日韩、欧美在氢能领域在怎样布局？一文读懂当前世界氢能发展现状！

编辑 | 国际能源网/氢能汇

随着应对气候变化压力增大、能源低碳转型加速，氢能以其清洁、灵活高效和应用场景丰富的优势备受世界瞩目。欧美日韩等国家和地区通过战略引领、路线规划、产业支持政策以及持续投资，在氢能产业发展上取得了实质性进展。

在氢能战略布局上，欧洲将氢能作为能源转型和低碳发展的重要保障，美国重视氢能产业技术优势的建立和前瞻技术的研发，日韩致力于构建氢能社会和氢经济。技术发展上，可再生能源电解水制氢、盐穴储氢、管道输氢以及利用氢替代天然气供热将成重点发展方向。本文重点分析各国在氢能发展方向、目标、路径和政策等方面的推进现状，观察全球氢能技术最新动态，并提出中国氢能产业发展的建议，供参考。

一、全球氢能产业战略布局

（一）12国制定发展战略

2019～2020年，多个国家和地区相继出台具有实操性的氢能战略和氢能发展路线图。一些国家对氢能技术应用进行具体部署，主要以氢能在交通运输领域的应用为主。部分国家着手设定工业、建筑和发电等部门的氢能发展目标（见表1）。推动氢能发展的政府计划（包括政府制定的目标、承诺、激励措施等）中，重点聚焦于乘用车、车辆加油站、公共汽车、电解装置、卡车五大应用领域。此外，在建筑物供暖和供电、发电与工业领域也有国家出台政策助力应用。

表1  2019～2020年主要国家氢能战略/路线图

日本高度重视氢能产业发展，明确提出将氢能社会纳入国家发展战略。日本先后发布《日本复兴战略》《能源战略计划》《氢能源基本战略》《氢能及燃料电池战略路线图》，规划实现氢能社会战略的技术路线。在2019年4月发布的《第五次能源基本计划》中，日本计划将氢能源汽车数量从2020年的4万辆增加到2025年的20万辆，2030年氢能源汽车数量将达到80万辆。

2020年7月，欧盟委员会推出欧盟氢能战略，将绿氢作为未来氢能发展重点。作为氢能战略的一部分，欧盟委员会宣布成立清洁氢能联盟。在此之前的6月，成员国中德国已率先推出国家氢能战略，明确绿氢的优先地位，并计划到2030年将其国内绿氢产能提高至5吉瓦，到2040年进一步提高至10吉瓦。

除欧盟、日本外，俄罗斯、美国、韩国、澳大利亚等国也已发布国家氢能战略。俄罗斯新版《2035年能源战略草案》明确将氢能作为能源行业战略重点，目标是通过扩大氢气产能到2035年成为全球重要的氢能经济国家。2020年，俄罗斯联邦能源部公布本国第一份氢能战略发展路线图，提出2024年前在俄境内建立一个完全由传统能源企业主导的、涉及上下游的氢能产业链。未来俄罗斯氢气将通过管道运输的方式（改造现有天然气管道）出口至欧洲国家，氢气将成为继天然气之后俄罗斯出口欧洲的又一重要能源资源。值得一提的是，俄罗斯氢能计划中大力发展的氢气，并不是通过可再生能源水解方式制备，而是通过天然气裂解、天然气高温催化裂解、核电水解方式制备而成。

（二）成立产业联盟

为协同推进氢能市场化和产业化进程，欧美日韩等建立了由政府、非政府组织、学术界、企业界等组成的产业联盟，作为推动氢能产业发展的重要平台。

日本的Japan H2 Mobility联盟，2017年由丰田、日产、本田、新日本石油、岩谷、东京燃气、日本发展银行等机构联合出资成立，横跨政府、金融、产业、学术界，包括氢能产业链各环节，涵盖了研发、示范、推广等各阶段，树立了协同推进的样板。

