從全產業(yè)鏈看氫能發(fā)展突破口
韓繼園
（中能傳媒能源安全新戰(zhàn)略研究院）
氫能作為一種來源豐富、綠色低碳、應用廣泛的能源，是未來我國能源體系的重要組成部分，將成為我國用能終端實現(xiàn)綠色低碳轉型的重要載體。同時，氫能產業(yè)也是戰(zhàn)略性新興產業(yè)和未來產業(yè)重點發(fā)展方向。當今世界，一大批新興的能源技術正以前所未有的速度加快迭代，包括氫能在內的新興能源技術及產業(yè)發(fā)展情況，將決定未來我國能否在全球能源綠色低碳轉型的大國博弈中占據(jù)有利地位。
今年3月，《氫能產業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021-2035年）》（以下簡稱《規(guī)劃》）公布，為我國氫能發(fā)展指明了方向。地方政府支持氫能發(fā)展的態(tài)度也非常明確，今年以來各地方政府出臺的氫能產業(yè)相關政策達數(shù)百項。有超過三分之一的中央企業(yè)已經在布局包括制氫、儲氫、加氫、用氫等氫能全產業(yè)鏈，并取得了一批技術研發(fā)和示范應用成果。氫能也受到了投資資金的青睞，已經有IDG資本、凱輝基金、綠動資本等超三十家投資機構提前布局，投資金額也有大幅上漲，部分企業(yè)進入億元級融資時代?？梢哉f，我國的氫能產業(yè)正如火如荼地走上發(fā)展的快車道。
但我國氫能產業(yè)仍處于發(fā)展初期，相較于國際先進水平，仍存在產業(yè)創(chuàng)新能力不強、技術裝備水平不高，支撐產業(yè)發(fā)展的基礎性制度滯后，產業(yè)發(fā)展形態(tài)和發(fā)展路徑尚需進一步探索等問題和挑戰(zhàn)。氫能實現(xiàn)規(guī)?；?、商業(yè)化利用，仍面臨著諸多挑戰(zhàn)，本文將從氫能上下游全產業(yè)鏈來分析氫能發(fā)展的突破口。
一、制氫——綠氫的成本降低與規(guī)模化應用是實現(xiàn)氫能價值的關鍵
我國是世界上最大的制氫國，近八成來源于化石能源制氫，還有近兩成工業(yè)副產氫，綠氫僅占1%～2%。綠氫的成本降低和規(guī)模化應用是實現(xiàn)氫能綠色低碳價值的關鍵。根據(jù)《規(guī)劃》，到2025年，初步建立以工業(yè)副產氫和可再生能源制氫就近利用為主的氫能供應體系，可再生能源制氫量達到10萬～20萬噸/年，成為新增氫能消費的重要組成部分。
目前我國的制氫結構中以灰氫為主，綠氫占比較低。我國是世界上最大的制氫國，年制氫產量約3300萬噸，其中，達到工業(yè)氫氣質量標準的約1200萬噸。目前，我國氫氣制取來源主要是化石能源，即以灰氫為主。據(jù)中國標準化研究院不完全統(tǒng)計，煤制氫占全國氫氣產量約62%；其次為天然氣重整制氫，占比約19%；焦爐煤氣、氯堿尾氣等工業(yè)副產氫提純制氫和石油制氫占比約18%；電解水制氫等約占1%。
（資料來源：中國氫能聯(lián)盟）
圖1 我國氫氣供給結構預測
根據(jù)《規(guī)劃》，2025年我國將初步建立以工業(yè)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(yè)技術創(chuàng)新體系、清潔能源制氫及供應體系，產業(yè)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(xiàn)。
