文/凌文 劉瑋 李育磊 萬燕鳴 ，中國工程院，國家能源集團氫能科技有限責任公司， 轉載自《中國工程科學》
一、前言
全球能源行業(yè)正經(jīng)歷著以低碳化、無碳化、低污染為方向的第三次能源變革，隨著全球能源需求不斷增加，全球電氣化趨勢明顯，未來以可再生能源增長幅度最大的電力能源結構將持續(xù)變化，進一步形成以石油、天然氣、煤炭、可再生能源為主的多元化能源結構。
氫能作為一種清潔、高效、安全、可持續(xù)的二次能源，可通過一次能源、二次能源及工業(yè)領域等多種途徑獲取，也可廣泛應用于工業(yè)、建筑、交通、電力行業(yè)，是未來構建以清潔能源為主的多元能源供給系統(tǒng)的重要載體，氫能的開發(fā)與利用技術已經(jīng)成為新一輪世界能源技術變革的重要方向，也是汽車產(chǎn)業(yè)未來發(fā)展的戰(zhàn)略制高點，發(fā)展氫能將有利于加快推進我國能源生產(chǎn)和消費革命，對新時代能源轉型發(fā)展具有重大意義。
2017年年末，國際氫能源委員會在麥肯錫管理咨詢公司的協(xié)助下，發(fā)布了全球首份氫能源未來發(fā)展趨勢調(diào)查報告，報告指出，到2050年，在全球范圍內(nèi)，氫能產(chǎn)業(yè)將創(chuàng)造3000萬個工作崗位，減少6×109t二氧化碳排放，創(chuàng)造2.5萬億美元的市場價值，氫能汽車將占全世界車輛的20%~25%，承擔全球18%的能源需求。
中國的氫能產(chǎn)業(yè)已進入產(chǎn)業(yè)化的快車道，尤其是從2017年以來，在關鍵技術突破、產(chǎn)業(yè)規(guī)模增長上取得一定成績，許多地方率先出臺支持政策，實現(xiàn)了小規(guī)模全產(chǎn)業(yè)鏈應用示范，但隨著產(chǎn)業(yè)規(guī)模與應用場景的增加，氫能基礎設施（主要為加氫站）的供氫保障問題已成為制約整個產(chǎn)業(yè)持續(xù)發(fā)展的重要因素。
二、中國發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)的重要意義與基礎條件
（一） 氫能是中國構建清潔能源綜合供給系統(tǒng)的重要載體
在優(yōu)化能源系統(tǒng)方面，氫能的多種制取途徑與應用領域，打破了現(xiàn)有煤電等傳統(tǒng)能源與可再生能源等清潔能源單一的能量轉換模式，可成為現(xiàn)有能源體系的互轉點與耦合中心，是實現(xiàn)大規(guī)?？稍偕茉蠢玫闹匾d體，可實現(xiàn)多異質(zhì)能源跨地域和跨季節(jié)的優(yōu)化配置，形成可持續(xù)、高彈性的創(chuàng)新型多能互補系統(tǒng)。
在提高能源安全方面，由于石油消費比重增加與自給能力不足之間的矛盾日益凸顯，2018年我國石油對外依存度已達到了69.8%，石油等能源緊缺及較高的對外依存度正在成為遏制我國可持續(xù)發(fā)展的瓶頸，氫能配合燃料電池技術，可實現(xiàn)氫燃料電池汽車大規(guī)模應用，有助于大幅度降低交通領域的石油與天然氣等能源消費量，降低石油等化石能源的對外依存度。
在提升能源使用效率方面，氫作為能源互聯(lián)媒介，可循環(huán)利用工業(yè)副產(chǎn)氫與一次富?；茉矗浜隙趸疾都c封存就地低碳轉化，將廣泛應用于交通運輸領域、替代焦炭用于冶金、與二氧化碳轉化為含氧化合物和燃料、與天然氣混燒并通過燃氣輪機發(fā)電或工業(yè)供熱或通過儲氫及燃料電池技術形成儲能裝置，通過調(diào)峰手段增加電力系統(tǒng)靈活性，彌補電力不可存儲問題，從而有效實現(xiàn)不同行業(yè)能源網(wǎng)絡之間的協(xié)同優(yōu)化。
在低碳清潔方面，氫能與燃料電池技術在排放方面具有無可比擬的優(yōu)勢，結合氫源的“綠色”制備，可實現(xiàn)“低碳生產(chǎn)，零碳使用”，有利于實現(xiàn)終端能源消費領域深度脫碳。
（二）氫能已成為中國能源技術與新興產(chǎn)業(yè)的重要戰(zhàn)略方向
《中國制造2025》明確支持燃料電池汽車發(fā)展；《國家創(chuàng)新驅動發(fā)展戰(zhàn)略綱要》提出要開發(fā)氫能、燃料電池等新一代能源技術；《能源技術革命創(chuàng)新行動計劃（2016—2030年）》將氫能與燃料電池技術創(chuàng)新作為重點任務，實現(xiàn)大規(guī)模、低成本氫氣的制取、存儲、運輸、應用一體化，加氫站現(xiàn)場儲氫、制氫模式的標準化和推廣應用。同時，《“十三五”國家戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃》也提出推動車載儲氫系統(tǒng)以及氫制備、儲運和加注技術發(fā)展，推進加氫站建設，到2020年，實現(xiàn)燃料電池汽車批量生產(chǎn)和規(guī)?；痉稇谩?