欧盟推进气候和能源转型的政策框架中，采取了组建跨区域、跨产业联盟的方式，由政府牵头、产业链各环节龙头企业参与，协同推进氢能发展。欧洲清洁氢联盟，2020年由欧盟相关企业、民间机构、国家及地区能源官员和欧洲投资银行共同发起，旨在为氢能大规模生产提供投资、促进技术合作。企业成员包括蒂森克虏伯、西门子、壳牌、空客，以及丹麦和挪威的一些公司等。此外还有欧盟倡议成立的氢能联盟，欧盟和氢能联盟共同规划欧洲共同利益重要项目，以带动产业发展和产业链整合和强化。氢能联盟拟推动280家企业参与制氢电解槽的相关产业链，并推进实施1吉瓦规模的电解槽项目。

德国为加大氢能和燃料电池汽车的开发与商业化应用，先后成立多个技术联盟和产业联盟。最为典型的是2015年法国液化空气集团、戴姆勒、林德、OMV、壳牌和道达尔等企业联合组建H2 Mobility联盟，以社会产业资本的身份与国家氢能和燃料电池技术组织（NOW）一同支持德国氢能产业发展。H2 Mobility计划在汉堡、柏林、鲁尔、法兰克福、斯图加特、慕尼黑六大都市圈的主干道和高速公路上建成100座加氢站，以上六大都市圈各布局10座，其余40座布局在相邻城市之间，作为加氢站网络的连接站和目的地站，形成环网状氢能高速公路。截至2019年年底，H2 Mobility已建成75座加氢站，其中绝大多数已实现运营。

（三）加大政策支持

1.提供补贴和税收优惠

目前国外氢能产业发展的财政补贴和税收优惠政策主要集中在燃料电池和加氢基础设施建设方面。随着燃料电池关键技术的突破，日本政府开始对车用、家用、商业及工业用燃料电池以及加氢基础设施建设给予持续全面补贴，设立清洁能源汽车补助金和燃料电池汽车加氢站建设补助金。目前可为每辆丰田Mirai和本田Clarity分别补贴202万日元、208万日元；每座加氢站根据供氢能力、供应方式不同，可获得0.6亿～3.9亿日元补贴。燃料电池车主可享受免缴汽车重量税和购置税等优惠政策。在财政补贴和税收优惠政策的鼓励下，Ene-farm家用燃料电池和燃料电池汽车推广成效显著。

韩国政府高度重视汽车产业与氢能协同发展，于2019年10月推出氢能城市计划，当年为氢燃料电池汽车提供财政补贴1304亿韩元。根据韩国政府计划，到2022年将为15000辆燃料电池汽车和1000辆氢气公交车提供资金，还将资助310个新的氢气加气站，未来5年内用于氢燃料电池以及加氢站的补贴将达到20亿欧元。

美国通过向消费者提供经济补贴和税收减免，间接促进企业加大开发力度，推动燃料电池产业化和商业化进程。加州政府启动了清洁车辆补贴项目，其中为氢燃料电池汽车提供5000美元的补贴，该补贴政策将持续至2024年1月1日前。截至目前，加州氢燃料电池汽车数量始终位于全美首位。2019年，美国实施了几项对氢能和燃料电池市场持续增长至关重要的政策，包括恢复并延长对交通运输和固定燃料电池应用的税收优惠等。

2.研发投入与融资支持

2019年，除化石燃料下降4%外，国际能源署成员国所有能源技术研究、开发和示范（RD&D）投入均有所增加，其中氢能和燃料电池技术领域增幅最大（为18%），是有史以来的第二高值（2018年增幅25%）。日本则是成员国中氢能和燃料电池研发领域投入最多的国家，2019年该领域投入达到2.97亿美元。

从现在到2050年，欧洲对可再生能源制氢的累计投资可能高达1800亿～4700亿欧元。欧盟2014～2020年期的“地平线2020”投资计划，支持设立了燃料电池和氢能联合项目，重点领域包括氢能合成航空燃料、氢动力航空电池、氢能航空发动机研发等。2020年后，欧盟科研支持计划“地平线欧洲”将加大对氢能的科研支持。欧盟近期准备力推可再生融资项目分类标准改革，引导投资者加大对绿氢等绿色项目的支持。欧盟诸多公共投资机制，包括新冠肺炎疫情后推动经济发展的恢复基金、多年期预算框架下的区域发展基金、团结基金、投资欧盟（invest EU）等，均将加大对氢能项目的支持力度。