采用不同方式制氫成本差異較大。目前，煤制氫是中國最成熟、最便宜的制氫方式，其成本約為天然氣制氫的70%～80%，電解水制氫成本較高，這與可再生能源發(fā)電度電成本、電解槽等價格及設備利用率直接相關。
表1 我國各類制氫技術成本對比
（資料來源：長江能源）
綠氫的規(guī)?；瘧檬菍崿F(xiàn)氫能價值的關鍵。在“雙碳”背景下，綠氫的制備過程實現(xiàn)了“零碳排放”，可作為高比例可再生能源消納的重要支撐，也是實現(xiàn)交通運輸、建筑、冶金、化工等領域深度脫碳的最佳選擇。因此，相對灰氫，綠氫的規(guī)模化應用才是實現(xiàn)氫能價值的關鍵，這也是我國大力支持氫能發(fā)展的初衷。
制氫布局應結合資源稟賦特點及市場需求情況。在制氫技術路線的選擇上應因地制宜，并注重清潔低碳和成本的降低。在焦化、氯堿、丙烷脫氫等行業(yè)集聚地區(qū)，優(yōu)先利用工業(yè)副產氫，鼓勵就近消納，降低工業(yè)副產氫供給成本；在風光水電資源豐富地區(qū)，開展可再生能源制氫示范，逐步擴大示范規(guī)模，探索季節(jié)性儲能和電網調峰；探索在氫能應用規(guī)模較大的地區(qū)設立制氫基地。
PEM電解水制氫是未來綠氫制備發(fā)展方向。當前，電解水制氫技術主要有堿性（ALK）、質子交換膜（PEM）和固體氧化物（SOEC）等三大類。目前ALK制氫技術在我國發(fā)展最為成熟，在市場占據(jù)主導地位，商業(yè)化程度較高，成本相對較低，但也存在能耗較高、電解效率偏低等缺點。PEM制氫技術具有更高的波動性適應能力，更寬的負載調節(jié)范圍，具有環(huán)境友好性且運維簡單，這些優(yōu)點更有利于與風電、光伏等波動性間歇性發(fā)電相耦合，可實現(xiàn)儲能和調峰，更好地促進大比例可再生能源的消納。但PEM制氫技術邊界條件要求較高，造價高。PEM電解水制氫部件國產化率低于堿性制氫，甚至低于燃料電池，其中國產化率最低的環(huán)節(jié)主要有質子交換膜、催化劑等方面。不過一些國內電解槽設備廠商也開始進入這一領域。投資和運行成本高是PEM水電解制氫亟待解決的主要問題，這與目前析氧、析氫電催化劑只能選用貴金屬材料密切相關。為此降低催化劑與電解槽的材料成本，特別是陰、陽極電催化劑的貴金屬載量，提高電解槽的效率和壽命，是PEM水電解制氫技術發(fā)展的研究重點。
表2 我國主要電解水制氫技術優(yōu)缺點對比
（資料來源：上?？茖W院上海高等研究院、中科院大連化物所）
二、儲運——通過科技進步降低儲運成本是氫能商業(yè)化的前提
儲運成本高企是我國氫能應用推廣的重要瓶頸，要以安全可控為前提，積極推進技術材料工藝創(chuàng)新，開展多種儲運方式的探索和實踐，逐步構建高密度、輕量化、低成本、多元化的氫能儲運體系。
儲運成本高企是我國氫能應用推廣的重要瓶頸。氫氣主要作為化工原料等應用于石油煉化、甲醇、合成氨等工業(yè)領域，其制備屬于生產工序的組成部分，沒有大規(guī)模的儲運需求。但是，隨著我國燃料電池汽車城市示范群示范建設等不斷推進，以及可再生能源制氫規(guī)模不斷擴大，氫能儲運體系的建設迫在眉睫。氫氣在常溫常壓狀態(tài)下密度極低，單位體積儲能密度低、易燃易爆等特性導致氫能的安全高效輸送和儲存難度較大。目前我國氫能儲運成本較高，是氫能應用推廣的重要瓶頸。據(jù)測試，在交通領域用氫價格構成中，儲運成本約占20%～30%，有些地區(qū)儲運成本幾乎和制氫成本一樣。