（三）中國的氫能開發(fā)與應用已具備產(chǎn)業(yè)化條件
中國發(fā)展氫能的優(yōu)勢在于具有良好的制氫基礎與大規(guī)模應用市場空間，我國現(xiàn)有工業(yè)的制氫產(chǎn)能已達到2500萬t，2018年中國棄風、棄光、棄水總電量約為1022.9千億kW·h，國內(nèi)化工行業(yè)還存在部分無法循環(huán)利用的副產(chǎn)氫，均可提供大規(guī)模氫源。同時，中國擁有全世界最大的汽車與新能源汽車市場，在民用車之外，礦山港口重型車、物流車、重柴油車、軌道交通、船舶及岸電設施、甚至航空器，這些都是未來氫能創(chuàng)新應用的方向，中國已具備大規(guī)模氫能利用的供氫條件與市場空間。
近幾年來中國在氫能關鍵技術上已取得突破，初步掌握氫能基礎設施與燃料電池的開發(fā)應用技術，具有產(chǎn)業(yè)裝備及燃料電池整車生產(chǎn)能力，實現(xiàn)了小規(guī)模示范運營，為氫能及燃料電池產(chǎn)業(yè)大規(guī)模商業(yè)化運營奠定良好的基礎。
（四）基礎設施是氫能開發(fā)利用的基礎
氫的利用主要通過燃料電池技術，隨著燃料電池系統(tǒng)技術進步、產(chǎn)業(yè)規(guī)模擴大，其使用成本將大幅度降低，但未來氫能的接受性與市場規(guī)模主要取決于終端用氫的價格、綠色性與安全性，制氫、儲運及加氫等基礎設施的配套至關重要。
三、中國氫能基礎設施產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)況
（一）投入強度顯著提升，加氫站數(shù)量規(guī)模增加
自2017年以來，中國氫能產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)爆發(fā)式發(fā)展，現(xiàn)階段中國的應用市場主要以燃料電池大巴車與物流車為主，為了滿足車輛應用示范，各地已開始大規(guī)模規(guī)劃并建設保障性加氫站，截至2019年3月，中國已投產(chǎn)加氫站數(shù)量達到25座（包括兩座內(nèi)部整改站），較2017年增加14座（見圖1）。在已建成加氫站中，固定式加氫站11座，撬裝式加氫站14座，此外，有17座加氫站在建，加氫站分布主要集中在廣東、江蘇、上海、湖北、河北等地（見表1）。
由于目前車輛以小規(guī)模燃料電池公交及廠內(nèi)測試車輛為主，對于小儲氫量的固定站及撬裝式一體站，在車輛有序加氫及不優(yōu)先考慮加氫時間的應用場景下，其加氫能力基本可以滿足現(xiàn)階段加氫預期，按此估算，已投運加氫站中加氫能力達500kg以上規(guī)模的有10座。
（二）關鍵技術不斷突破，裝備國產(chǎn)化進程加快
在制氫技術方面，國內(nèi)已擁有大規(guī)模煤制氫（制氫能力20萬m3/h以上）、天然氣制氫（制氫能力8萬m3/h）、甲醇制氫（制氫能力4萬m3/h以上）的工程技術集成能力與實際工程案例，并掌握氫氣液化關鍵技術。同時，堿性電解水裝置的單機制氫能力也可達1000~1200m3/h，并擁有完全自主知識產(chǎn)權的設備制造、工藝集成能力。
在加氫站方面，國內(nèi)具有自主研發(fā)生產(chǎn)35MPa加氫機能力，完成70MPa加氫機實驗樣機開發(fā)；在壓縮機方面，具備45MPa小流量壓縮機的完全自主研發(fā)制造能力，并可通過進口關鍵零部件，實現(xiàn)中等流量壓縮機自主集成；同時，擁有87.5MPa壓力等級壓縮機的試驗樣機。在固定儲氫裝置方面，擁有完全自主知識產(chǎn)權的45MPa與98MPa固定儲氫容器設計與制造能力，其中，45MPa儲氫容器單體水容積可達到20m3，使用壽命可達5萬次以上，98MPa固定儲氫容器單體水容積可達到1m3。