3.完善市场配套机制

欧盟通过碳交易配额等市场手段，缩小可再生能源制氢与化石能源制氢的成本差距。未来欧盟将对碳排放交易机制（ETS）中有关氢能以及制氢方法的概念进行界定，改革相关标准，使化石燃料制氢受到碳排放交易机制的成本约束。

西班牙2020年氢能战略中提出的监管行动包括引入原产地保证制度，确保氢气100%由可再生能源制取，通过价格信号引导绿氢消费。

2019年，标准普尔全球普氏能源资讯发布全球第一款氢价评估产品。目前标准普尔共有3套计算氢气生产价格的方法，计算因素包括天然气、电力、甲醇、水、碳排放配额、资本支出等。氢价格指数既可以显示目前主要的制氢方式，也可以反映目前运输等环节成本在终端氢气价格中的占比。

4.完善安全标准体系

氢气易燃易爆，其利用过程中的安全措施一旦失当，容易引发起火爆炸事故，造成人员伤亡和财产损失，在生产、存储、运输以及终端应用过程中必须谨慎对待。2020年2月，韩国率先发布全球首个《促进氢经济和氢安全管理法》，为氢能供应和氢设施安全管理提供支持，以促进基于安全的氢经济建设。该法的颁布，将明确政府对氢能产业和氢能企业的行政和财政支持，为氢能企业的培育、援助、人才培养、产品标准化等产业基础事项奠定法律基础，同时为电解水制氢等低压氢气设备及氢燃料使用设施的安全管理提供了法律依据。

日本加快修订完善车用氢能安全标准体系，在车用氢能领域建立先进、完整的标准体系，如针对氢燃料电池汽车、高压氢系统（包括高压储氢瓶和容器主阀），适用《高压气体保安法》，其余车辆系统适用《道路运送车辆法》；针对加氢站，适用的法律标准、规范主要有《高压气体保安法》《消防法》《建筑基准法》《加氢站安全检查标准》等。

（四）建立示范区域和氢能城市

从全球范围看，德日韩等国在推动氢能示范区域和氢能城市建设方面力度较大，走在世界前列。德国注重推广氢能示范区项目，韩国推出氢能城市计划，日本、英国和瑞典则大范围推广氢能源住宅社区。

作为德国国家创新计划氢和燃料电池技术（NIP）的一部分，氢能示范区（HyLand）计划自2019年初提出以来获得各地积极响应，共有154个地区提交申报材料。先后于9月和12月确定了3批次共25个氢能示范区试点。根据资助类型的不同，德国氢能示范区可分为侧重于理念萌芽或着手组织搭建的地区（HyStarter）、侧重于创建集成概念和具备开展项目可行性分析的地区（HyExperts）、侧重于已着手方案具体实施的地区（HyPerformer）三类。2019年，德国共有130个地区申报HyStarter，28个地区申报HyExperts，6个地区申报HyPerformer。通过申报，德国运输和数字基础设施部掌握了已经在能源系统中部署氢能或寻求加快实施氢能的地区情况，大量的申请也反映出整个德国对改变能源供应现状的强烈需求。

2019年10月，韩国国土交通部在全国检查和调整会议上宣布氢试点城市推广战略。同年12月，韩国国土交通部宣布选择安山、蔚山、完州与全州作为氢经济示范城市试点，每个城市规划出3～10平方千米，在住宅和交通区域引入和采用氢技术。韩国政府将在三个示范城市各投资290亿韩元（合1.73亿元人民币），其中50%由地方政府支付。根据韩国政府的计划，到2040年全国40%的城市将成为氢能城市，总计运营825000辆氢能汽车和12000辆氢能公交车。

日本东京奥运会的运动员村5000多户住宅和街区的商业设施全部采用氢燃料电池，这是日本首次在新式街区大范围推广使用氢能源。选手村每套公寓均采用家用氢能源燃料电池作为基本电源，同时在社区内建设大型加氢站和氢气管线管控中心，通过管线直接将氢气输入到各户家庭的燃料电池中，使得燃料电池成为永久性发电系统。另外，社区内所有商业设施、路灯用电，以及巡回巴士也将使用氢能。按照规划，奥运会结束后这里将成为规划入住1.2万人的全新氢能街区。