根據(jù)氫能不同發(fā)展階段選擇最合適的儲運方式。當前，氫能儲存方式主要有高壓氣態(tài)儲氫、低溫液態(tài)儲氫、有機氫化物儲氫和固體儲氫。氫氣輸送方式主要有氣氫拖車、液氫槽罐車以及管道運輸氫氣。選擇哪種方式必須考慮氫的運輸距離、規(guī)模和最終用途，并根據(jù)儲存的容量和時間，以及所需要的放氫速度和所處的地理條件。氫能發(fā)展不同階段，最經濟的儲運方式也會有所不同。在氫能產業(yè)發(fā)展初期階段，氫氣用量及運輸半徑相對較小，此時高壓氣態(tài)運輸?shù)霓D換成本較低，更具性價比；氫能市場發(fā)展到中期，氫氣需求量和運輸半徑將逐步提升，低溫液態(tài)儲運方式的成本優(yōu)勢將凸顯，儲運方式將以氣態(tài)和低溫液態(tài)為主；遠期來看，氫能產能和應用將實現(xiàn)規(guī)?；⒅饾u穩(wěn)定，屆時，高密度、高安全儲氫將成為現(xiàn)實，管道輸氫的優(yōu)勢可充分發(fā)揮。
表3 氫不同運輸方式的技術比較
注：體積和重量儲氫密度均以儲氫裝置計算
（資料來源：中國鋼研科技集團）
高壓氣氫儲運運營成本低、能耗相對小、氫氣充放響應速度快，適用于短距離、用戶分散場合，是目前運用最普遍的儲運方式，但對設備承壓要求高、單位體積儲氫密度低、安全性較低。隨著運輸距離的增加，運輸成本會大幅上升。低溫液氫儲運儲氫能量密度高、運輸效率高，適用于中遠距離輸送，目前主要作為航空運載火箭推進劑燃料，對儲氫裝置真空絕熱、減振抗沖擊、防泄漏性能要求高，且深冷液化存在大量消耗，成本較高。管道氫輸送運輸成本低、能耗小，可實現(xiàn)氫能連續(xù)性、規(guī)?；㈤L距離輸送，是未來氫能大規(guī)模利用的必然發(fā)展趨勢。但由于管道鋪設難度大，一次性投資成本高，目前應用量不大。
通過技術進步降低氫能儲運成本。目前，我國氫能儲運技術與國外發(fā)達國家還有較大差距，通過技術進步可以大幅降低氫能儲運成本。
在高壓氣氫儲運方面，我國氫能儲運長管拖車仍以20兆帕為主，單車運輸氫氣量260～460千克，儲運效率較低，而壓力為45兆帕時，單車儲運氫量可達700千克。國際上已經推出50兆帕的氫氣長管拖車，每次可運氫氣1000～1500千克。但國內目前主流的氫氣壓縮管束還是Ⅰ型瓶為主，無法承受20兆帕以上壓力，如要做到50兆帕需要裝載Ⅲ型瓶或者Ⅳ型瓶管束。從儲氫密度、輕量化等角度出發(fā)，Ⅳ型瓶與高壓儲運的優(yōu)勢更為明顯，相比日本、韓國、法國與挪威等國的Ⅳ型儲氫瓶均已量產，我國這一技術還處于起步階段。
低溫液氫儲運效率高，但技術門檻較高，我國民用液氫市場尚處于示范階段。我國的液氫關鍵設備（如透平膨脹機、3000立方米以上大型液氫儲罐、液氫泵等）與發(fā)達國家差距較大，很大程度上依賴進口。縮小與國外先進液氫技術水平間的差距，實現(xiàn)核心設備及材料的國產化，是實現(xiàn)低溫液氫儲運優(yōu)勢的關鍵。美國、日本、德國等國家已將液氫的運輸成本降低到了高壓氣態(tài)儲運的八分之一。
管道運氫成本較低，但前提是氫氣供應和需求穩(wěn)定。氫氣長距離管輸已有80余年歷史，美國和歐洲是世界上最早發(fā)展氫氣管網的地方，據(jù)統(tǒng)計，全球范圍內氫氣輸送管道總里程5000千米左右。我國氫氣管道總里程約400千米，在用管道僅100千米左右。我國輸氫管道主要分布在環(huán)渤海灣、長江三角洲等地，氫氣管網布局有較大的提升空間。為避免新建輸氫管道需高昂建造成本，可以探索天然氣管道摻氫輸送，但天然氣摻氫仍存在安全標準、規(guī)范不清等問題，需加大研究力度，開展示范探索驗證。