此外，少數(shù)企業(yè)已擁有加氫站系統(tǒng)控制算法優(yōu)化與產(chǎn)品集成能力，目前加氫站的氫氣一次性利用率可提高到70%~75%。
（三） 地方政策紛紛出臺，區(qū)域骨干供給網(wǎng)絡雛顯
全國已有14個省（市）已實質(zhì)性開展氫能產(chǎn)業(yè)布局與推廣工作，分別是廣東、山東、江蘇、湖北、河北、山西、浙江、四川、北京、天津、吉林、遼寧、安徽、河南。以上大部分地區(qū)均出臺了相關產(chǎn)業(yè)扶持政策，并落地一批燃料電池或整車產(chǎn)業(yè)，推動加氫站建設，積極開展示范運營。例如產(chǎn)業(yè)政策較為完善的廣東省佛山市，2018年6月廣東省發(fā)布了《關于加快新能源汽車產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新發(fā)展的意見》，明確提出電解水制氫電價享受蓄冷電價的政策；佛山市南海區(qū)人民政府發(fā)布的《促進加氫站建設運營及氫能源車輛運行扶持辦法》，對加氫站補貼力度最高可達到800萬元，對加氫站運營補貼最高可達到20元/kg。這些地方規(guī)劃與政策的出臺，有利于國內(nèi)區(qū)域性供氫網(wǎng)絡的構建，加速區(qū)域氫能產(chǎn)業(yè)生態(tài)培育。
四、國外氫能基礎設施發(fā)展的啟示
（一）日本
日本發(fā)布的《氫能/燃料電池戰(zhàn)略發(fā)展路線圖》，分為三個發(fā)展階段，詳實指導了2014年至2040年，日本制氫、儲運、加氫、氫能利用等產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的發(fā)展目標與路徑。在氫能基礎設施方面，結合日本能源稟賦，提出日本各階段制氫與加氫站建設目標，到2030年日本加氫站數(shù)量要達到1000座且成本降至2億日元，海外制氫運輸回日本的價格將控制在30日元/m3以內(nèi)。
截至2018年年末，日本已經(jīng)建成106座加氫站，其中80座以上對公眾開放[4]，其余則是專門為公交車或車隊客戶提供服務，這些加氫站成本大多在4億~5億日元，按照政府制定氫能基礎設施項目的補貼政策，補貼金額可達到目前加氫站投資水平的一半左右。
（二）德國
截至2018年年末，歐洲擁有152座已運營加氫站[5]，其中僅德國就擁有60座對外經(jīng)營站，且2018年度德國就投運了17座，已成為全球擁有第二大公共加氫站數(shù)量的國家，并計劃至2023年建成400座加氫站，以覆蓋60%的德國人口，2030年達到1000座，覆蓋德國的全部人口。
德國政府在2006年啟動氫能和燃料電池技術國家創(chuàng)新計劃（至2016年該計劃共支持14億歐元），于2009年啟動氫能供應基礎設施研究，2011年年底發(fā)布實施路線圖。為了尋找可靠的商業(yè)推廣模式，2015年2月，約有27家企業(yè)共同發(fā)起成立了H2M公司，在德國政府的資助下，開展全國加氫基礎設施網(wǎng)絡規(guī)劃、加氫站建設及經(jīng)營工作，目標是建立429個加氫站組成的覆蓋全德的加氫網(wǎng)絡，任一站點與下一站點的間距不超過90km，并將整個計劃分為測試驗證、試驗推廣、商業(yè)推廣三個階段實施，同時，對融資、采購、運營及后期市場競爭的資產(chǎn)分配方案均做了詳細規(guī)劃，H2M公司將持續(xù)投資運營德國的加氫站項目，直到加氫站業(yè)務開始盈利時，H2M公司會停止投資這些資產(chǎn)將會通過評估后由合作企業(yè)優(yōu)先回購，再次形成以市場為主導的產(chǎn)業(yè)發(fā)展模式。
（三）美國