英国政府2020年公布的《绿色工业革命十点计划》提出，从2023年开始建设氢能社区，到2025年建成氢能村落，最终实现在十年内建成一座氢能城镇，相当于数万个住宅。瑞典市政住宅供应商Vätterhem计划建造以氢能为动力的住宅。该住宅楼将氢作为燃料，通过燃料电池技术进行发电，项目目标是做到100%脱离电网供电，实现电力自给自足。

（五）加强国际合作

国际合作对于加速氢产业发展至关重要。2020年，荷兰和葡萄牙签署谅解备忘录，将各自的2030年绿氢计划联系起来。两国政府希望将葡萄牙在锡内斯的氢项目与欧洲最大的海港鹿特丹连接起来，并发展战略性的进出口价值链，以确保绿色氢气生产及运输至荷兰。

欧盟积极探索与非洲特别是北非地区合作发展可再生能源制氢行业的可行性，推动周边邻国发展电解氢产能，使其2024年制氢产能达到40吉瓦。在投融资方面，欧盟通过其主导的多边投资机构或开发银行，支持周边国家绿氢建设，其中“西巴尔干投资促进框架”是其重要抓手。

澳大利亚与日本合作建立氢能试点供应链，并与韩国签署意向书，以实现氢能进出口方面的合作，此外正在与德国进行氢能合作的可行性研究，探讨向较远目的地出口氢气面临的高昂海运成本问题。

二、全球氢能技术最新动态

（一）制氢领域

当前，工业部门（如炼油、合成氨、化肥生产等）对氢能的需求在氢能市场中占据主导地位，氢能已经在工业部门实现了规模化应用。在1975～2018年的40多年间，全球工业部门对氢能的需求增长了三倍多，从1975年的1820万吨增长到2018年的7390万吨。然而，目前氢气主要通过化石燃料制取，每年制氢产生近8.3亿吨的二氧化碳排放。改进现有制氢工艺，或者开发全新的绿色制氢工艺以减少碳排放，是氢气规模化应用的一大挑战。解决上述挑战的潜在路径有两条：一是针对现有化石燃料生产氢气的设施进行碳捕集、利用和封存（CCUS）改造；二是利用可再生能源制氢（如可再生能源富余电力电解水制氢）实现绿色生产。

1.“化石燃料制氢＋CCUS”引导向绿氢过渡

目前，全球绝大部分氢是利用化石能源生产的，其中，76%基于天然气、23%基于煤炭。在短中期内，将常规制氢与CCUS相结合仍然是低碳制氢的主要途径，这是目前最具成本效益的制氢技术（见图1），即在化石燃料制氢系统的后端配合运行CCUS装置。根据国际能源署数据，截至2019年底，共有6个CCUS常规制氢项目投产，每年可生产低碳氢35万吨。另有20余个新项目在2020年宣布投产，主要集中在欧洲北海周边国家。

资料来源：IEA

图1  2023年不同技术制氢成本预测

2.可再生能源电解水制氢将成技术发展方向

利用可再生能源（太阳能、风能等）生产氢气，也就是将可再生能源转化为氢气或者含氢燃料的能源载体。一方面，可再生能源制氢能够将可再生能源电力长期稳定存储，以平抑可再生能源的长周期波动性和间歇性，有效促进可再生能源消纳，缓解风能、太阳能等可再生能源大规模、高比例接入电网带来的巨大调峰调频压力；另一方面，可以通过远距离输运氢燃料或者含氢燃料，将可再生能源从资源丰富的地区高效转移到用能负荷中心，有效解决可再生能源供需存在的区域错配问题。

可再生能源制氢可以通过电解水来获得，而电解过程所需的电能则来自成本低廉的风电和太阳能发电。近年来电解制氢项目数量和装机容量快速增长，从2010年的不足1兆瓦增至2019年的25兆瓦以上。预计有数百兆瓦的电解制氢项目将在2020年后开始运营。2020年7月，沙特和美国空气产品公司（Air Products）达成投建巨型绿色制氢工厂的合作，预计总投资达70亿美元。该工厂配有装机4吉瓦的太阳能、风能和储能发电系统，2025年投产后氢产量有望达到650吨/日。据彭博新能源财经数据，过去五年中，电解槽成本下降了40%。如果电解槽的部署规模进一步扩大，成本还将继续下降。