三、加氫——完善規(guī)劃制度標準，降低建設運營成本
加氫站是氫能下游交通領域（燃料電池汽車）應用發(fā)展的重要基礎設施。要堅持需求導向，統(tǒng)籌布局加氫站建設，有序推進加氫網絡體系建設。要完善加氫站建設規(guī)劃、管理制度、標準規(guī)范，可探索合建站、站內制氫等多元建站模式，多渠道降低建站運營成本。
我國加氫站數(shù)量居世界第一。加氫站是氫能下游交通領域（燃料電池汽車）應用發(fā)展的重要基礎設施，是燃料電池汽車產業(yè)中極其關鍵的重要環(huán)節(jié)。截至今年4月，我國已累計建成加氫站超過250座，約占全球總數(shù)的40%，加氫站數(shù)量居于世界第一。據(jù)統(tǒng)計，廣東省是目前加氫站最多的省份，已建成50余座，山東擁有近30座，數(shù)量暫居全國第二，江蘇、浙江兩省份均建成20余座，居全國第三，除西藏、青海、甘肅等地區(qū)外，全國各省份基本上都有加氫站。根據(jù)2020年10月發(fā)布的《節(jié)能與新能源汽車技術路線圖2.0》，預計到2025年，我國氫燃料電池汽車保有量達到10萬輛左右，加氫站數(shù)量達到1000座，到2035年，氫燃料電池汽車保有量達到100萬輛左右，加氫站數(shù)量5000座。
加氫站建設規(guī)劃、管理制度、標準規(guī)范等亟待完善。目前，國家層面針對加氫站的頂層規(guī)劃還沒有出臺，很多地方加氫站建設運營管理辦法沒有明確或并不詳細，導致加氫站獲得規(guī)劃許可等審批、驗收流程困難重重。加氫站主管單位不明確，管理制度缺失，地方政府專項規(guī)劃不夠明晰，影響加氫站的落地和運營。加氫站安全、建設運營等標準規(guī)范有待完善，需要政府、標準化組織和企業(yè)共同推動，嚴把安全和質量管理關，預防個別安全事件影響全產業(yè)發(fā)展。相關法規(guī)將氫氣定性為“?；贰钡耐瑫r還沒有明確賦予其用于交通工具的“能源”屬性，一般?；吩O施的建設，必須在化工園區(qū)內，或者是遠離居民，所以選址比較難。
探索合建站、站內制氫等多元建站模式。加氫站建設模式可分為單一加氫站和合建式加氫站，合建式加氫站主要包括油氫合建站、氣氫合建站、油氣電氫綜合站等形式。在現(xiàn)有加油加氣站基礎上改擴建成合建式加氫站，不僅安全且成本低，同時省去了選址的麻煩。油氫合建站可節(jié)約土地成本，也很好地規(guī)避了建設加氫站的首要難題——土地批復。此外，依靠現(xiàn)有的加油站銷售網絡格局，加氫站也會擁有較為穩(wěn)定的客戶來源。同時，現(xiàn)有加油站已有多年運營經驗，在設備維護、安全管理以及人員素質方面都有得天獨厚的條件，為油氫合建站的建設和示范運行提供了基本保障。中石化廣東樟坑油氫合建是我國首個實現(xiàn)盈利的加氫站，2020年12月，該站實現(xiàn)盈利96萬元。之后，中石化河滘油氫合建站也實現(xiàn)盈利。據(jù)統(tǒng)計，目前油氫合建站的占比超過了50%，或將成為未來加氫站的主流。