自2012年美國提出未來向能源部（DOE）在氫能及燃料電池等清潔能源研發(fā)領域投入63億美元后，DOE聯(lián)合美國高校與企業(yè)共同攻關氫能及燃料電池關鍵技術，并成立美國燃料電池和氫能聯(lián)盟，于2013年啟動H2USA計劃，共同對加氫站網(wǎng)絡規(guī)劃、融資方案、市場拓展制定詳細方案，為美國在氫能基礎設施方面的集成技術與裝備制造奠定了世界領先地位。截至目前，美國已公開對外運營加氫站達到42座，尚有部分內(nèi)部加氫站數(shù)量未知。
（四）韓國
2019年1月，韓國政府發(fā)布《氫經(jīng)濟發(fā)展路線圖》，目標是成為世界最高水準的氫能經(jīng)濟國家，并以2022年與2040年作為時間節(jié)點，詳實地提出韓國氫能全產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展目標與實施路徑。計劃到2022年全國氫氣供應量達到47萬t/a，供應價格降至6000韓元/kg，并建成310座加氫站；到2040年，氫氣供應量達到526萬t/a，成本降至3000韓元/kg，建成1200座以上加氫站。同時，實現(xiàn)加氫基礎設施核心裝備技術完全國產(chǎn)化，并實現(xiàn)全國范圍的管道網(wǎng)絡，促進氫氣大規(guī)模運輸配送。
根據(jù)氫氣不同的供給方式，路線圖將加氫站分為氫氣管道供氫型、長管拖車供氫型、電解水制氫加氫一體型三類，對加氫站投資與運營進行補貼支持，其中建設補貼最高可達29億韓元，運營補貼可高達2.2億韓元。路線圖進一步完善了加氫站網(wǎng)絡布點，鼓勵把加油站與天然氣站擴建成加氫混合站，允許在限制區(qū)的公交車站安裝加氫站，并推動逐漸減小加氫站建設相關的安全距離。此外，韓國政府提出從標準化、法律、人才、國際合作、產(chǎn)業(yè)生態(tài)等方面全面提高國民對氫安全的認知與產(chǎn)業(yè)安全管理體系。
五、中國氫能基礎設施產(chǎn)業(yè)面臨的挑戰(zhàn)
（一）缺少系統(tǒng)性的發(fā)展戰(zhàn)略
在整個能源生產(chǎn)與消費體系中，氫能的定位尚未明確，將制約其在能源革命中發(fā)揮應有的作用，也未制定氫能與燃料電池產(chǎn)業(yè)系統(tǒng)性的發(fā)展目標與實施路徑，不利于發(fā)揮現(xiàn)有產(chǎn)業(yè)要素效用最大化及構建產(chǎn)業(yè)發(fā)展政策保障體系。
（二）加氫站數(shù)量與性能相對落后
中國目前建成的加氫站數(shù)量約為日本的四分之一，也遠落后于德國與美國。國內(nèi)大部分加氫站屬于場內(nèi)測試站與撬裝站，這些加氫站的特點就是固定儲氫量或氫氣壓縮系統(tǒng)能力較低，隨著加氫車輛規(guī)模的增加，將無法滿足加氫車輛進場時間隨機化、單次加注時間短的商業(yè)需求，尤其對于撬裝站，單次加注時間完全取決于長管拖車的氫氣壓力與系統(tǒng)壓縮能力，在長管拖車儲氫壓力下降的連續(xù)加注情景下，系統(tǒng)壓縮能力會按比例下降，導致車輛單次加注時間變長。
（三）關鍵技術與成本亟待突破
我國雖已具有35MPa加氫站關鍵技術與裝備集成能力，但在關鍵指標與國產(chǎn)化方面，還存在很大差距。在壓縮機技術方面，完全國產(chǎn)化的45MPa壓縮機流量較小且在實際應用中故障率較高，其關鍵部件仍需通過進口后在國內(nèi)組裝，同時，國內(nèi)不具備生產(chǎn)商用87MPa壓縮機能力。在固定式儲氫裝備方面，國內(nèi)儲氫裝置多為鋼內(nèi)筒鋼帶纏繞容器，目前45MPa固定儲氫容器每立方米水容積的價格超過20萬元，98MPa固定儲氫容器每立方米水容積的價格超過100萬元。在加氫機技術方面，加氫槍依賴進口，國內(nèi)70MPa加氫機處于試驗驗證階段，與國外商業(yè)化運營的70MPa加氫機指標差距較大。此外，氫基礎設施的高壓管路及閥門，目前需依賴進口；加氫站的工藝控制系統(tǒng)未來還需通過實際運營進一步驗證及優(yōu)化。