利用风能等可再生能源制氢，还可以使可再生能源发电波动更低、电力系统更加灵活。在所有可再生能源制氢方案中，海上风电制氢最有潜力。海上风电的高容量系数和不断下降的成本使之成为可再生能源制氢的最佳选择，绿氢为海上风能提供更多的市场增长机会。据测算，一个1吉瓦的海上风电项目可以生产足够的氢，为大约25万个家庭供暖。目前欧洲、澳大利亚已有不少绿氢项目正在规划建设中。

（二）储运领域

氢的特定物理化学性质决定了其存储和运输的技术复杂性和高成本特点（见图2），氢的存储和运输方式是其最终价格形成过程中的重要因素，选择最佳的储运方式可以降低氢的存储和运输成本。

 资料来源：BNEF等

图2  不同技术储氢成本对比

彭博新能源财经指出，未来储氢技术的布局可能呈阶段性特点。在短期内，商业储氢方式主要是利用盐穴和高压储氢罐，因为这两者成本较低、成熟度较高。高压储氢罐会广泛普及，储罐也会变得更轻更坚固，并且储氢量也会不断提高。高压储氢仍是小规模、短期储氢的首选技术，因其具有价格低廉、不受地域限制、易于运输、可快速加注和排空的特点。

1.液氢储运成本相对较低

液氢的密度是常温常压下的800多倍，因此液氢储氢密度高、储运成本低、储存压力低，也更安全。

目前国外液氢发展已经比较成熟，从液氢的储存到使用，包括加氢站建设都有比较规范的标准。日本已经将液氢供应链体系的发展作为解决大规模氢能应用的前提条件，基本思路是以澳大利亚的褐煤为原料生产氢气，再通过碳捕捉实现去碳化，然后通过船舶运回日本使用。为了支撑液氢供应链体系的发展，解决液氢储运方面的关键性技术难题，企业积极投入研发，推出的产品大多已经进入实际检验阶段，如岩谷产业开发的大型液氢储运罐，通过真空排气设计保证储运罐高强度的同时实现了高阻热性。

现阶段液氢储运逐渐成为研发重点，日、美、德等国已将液氢的运输成本降低到高压氢气的八分之一左右。目前全球液氢储氢型加氢站占比接近40%，主要集中在美、欧、日。日本岩谷产业公司已建立液氢加氢站16座，美国液氢加氢站建设企业以Plug power、Air product公司为主，法国液氢加氢站建设企业主要是林德公司。

2.盐穴最适合大规模储氢

长时且大量的氢气可以被储存到盐穴、枯竭油气层或含水层。目前盐穴应用较广泛，盐穴储氢相对成本较低、污染较小。自20世纪七八十年代以来，英国和美国的化学部门已将盐穴用于储氢。盐穴的成本通常低于0.6美元/千克氢气，效率约为98%，且储存的氢气受污染的风险较低。

一个典型的盐穴可在200帕左右的压力下储氢，储氢能力约为6000吨，包括管道、压缩机和气体处理在内的总安装成本约为1亿欧元。相比之下，如果将这些能量储存在电池中，成本为100欧元/千瓦时，总投资成本将达到240亿欧元。可以说，在盐穴中以氢的形式储存能量比电池储存电量至少便宜100倍。

如果条件允许，盐穴最适合大规模储氢。欧洲、北美、中东、俄罗斯和澳大利亚在地质条件上有优势，盐岩沉积范围大、厚度大，利于建造盐穴储气库，因此储氢成本相对较低。其他大规模的储氢技术成本则要高很多。欧洲有许多可供大规模储氢的空盐穴。除了新的氢专用盐穴外，还可以在欧洲不同的盐地层中开发储氢能力。最近的一项研究表明，欧洲盐穴具有巨大的储氢潜力（见图3）。目前英国有3个盐穴可以储存1千吨氢气，德国计划于2023年建设1个3.5千吨氢气的盐穴储存示范项目。

资料来源：Caglayan等

图3  欧洲盐穴储氢潜力

3.管道输氢将成未来氢能运输主要方式

一是采用纯氢的管道输氢，这种运输方式运营成本低，管道使用寿命可达40～80年，但建设成本高，需获得通行权。若运输距离不超过1500千米，管道输氢最为便宜，成本约为1美元/千克氢气。目前全球已建成超过5000千米的氢气管道，其中美国拥有2600千米以上的氢气管道，欧盟1500千米以上。我国已有多条输氢管道在运，如中国石化洛阳炼化济源-洛阳的氢气输送管道全长为25千米，年输气量为10.04万吨。