儲運成本在整個氫氣成本中所占比重較大，站內制氫實現(xiàn)了制氫加氫“零距離”，壓縮產業(yè)鏈長度，降低用氫成本。由于我國仍把氫氣列為危險化學品，要求必須在化工園區(qū)內生產，導致我國加氫站絕大多數(shù)為站外供氫。建議盡快將氫氣納入能源類產品管理，優(yōu)先在有條件的地區(qū)實現(xiàn)站內制氫，利用小型化制氫裝置，如撬裝式天然氣制氫設備或光伏發(fā)電耦合電解水制氫，省掉運輸成本。
多渠道降低建站運營成本。目前，我國加氫站建設費用較高，每個加氫站成本高達1200萬元到1500萬元，是加油站的數(shù)倍。正因如此，多地出臺加氫站補貼政策，最高補貼額200萬～600萬元/站不等，同時還有給予加氫站銷售補貼和稅收優(yōu)惠等扶持政策。
雖然目前我國加氫站技術趨于成熟，關鍵設備基本實現(xiàn)了國產化，但氫氣壓縮機、儲氫裝置、加注機、站控系統(tǒng)等仍占加氫站總投資約60%，技術進步和生產量的增加可降低設備成本。
由于當前氫燃料電池汽車數(shù)量不多，每日加氫量有限，造成折舊及公攤成本較高。如果加氫量翻一番，則單位加氫成本可以降低一倍，極大降低加注環(huán)節(jié)的成本。隨著燃料電池車數(shù)量的增加，加氫站的成本也有望下降。
提高站內日常管理運營水平也可以降低氫氣成本。目前我國加氫站在穩(wěn)定性和可靠性上與國外相比仍有很大提升空間，實現(xiàn)連續(xù)運轉且保持運行狀況的平穩(wěn)仍需大量改進工作。研究表明，如果加氫站連續(xù)無故障加氫次數(shù)提高1倍，可以降低氫氣成本1.5元/千克，如果日加氫能力提高15%，會降低成本1.0元/千克，如果電耗降低50%，會降低氫氣1.0元/千克。因此應優(yōu)化加氫站配置，提高設備壽命，降低運行能耗，增強可靠性，由此帶來的收益可能高于單純建設成本的降低。
當然，合建站和站內加氫同樣也可以降低建站成本和氫氣成本。
能源央企的加入提速加氫站建設。隨著中石化等能源央企加大氫能基礎設施的投資和建設力度，我國的加氫站數(shù)量呈快速增長態(tài)勢。2021年，我國新建加氫站近100座。中石化中石油等能源央企擁有規(guī)模龐大的制氫能力和遍及全國各地的加油站，具備發(fā)展氫能產業(yè)的先天優(yōu)勢。致力于打造“中國第一大氫能公司”的中石化宣布，“十四五”期間將加快發(fā)展以氫能為核心的新能源業(yè)務，擬規(guī)劃布局1000座加氫站或油氫合建站，讓“加氫”像“加油”一樣方便，推動加油站逐步向“油氣氫電服”綜合加能站轉型。2021年2月，中石油合資建設的太子城服務區(qū)加氫站正式投入使用，成為中石油投運首座加氫站，公司還規(guī)劃了未來在全國投運50座加氫站的目標。據(jù)勢銀（TrendBank）統(tǒng)計，中石化從2019年開始入局并投資建站，累計建成并運營加氫站數(shù)量達76座，除中石化外，其它油企在中國也累計投資建設了11座以上加氫站。
四、應用——拓展交通用氫，推進工業(yè)深度脫碳，助力新型電力系統(tǒng)
技術進步、產業(yè)能力提升、基礎設施瓶頸逐漸緩解，為氫能的多元應用提供了條件。目前，我國正大力推進氫能在交通領域的應用，與電動車形成優(yōu)勢互補，促進交通領域減排降碳。工業(yè)領域是氫能應用的主要領域，可推進高耗能高碳工業(yè)深度脫碳，氫能在工業(yè)領域的應用應繼續(xù)提升并做好灰氫轉綠。氫能在儲能和發(fā)電領域的應用可支撐高比例可再生能源的大規(guī)模消納，助力新型電力系統(tǒng)建設。