此外，我國還缺少70MPa壓力等級、液氫加氫站、氫氣檢測、管道運氫、加氫站工程投資及財務評價等相關標準規(guī)范。這些標準尚未制定，與我國尚未完全掌握相關技術及缺少驗證性數(shù)據(jù)有一定關系。
（四）產(chǎn)業(yè)管理與監(jiān)管體系尚未構建
加氫站作為城市基礎設施類固定資產(chǎn)投資項目，若按照投資額度，在絕大多數(shù)地區(qū)按照備案類項目管理，備案權基本下放至區(qū)縣級政府。在項目論證期，需完成環(huán)評、規(guī)劃、安評、節(jié)能、土地、維穩(wěn)等方面的論證；在報建階段，需要通過規(guī)劃、住建、消防、安監(jiān)、市監(jiān)等部門審批；在項目運營前還需通過以上事項的驗收，由于各主管部門對加氫站的評估審批缺乏實際依據(jù)與案例，也缺少自上而下的技術論證與標準支撐，導致“審批難、審批慢”。此外，制氫設備在我國長期作為大型化工、電子、能源項目的配套設施，安全監(jiān)管體系已成熟，而加氫站作為城市交通體系的氫氣分發(fā)站，安全監(jiān)管體系尚未構建，不利于行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。
（五）商業(yè)模式與持續(xù)路徑亟待探索
加氫工藝的復雜性導致加氫站投資及運營成本遠超天燃氣站，一座600kg加氫能力的簡易固定式加氫站，僅主要設備與土建投資就超過1000萬元，靜態(tài)總投資會達到1500萬元甚至2000萬元以上，圖2預測了在不同靜態(tài)總投資情況下，不同規(guī)模加氫站日售氫量、氫氣價差等三個關鍵投資參數(shù)對應的盈虧平衡線，以600kg荷加氫站為例，在滿負荷運轉的理想狀態(tài)，當靜態(tài)投資為1250萬元時，保持氫氣售價與進場價差價為14.35元/kg時，可實現(xiàn)盈虧平衡，當靜態(tài)投資達到2200萬元時，需要將氫氣售價與進場價差控制到19.25元/kg才能實現(xiàn)盈虧平衡；當加氫站規(guī)模較小、土地等非技術成本升高時，建設方以1750萬元投資400kg加氫站，在滿負荷狀態(tài)，需要將售價與進場價差控制到24.35元才能實現(xiàn)盈虧平衡。此外，現(xiàn)階段市場用氫需求較小、加氫站設備與工藝也未經(jīng)過高負荷運轉的穩(wěn)定驗證，未來加氫站運營成本會比理論預測值或目前實際價值要高。
若參照汽油車運營成本制定售氫價格，結合現(xiàn)有的制氫與運氫價格，在沒有補貼的情況下，加氫站很難實現(xiàn)盈虧平衡。通過投資加氫站、外購氫、售氫的單一模式將無法持續(xù)，缺少協(xié)同制氫、儲運氫、加氫等基礎設施網(wǎng)絡資源的優(yōu)化配置，難以減少供氫成本，不利于整個氫能產(chǎn)業(yè)的持續(xù)發(fā)展。
六、中國氫能基礎設施產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略思考
（一）氫能基礎設施產(chǎn)業(yè)的發(fā)展目標與路徑
未來30年，我國的氫能基礎設施產(chǎn)業(yè)總體將分成三個階段。
第一階段（當前到2025年）：形成頂層路線清晰、產(chǎn)業(yè)政策基本健全、安全監(jiān)管基本完善、市場競爭相對有序、商業(yè)模式不斷創(chuàng)新、產(chǎn)業(yè)聚集加速、加氫關鍵裝備技術基本實現(xiàn)國產(chǎn)化的產(chǎn)業(yè)發(fā)展態(tài)勢，為產(chǎn)業(yè)健康持續(xù)發(fā)展奠定基礎。