二是全球多国已尝试利用天然气基础设施输送氢气。为逐步达到碳减排目标，向现有天然气管网中注入氢气是快速提升低碳氢需求以促进其发展的有效方法。尽管欧盟各国大力发展氢能经济，但快速新建大量氢气运输管网一时也难以实现。法国的GRHYD项目，2018年开始向天然气管网加注6%的氢气，2019年掺入氢的比例已达到20%。俄罗斯天然气工业股份公司表示，在旧天然气管道中，最多可混合20%氢气，而在诸如“北溪2号”这样的新管道中，氢气的混合比例可高达70%。

构建更多氢气骨干管网，在推动氢气远距离传输等同时还能更好地服务于氢能贸易。目前，法国与德国天然气管网运营商已开始讨论合作事宜，计划在两国建设跨境纯氢气运输管网，将现有的天然气基础设施管道改造为只运输氢气的管道。据悉，该管道设计长度为70千米，每小时可运输氢气2万立方米。一旦建成，这一项目将成为欧洲首个跨境纯氢气运输管道项目。德国、奥地利、法国、荷兰、比利时和卢森堡的能源部长曾共同强调加大对于氢气运输基础设施的投资。

值得一提的是，相比电缆输电，管道输氢的经济性更胜一筹。电缆输送电力和管道输送氢气的根本区别在于基础设施的容量。一条电力传输电缆的容量在1～2吉瓦之间，而一条氢管道的容量在15～30吉瓦之间。此外，通过电缆输送电力会产生损耗，而通过管道输送氢气的损耗则要小很多。相关测算显示，输送同样的能量所需的管道建设成本要比电缆建设成本低大约10～20倍。

（三）终端应用领域

氢的传统用途主要在工业领域，例如作为炼油、合成氨、甲醇生产等化工流程的原料，某些工业过程的保护气，以及航天等特殊领域的燃料。近10年来，氢燃料电池汽车在欧洲、美国、日本、韩国、中国等国家或地区开始进行示范或商业级的应用。此外，欧洲在论证将氢用于规模化供热的可行性。欧盟提出的2050年“零碳欧洲”目标计划中，交通和供热是氢能未来重要的应用场景。

1.氢燃料电池汽车

国际能源署数据显示，2019年，燃料电池汽车在亚洲市场获得大幅增长。其中，日本、韩国和中国的销售量均有所增长。中国和韩国2019年燃料电池汽车销量接近，中国为4400辆，韩国为4100辆。中国快速发展的主要原因是对燃料电池公交车和轻型卡车的政策支持，这两种车的保有量分别达到近4300辆和1800多辆，这使得中国燃料电池公交车（97%）和卡车（98%）保有量在全球遥遥领先。

受亚洲市场增长的影响，全球燃料电池汽车市场蓬勃发展。2019年底，全球燃料电池汽车的保有量为25210辆，年销售量达12350辆，比2018年的5800辆增加了一倍（见图4）。美国是全球燃料电池汽车保有量最大的国家，占全球保有量的三分之一，其次是中国、日本和韩国。2020年初，全球氢燃料电池乘用车保有量达17000辆，氢燃料电池公交车4250辆，商用氢燃料电池车1000辆。

资料来源：IEA

图4  全球及部分国家燃料电池汽车部署情况和发展目标

2.加氢站

燃料补给基础设施的推广是燃料电池汽车的一个关键要求，欧盟计划为氢燃料电池公交汽车和卡车建设更多加氢站，并围绕加氢站部署电解槽产能，在港口和机场等交通枢纽布局氢能制造及辅助基础设施。欧洲目前拥有超过200个加氢站，科隆、罗马、奥斯陆、鹿特丹等城市已投入使用氢燃料电池巴士。根据国际能源署数据，截至2019年底，全球在运加氢站共有470个，同比增长20%以上。其中日本加氢站数量最多（113个），其次是德国（81个）、美国（64个）和中国，2019年中国在运加氢站数量从20个增加到61个，紧随其后的是韩国和法国。