（一）交通領域：未來氫能使用重點增量行業(yè)
政策對氫能在交通領域應用支持力度較大。目前，從國家和各地的氫能鼓勵政策看，大部分支持聚焦在氫燃料電池在交通領域的應用上。2021年，首批燃料電池汽車五大城市群名單全部公布，如今已進入實施階段，在入選示范群后，各地方政府迅速出臺了相應補貼和指引政策，目前五大城市群都已出臺了相應產業(yè)發(fā)展計劃。在其他地區(qū)，包括江蘇、浙江、四川等在內的超過16個省市也已經出臺了具體配套政策，力爭氫能領域先發(fā)優(yōu)勢。中國汽車工業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)顯示，2021年全國氫燃料電池汽車產銷數(shù)據(jù)分別為1777輛和1586輛，同比增加48.2%和34.7%。這也調動了地方加快燃料電池汽車產業(yè)布局發(fā)展的積極性。
（資料來源：中國氫能聯(lián)盟，山西金融發(fā)展研究院）
圖2 我國氫氣消費需求預測
燃料電池車在重卡、物流車、客車等商用車領域應用前景廣闊。在“雙碳”背景下，未來燃料電池汽車和純電動汽車可作為燃油車的良好替代，成為交通領域減排降碳的重要方向。與純電動汽車相比，燃料電池汽車在低溫環(huán)境、全產業(yè)鏈環(huán)境保護、續(xù)航里程及加注時間等方面表現(xiàn)較為突出。燃料電池汽車適用于中長途、高載重、固定路線貨運場景。《規(guī)劃》中也特別提到，要重點推進氫燃料電池中重型車輛應用，有序拓展氫燃料電池等新能源客、貨汽車市場應用空間。
（資料來源：中汽協(xié)，東吳證券研究所）
圖3 我國氫能源車產量銷量情況
（二）工業(yè)領域：應用規(guī)模最大，可實現(xiàn)深度脫碳
工業(yè)領域是氫能應用的最大領域。當前，我國的氫氣基本全部應用在工業(yè)領域，主要用于生產合成氨、甲醇、煉油等。氫氣在工業(yè)上主要是作為原料或還原劑來使用。包括合成氨和煉化在內，化工細分行業(yè)的氫消耗量正在快速攀升。與此同時，我國冶金行業(yè)正在積極轉型，探索氫冶金。從制取方式看基本為灰氫，因此，要實現(xiàn)綠色低碳發(fā)展，灰氫轉綠是大的發(fā)展趨勢。據(jù)車百智庫、百人會氫能中心預測，到2060年，工業(yè)領域用氫占比仍然最大，占總需求量的60%。
氫能將助高耗能工業(yè)深度脫碳。為應對氣候變化，多個國家都在研究推出碳關稅，碳關稅帶來的成本增加將推動高碳排放產品價格的普遍上漲。為避免綠色貿易戰(zhàn)對我國高耗能高碳工業(yè)帶來影響，工業(yè)領域降碳脫碳行動提上日程。氫冶金是金屬冶金行業(yè)碳減排的重要途徑，目前的研發(fā)應用主要集中在鋼鐵領域。氫冶金是鋼鐵行業(yè)實現(xiàn)碳中和目標的革命性技術，綠氫在鐵還原環(huán)節(jié)對煤、焦進行規(guī)?；娲?，可實現(xiàn)鋼鐵行業(yè)深度脫碳?；ば袠I(yè)是我國六大高耗能行業(yè)之一，用綠氫代替灰氫和化石能源可大幅降低化工行業(yè)碳排放。在工業(yè)領域，氫能還能提供高位熱能，可作為替代化石能源的燃料，應用于水泥、陶瓷、玻璃制造等工業(yè)中，達到減碳效果。
（三）儲能領域：具有調節(jié)周期長、儲能容量大優(yōu)勢，可多元利用