本階段已完成氫能在我國的發(fā)展定位與戰(zhàn)略目標，形成自上而下相對健全的行業(yè)發(fā)展指導意見、審批管理和財稅優(yōu)惠政策，基于信息化基本完成全國氫能基礎設施安全網(wǎng)絡體系。
在發(fā)展路線上，本階段氫源將以城市周邊富裕的工業(yè)副產(chǎn)氫、化工與電子行業(yè)配套的小規(guī)?；茉粗茪錇橹鳎俨糠值貐^(qū)的電解水制氫為輔；儲運以20MPa高壓氣態(tài)為主，完善45MPa以上壓力儲運技術及標準，并完成應用驗證；加氫站將基本覆蓋先行示范的城市，對外商業(yè)化運營站將達100座以上，并完全掌握70MPa加氫機、平均流量200m3/h以上90MPa壓縮機、平均流量800m3/h以上45MPa壓縮機等關鍵裝備技術，基本實現(xiàn)國產(chǎn)化。
第二階段（2025—2035年）：形成產(chǎn)業(yè)政策健全、行業(yè)監(jiān)管完善、市場競爭有序、商業(yè)模式成熟、加氫關鍵裝備技術完全國產(chǎn)化，高效、安全、低成本的供氫網(wǎng)絡雛顯的產(chǎn)業(yè)發(fā)展形勢，為產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量持續(xù)發(fā)展奠定基礎。
本階段的產(chǎn)業(yè)政策、行業(yè)監(jiān)管健全成熟，補貼及財稅優(yōu)惠政策開始退坡，產(chǎn)業(yè)處于以市場驅動下有序競爭且日益激烈的發(fā)展環(huán)境。在發(fā)展路線上，氫源將以煤制氫等大規(guī)模集中供氫（部分配套碳捕獲、利用與封存）與綠色電解水制氫為主，工業(yè)副產(chǎn)氫為輔，并將充分挖掘市場已有氫源，形成大規(guī)模氫氣運輸?shù)母窬?，低成本、高效安全的全國供氫網(wǎng)絡開始構建；儲運以45MPa以上高壓氣態(tài)為主，完善液氫儲運技術及標準，開展長距離液氫運輸及液氫加氫站應用；全國性骨干加氫網(wǎng)絡雛顯，對外商業(yè)化運營加氫站將達到1000座以上，關鍵裝備及技術完全國產(chǎn)化，并處于全球領先水平。
第三階段（2035—2050年）：形成高效低碳的氫能供給網(wǎng)絡，市場引領、價格調(diào)節(jié)、體制機制科學健全的高質(zhì)量發(fā)展格局。在發(fā)展路線上，以可再生能源制氫為主（包括太陽能光解水制氫技術），煤制氫（配套碳捕獲利用與封存）為輔，各地也將根據(jù)資源與工業(yè)的發(fā)展情況，因地制宜地選擇“深綠”的供氫方案，并配套包括城市管道輸氫在內(nèi)的多種運氫方案，最終實現(xiàn)供氫網(wǎng)絡與工業(yè)、電力、建筑、交通行業(yè)不同程度的融合；基本形成覆蓋全國的加氫網(wǎng)絡，對外商業(yè)化運營加氫站將達到10000座以上，關鍵裝備及技術達到全球領先水平。
（三） 具體建議
1.加強氫能產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略研究
