规划显示，绿氢要加快发展，绿氢开发利用将在新型污染物治理技术上发挥更大作用；氢能装备里，将超高压氢气压缩机单独提出来，预计接下来超高压氢气压缩机会引起各方面的关注，不排除燃料电池汽车城市群的“八大件”，会增加“超高压氢气压缩机”；鼓励氢能等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用，氢气在多场景里的应用探索逐渐增多。电价和电解设备导致当前绿氢成本居高不下
目前可再生能源制氢占比较小，化石能源制氢仍是主要的氢气来源。根据 IRENA 的测算，全球仅有 4%的氢气来自电解水制氢，其余均来自煤炭、天然气以及石油炼化领域。而在“富煤、贫油、少气”的能源结构下，目前国内煤制氢的占比超过 60%，电解水制氢的比例则不到 2%。可再生能源制氢仍然任重道远，未来的发展空间巨大。
国电投氢能首席专家柴茂荣表示，制氢成本高企，仍然是行业发展短板，供应链体系较为分散。
电价和电解设备是导致当前绿氢生产成本居高不下的重要原因，二者的成本占比分别达到50%和40%，电解槽是可再生能源大规模制氢的关键装备，在制氢系统总成本中的占比近50%。
目前，光伏制氢是绿氢主要发展的途径，一方面，随着光伏产业的持续发展，电价成本有望下降，另一方面，光伏制氢可作为解决光伏发电消纳的重要途径，起到储能的效果，此外，碳税也将为光伏制氢带来竞争力。
柴茂荣表示，降本方面，光伏制氢成本在2025年有望突破，达到每立方一元人民币左右的水平，迎来大规模发展。但光伏制氢主要布局在新疆、内蒙古这些日照比较强的城市，而用氢在长三角东南沿海地区，所以运氢成本成为亟待解决的问题。他指出，大型企业完全可以建子母站方式，通过大型母站将氢气通过撬装车或者专用瓶（换瓶）送到各子站，可以减少30-50元每公斤成本。
据中国氢能联盟专家委员会主任余卓平分析，如果到2025年我国风电、光伏的新增装机发电成本降低到0.3元/千瓦时，可再生能源电解水制氢成本将降到约25元/千克，能够与天然气制氢进行竞争。等2030年可再生能源发电成本降低到0.2元/千瓦时后，电解水制氢成本将低至15元/千克，可以与现在化石能源加上碳捕集技术制氢的价格进行竞争。
北京某氢能科技公司负责人介绍，电解槽目前单位造价2500元/W；随着更大的槽体、更优质的制造工艺，以及技术环节的精进和材料的优化，有望降至1300元/W。届时，绿氢成本将从 2020 年的 30.8 元/kg 快速降至 16.9 元/kg，实现与灰氢平价。上游原材料的平价前景一旦达成，意味着氢能源的大规模产业化铺平了道路。
储运仍是行业发展瓶颈
实际上，我国拥有丰富的氢源基础，制氢技术可支撑氢能中远期发展，但包括储存与输送设施在内的氢能基础设施发展滞后，且现有方式的储运成本和碳排放对运输距离、供应量较为敏感，“储运难”一直是行业发展瓶颈。
从技术成熟度来看，高压气态储氢最为常用，即通过高压将氢气压缩到一个耐高压的容器里，与之对应的运输方式为长管拖车和管道两种，但是这种方式的储氢量较低。而低温液体的方式，虽然可以解决长距离、大规模运输难题，但是将气态的氢变为液态的氢，每液化1千克氢气将消耗4～10千瓦时电量，在现有条件下转化成本偏高。
目前，国内以高压气态储氢为主，相较于低温液态储氢，高压气态储氢在长距离运输上十分不具有优势，因此大力发展液氢技术和输氢管道等装备具有重要的意义。
根据国网能源研究院数据，2019年我国陆上风电度电成本约0.315-0.565元/千瓦时，且在未来仍有一定的下降空间，预计到2025年度电成本在0.245-0.512元/每千瓦时。基于此，就地制氢也是解决长距离运输的一种重要方式，我国用氢主要集中在东南沿海，利用海上可再生能源制氢是一种很有前景的制氢技术路径，同时也可避免氢气长距离运输。
加氢站发展的“老问题”亟待新突破
除了上述储运成本的问题，氢能产业重要的基础设施——加氢站建设的瓶颈问题也由来已久。随着氢能产业未来走向成熟，加氢站发展的“老问题”都需要取得新的突破。
中国石油天然气股份有限公司石油化工研究院化工研究室副主任李庆勋直言，当前加氢站建设的瓶颈包括建设成本高、运营成本高、标准法规不完善。
李庆勋认为，加氢站建设成本高的原因主要在于关键设备依赖进口，需要持续推进加氢站关键设备国产化，降低成本，促进国内整个产业链良性发展；运营成本高主要是氢源价格高、氢燃料汽车保有量低造成的，需要不断培育市场，通过规模效应降低成本。此外，加氢站安全、建设运营等标准规范也有待完善，需要政府、标准化组织和企业共同推动。
在业内看来，安全和标准规范等问题是加氢站建设亟须关注的重点。对此，液化空气（中国）投资有限公司氢能业务负责人陈星强调，要严把安全和质量管理关，预防个别安全事件影响全产业发展的局面。同时，他还指出，目前相关项目的选址和审批比较复杂，也是加氢站建设的一大瓶颈，需要相关部门协调。
作为在全球已布局100多座加氢站的氢能巨头，液化空气在加氢基础设施建设方面，有诸多值得借鉴的国际经验。陈星表示，从液化空气的经验来看，液氢将会为未来大规模的加氢站普及起到主流供应作用，国内的液氢相关法规需要尽快完善出台，这将有利于氢气基础设施的提前部署。他同时认为，液氢加氢站的部署要提上日程。
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