具有調節(jié)周期長、儲能容量大優(yōu)勢。氫儲能具有調節(jié)周期長、儲能容量大的優(yōu)勢，可實現(xiàn)電能的跨季節(jié)、大規(guī)模、長時間儲存，被納入“新型儲能”范疇，成為“可再生能源+儲能”的重要發(fā)展方向。電化學儲能持續(xù)放電時間為分鐘至小時級，主要解決電力系統(tǒng)中短期尺度的削峰填谷。抽水蓄能具有大規(guī)模吞吐能力，但其開發(fā)建設條件非常嚴苛且對生態(tài)影響較大。因此氫儲能在大容量長周期調節(jié)場景中優(yōu)勢明顯。
儲存的氫能可多元利用。相比其他儲能方式，氫能有更多的利用方式。氫儲能可以利用電解水制氫，將間歇波動的富余電能轉化為氫能存儲起來。在電力輸出不足時，通過燃料電池或其他發(fā)電裝置發(fā)電回饋至電網系統(tǒng)。此外，存儲起來的氫能也可作為能源用于交通領域，還可作為化工原料或者替代化石能源用于工業(yè)領域。不過目前氫儲能成本較高，還要加大關鍵技術設備研發(fā)力度和擴大應用示范規(guī)模。
（四）發(fā)電領域：備用、分布式、電網調峰、氫能綜合利用多元應用
氫能發(fā)電可多元應用?？梢劳型ㄐ呕尽?shù)據(jù)中心、鐵路通信站點、電網變電站等基礎設施工程建設，推動氫燃料電池在備用電源領域的市場應用。可結合偏遠地區(qū)、海島等用電需求，開展燃料電池分布式發(fā)電示范應用?？稍诳稍偕茉椿靥剿饕匀剂想姵貫榛A的發(fā)電調峰技術研發(fā)與示范?？稍谏鐓^(qū)、園區(qū)、礦區(qū)、港口等區(qū)域內開展氫能源綜合利用示范。
相關示范項目已開始落地實施。去年底，安徽六安兆瓦級氫能綜合利用示范站首臺氫燃料電池發(fā)電機組并網發(fā)電，是國內首座兆瓦級電解純水制氫、儲氫及氫燃料電池發(fā)電系統(tǒng)。今年3月，廣東茫洲島5G智慧氫能海島建設項目已搭建示范站，為茫洲島村委及通信基站提供24小時穩(wěn)定、高效的電力供給。項目擬采用氫光互補發(fā)電，將為氫能分布式能源領域應用打下堅實的基礎?！皻溥M萬家”示范工程是國家科技部“氫能技術”重點專項中明確實施的科技示范工程，去年在山東和佛山已開始實施，開展氫燃料電池分布式熱電聯(lián)產，實現(xiàn)氫能多元應用，力圖打造“氫能社會”。
五、結語
氫能的發(fā)展不僅需要產業(yè)鏈每個環(huán)節(jié)各個擊破，更需要全產業(yè)鏈協(xié)調推進，制、儲、輸、加、用要形成閉環(huán)，滾動向前。當前，我國一些地區(qū)出現(xiàn)了加氫站無氫可加或加氫車輛冷冷清清等現(xiàn)象，都是產業(yè)鏈沒有規(guī)劃協(xié)調好所致。此外，在氫能全產業(yè)鏈中，都要把安全放在首位，畢竟，氫氣無色無味、重度低、熱值高、易揮發(fā)，其爆炸極限很寬，為4%～75.6%（體積濃度），比石油天然氣更容易燃燒和爆炸。在產業(yè)發(fā)展初期，政策的規(guī)范引導對于行業(yè)的發(fā)展壯大至關重要。目前氫能發(fā)展的中長期規(guī)劃已經公布，但地方政府的專項規(guī)劃、氫能規(guī)范管理、基礎設施建設運營管理、國家標準體系等規(guī)范制度標準還沒有細化出臺，困擾著行業(yè)的發(fā)展，亟待完善。相信，在政府、資本、企業(yè)的共同推動下，我國的氫能產業(yè)將進入加速發(fā)展的通道。在實現(xiàn)碳達峰、碳中和的路上，氫能將發(fā)揮重要作用。