3.氢能供热

目前化石燃料仍是全球主要的供热能源，而氢是极优质的储能媒介，利用氢替代天然气供热是实现供热系统低碳转型最有潜力的方向之一。对比欧洲各国的电网和天然气管网负荷曲线可以发现，天然气管网负荷的波动程度显著高于电网（见图5）。以英国为例，英国居民用气负荷的峰谷比约为5～7倍，远高于电网的1.7倍。因此，如果利用可再生能源制取的氢作为储能载体，在管道天然气中掺混一定比例的氢，有助于电网和天然气管网协同调度，在实现供热系统低碳转型的同时，有效提高电网和天然气管网的整体调峰能力。

资料来源：IHS Markit

图5  英国和法国电网与天然气管网负荷波动对比

●替代管道天然气供热

英国天然气管网公司Cadent和Northern Gas Networks正在与挪威国家石油公司合作开展氢供暖示范项目H21。该项目计划在英国北部海岸利兹市建设9套1.35吉瓦规模的天然气自热重整制氢装置并配套碳捕集和储存装置（二氧化碳将通过管道注入北海海底的盐水层），对该地区的能源结构进行大规模氢替代。该项目已进入工程设计阶段，计划2023年可完成投资决策开工建设，利兹市计划从2028年开始对居民供暖管网基础设施进行配套改造用以输送氢气。通过合理规划氢输配管网，预计项目可替代利兹市370万居民供暖、工业和发电的全部天然气需求。

●可再生能源制氢供热

2020年，英国天然气网络运营商SGN启动了世界上第一个直接利用海上风电制造绿色氢能供热的项目。此次试验依托的是苏格兰Levenmouth海上风电试验项目，风场为制氢工厂供电，所制取的氢气为苏格兰法夫郡的300户家庭供热。海上风力发电可提供大规模清洁能源，是一种新型供热思路，为氢气的可持续增长解决了关键难题，同时有助于地区减排脱碳。

4.平衡电力需求和供应

随着越来越多的可再生能源接入，电网需要更多的灵活性解决方案。氢能的季节性储能价值在未来可再生能源高比例开发利用的情景下尤其重要，但当前成本还是过于高昂。目前世界各地有多个试点项目致力于研究如何通过大规模制氢消纳富余的可再生能源，促使电网平衡并不断满足日益增长的电力及能源需求，为电网中的薄弱区域提供可再生能源的发电支持等。以压缩气体、氨或合成甲烷的形式，氢有望成为一种周期储能选择，用以平衡电力需求或可再生能源发电的季节性变化。

三、全球氢市场预测及启示

（一）全球氢市场发展预测

综合各大机构对全球氢市场的展望（见图6），国际可再生能源署、壳牌、澳大利亚可再生能源署等机构认为，到2050年全球氢市场规模将达到500～2000太瓦时；而国际氢能委员会则认为，届时氢市场有望达到16100太瓦时，占世界能源总消费的18%。也就是说，如果从目前氢在非能源领域的消耗水平来看其未来的绝对产量，根据最乐观的预测，到2050年氢产量有望增长6.5倍，或者说到2050年的复合年均增长率约为6%。

资料来源：根据公开资料整理

图6  到2050年全球氢市场发展预测

在BP《世界能源展望2020》的快速转型情景和净零排放情景中，到2050年全球95%以上的氢为绿氢和蓝氢，其余是未配备CCUS的、由天然气或煤炭制取的灰氢。BP认为，随着技术发展、成本下降及碳价上涨，氢能将在2035～2050年显著增长（见图7）。到2050年，氢能在终端消费中占比将达到7%（快速转型情景）或16%（净零排放情景）左右。在快速转型情境中，中国和发达经济体中氢能发展较为突出；净零排放情境中，氢能适用范围更广，在印度和亚洲其他发展中国家也有显著增长。