建議加快研究將氫能納入我國能源體系事宜，推動氫能成為國家能源戰(zhàn)略的重要組成部分，制定詳細的氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展實施路線圖，戰(zhàn)略的研究要充分立足于氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展對我國綠色低碳循環(huán)發(fā)展、推動能源革命、建設制造強國的貢獻，科學分析產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量可持續(xù)發(fā)展的技術路線、時間表與重點任務，重點規(guī)劃基于實現(xiàn)氫能與工業(yè)、電力、建筑、交通行業(yè)深度融合的安全高效、低碳循環(huán)的氫能供給網(wǎng)絡與應用場景，將發(fā)展氫能與我國建設現(xiàn)代經(jīng)濟體系的重大部署緊密結合，實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)高起點開局、高質(zhì)量實施、可持續(xù)發(fā)展。同時，研究設立氫能源及燃料電池國家重大專項的工作方案。
2.建立健全產(chǎn)業(yè)政策、安全監(jiān)管及技術標準體系
相關部委聯(lián)合研究出臺氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見，加強各級主管部門的相互協(xié)作；出臺安全評價等關鍵審批事項自上而下的管理辦法與技術論證方案，建立氫能基礎設施項目“安全綠色”的審批通道；加快健全中國氫能標準體系，進一步完善氫能基礎設施設計、建設與驗收相關標準；參照充電設施，盡快出臺將加氫站納入城市建設規(guī)劃指導意見；加快建立第三方檢測；逐步建立健全產(chǎn)業(yè)準入與退出機制、氫能基礎設施裝備質(zhì)量追溯體系、企業(yè)質(zhì)量安全評價體系、責任延伸制度，與補貼政策、金融支持相掛鉤；探索建立基于信息化的氫能大安全監(jiān)管平臺；分類指導、穩(wěn)步推進取消電解水制氫站選址受化工園區(qū)限制；加強氫能源科普宣傳，構建良好的產(chǎn)業(yè)發(fā)展氛圍，吸引更多社會資源。
3.建立氫能基礎設施關鍵技術攻關與核心裝備自主化的長效機制
依托行業(yè)骨干企業(yè)、科研機構與高校，聯(lián)合組建國家級工程技術中心、國家實驗室、國家制造創(chuàng)新中心等平臺，共同開展氫能基礎設施關鍵技術攻關，建立氫能知識產(chǎn)權共享機制，高效共享閑置和分散的知識產(chǎn)權資源，最大化地實現(xiàn)資源價值；加強國家及各地重點研發(fā)計劃關于氫能基礎設施關鍵技術及裝備國產(chǎn)化支持力度；支持在具備條件的地區(qū)設立自主創(chuàng)新氫能產(chǎn)業(yè)示范區(qū)，利用已有優(yōu)勢加快產(chǎn)業(yè)聚集，布局一批具有引領作用的重大氫能示范工程；加強國際交流，鼓勵實施氫能源國際大科學計劃和大工程，形成國際化的協(xié)作機制。
4.加大對氫能基礎設施全產(chǎn)業(yè)鏈的補貼政策及金融支持
加快制定產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)項目基準收益等投資論證的科學決策依據(jù)，堅持市場主導與政策驅動并行，加強宏觀質(zhì)量調(diào)控，逐步建立科學合理的產(chǎn)業(yè)補貼政策與退坡機制；研究氫氣增值稅降至與天然氣同檔稅率、并享受增值稅即征即退50%優(yōu)惠政策；將加氫站納入國家重點扶持的公共基礎設施，享受企業(yè)所得稅“三免三減半”政策；逐步消除電解水制氫基本電價，探索建立谷電期環(huán)保高效特別是超低排放機組、可再生能源項目特別是超出地區(qū)保障利用小時與平價上網(wǎng)的機組，與制氫企業(yè)直接電力交易的機制；拓寬產(chǎn)業(yè)投融資渠道，鼓勵政府金融平臺與社會資本加入的多元化投資體系，支持各地設立氫能基礎設施產(chǎn)業(yè)發(fā)展專項基金；支持各地給予前沿性氫能設施裝備制造、率先采用國家科技專項成果的儲運及加氫項目資金獎勵、風險補償與融資貼息等支持。