 资料来源：BP

图7  2035和2050年不同部门和不同地区氢能消费量

（二）对我国的启示

总体来看，世界主要国家氢能产业发展导向基本明朗，主要包括明确的氢能产业发展战略及产业定位、政府相关部门分工、制氢技术路线，以及推进氢燃料电池试点示范与多领域应用、持续的氢燃料电池技术研发支持、不断完善的氢能产业政策体系等方面。在我国，2020年公布的《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》明确将氢能纳入能源范畴，这是继2019年《政府工作报告》中涉及氢能的论述后，从顶层设计角度规划氢能产业发展。目前，已有多个省市发布了氢能和氢燃料电池汽车的发展规划，上海、如皋、佛山、张家口、武汉等城市积极谋划氢能城市建设，形成了华东、华中、华南、华北、东北、西南六大氢能和氢燃料电池汽车的产业群。然而我国氢能和燃料电池相关技术和产业发展仍面临巨大挑战，燃料电池和氢能核心技术能力、关键部件与装备、标准体系建设等方面亟待加强。

1.强化顶层设计和战略规划

全球范围内对氢能的政策支持力度正在加强。最近一两年间，多国相继发布氢能战略和路线图，将氢能上升到国家能源战略高度，明确氢能在未来能源体系中的定位，一些国家还制定了氢能技术发展目标。在我国，约有40个地方政府出台了氢能发展规划，但是全国性的专项规划还未出台。建议尽快从国家层面制定我国的氢能战略发展路线图，科学测算发展目标，优化技术发展路径，统筹规划产业布局。科学引导地方政府充分结合自身资源禀赋特点、产业基础等发展氢能产业，避免同质化发展，防范低端恶性竞争和行业无序发展。

2.促进基础研发，加快关键部件和设备国产化进程

氢能产业链条长，制取、储运、加氢设施及下游应用，涉及不同环节不同技术路线。日本、美国、韩国、欧盟等国家和地区在氢能产业发展过程中投入巨资研发核心技术，目前已掌握了主要氢能技术及大量核心专利。近年来，我国在科技专项、创新工程等方面重点布局，氢能及燃料电池重点领域技术取得较大进展。当前发展阶段，应推动关键技术攻关。制取环节，推动以煤制氢为主向可再生能源电解制氢转变；储运环节，加快高压、液态储运技术研究，提高长距离储运水平；应用环节，支持氢燃料电池多场景应用；同时还应加强氢燃料电池电堆、关键材料、系统集成的研究，突破产业发展瓶颈。

3.加快完善氢能供应体系，降低氢能供给成本

根据国际能源署、国际可再生能源署最新报告，到2030年可再生能源制氢成本将大幅下降（可能下降30%），氢能将在全球实现大规模利用，可再生能源制取的绿氢将成为最主要的氢源。建议国内因地制宜发展绿氢，探索发展光伏、风电（含海上风电）、水电等可再生能源制氢，支持光解水、生物发酵等绿色制氢技术示范及产业化发展，推动开展吉瓦级可再生能源制氢试点示范，逐步构建以绿氢为主的多元化制氢体系。

4.推广终端应用试点示范建设，探索建立市场化发展机制

作为积极推进氢燃料电池示范应用的国家，德日韩等国都提出了氢能示范区计划。结合国际经验，建议国内开展氢能终端应用试点示范建设，支持示范城市开展氢能交通、备用电源、分布式发电等氢能终端产品示范应用。同时支持以工业副产氢（仅限于既有产能）、可再生能源制氢替代煤炭或天然气制氢，应用于传统炼钢、化工等行业，开展绿色化工（合成氨、甲醇等）试点示范。建议国内积极打造产业生态链，探索成熟可行的商业模式，建立氢能产业市场化发展机制。

5.加强国际交流合作，积极融入国际氢能市场

发展氢能，不仅需要国内产业和市场的发展，还需要借助国际合作、依托国际市场。国际氢能委员会预计，要建立氢能经济，到2030年全球每年需要投资200亿～250亿美元，同时需要各国在长期的政策框架支持下大规模部署氢能，通过规模效应降低氢能生产和应用成本。这样才能全面实现大规模可再生能源的整合和发电、跨部门和跨地区的能源分配、提高能源系统的抗御能力、加速在氢能运输、建筑热能、电力及工业领域的脱碳过程以及为工业提供清洁的原料等氢能发展的总体目标。因此，氢能产业未来也必然具有全球性流动特征，“走出去”是大势所趋，国内氢能从业者需要准备好面对全球化氢能市场的竞争格局，加强技术和人才交流，加强标准化合作，主动融入全球市场竞争。

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来源：能源研究俱乐部

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