【聚焦】氢能产业政策及商业化模式分析

摘要：氢能是我国新能源体系中重要的组成部分，其市场规模和应用场景也在不断扩大。在国家各类政策的指导下，各省市依据其区域特点在燃料电池汽车等领域发布了相关政策，这在一定程度上加快了氢能迈向商业化的步伐。基于此，针对燃料电池等方面梳理了国家层面以及地方氢能政策，分析了氢能应用领域、各省市未来发展规划的政策要点以及盈利模式。最后，针对目前的氢能商业化进程给出相应的建议，为今后提升氢能效益提供一定的参考。　

引言

氢能是一种清洁零碳、灵活高效、来源丰富的二次能源，对环境保护、节能减排具有重要意义，是实现我国“双碳”目标的重要载体[1-4]。氢能已正式纳入我国能源战略体系，将作为未来能源体系的重要组成部分[5-8]。在国家各类政策的指导下，各省市依据其区域特点也发布了相应的氢能政策[9]。2021年，国家能源局发布《关于组织开展“十四五”第一批国家能源研发创新平台认证工作的通知》，从氢燃料电池的使用、燃料电池汽车的规范等方面对我国氢能发展进行了部署[10-11]。除此之外，不少公司也纷纷开展氢能的建设工作，如国家电网公司开展的首个氢能国家重点项目“可离网型风/光/氢燃料电池支流互联与稳定控制技术”于2021年实施，明确了国家电网公司对氢能发展的支持[12]。　　截至2022年12月，国家已经颁布了多个氢能商业化政策，但是氢能商业化一直处于一种难以实施的状态[13]。因此，在国家政策的引导下，各省市陆续开始发布政策，首先由示范工程开展实施，带领更多的企业参与氢能的商业化，并将氢能的应用范围逐步推广，促进氢能产业的发展[14-16]。本文将从国家层面、地方层面梳理相关氢能政策，对燃料电池等氢能应用领域和商业化模式进行分析，在此基础上，指出现阶段氢能发展存在的问题，并给出中国未来氢能行业发展的相关建议。

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国内氢能政策概况

　　我国高度重视氢能的发展，教育部围绕人才培养、产业发展等方面，印发了《加强碳达峰碳中和高等教育人才培养体系建设工作方案》，要求加强绿色教育，加强教师队伍建设与教学资源建设力度，不仅保障了氢能在我国未来能源体系中的发展，也为其提供了人才储备[17]。制定合适的氢能政策对氢能发展具有至关重要的作用，因此氢能政策的制定也受到了相关部门的重视，并因此加速推出多项重点政策，如表1所示。

目前，国家出台氢能相关政策多达20余项。《“十四五”工业绿色发展规划》中提到，单位工业增加值二氧化碳排放降低18%，推动生产过程清洁化，鼓励氢能的发展；《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》中提到，到2025年燃料电池汽车保有量5万辆，部署建设一批加氢站，健全绿色低碳标准体系，这对氢能的商业化应用产生了正向激励作用[18]。在交通运输方面，积极扩大氢能在交通领域的应用，推广氢燃料电池汽车；在政策方面，建立健全氢制、储、输、用标准，完善工业绿色低碳标准体系，使我国在氢能体制改革上又上升了一个层次[19]。在《2030前碳达峰行动方案》中提出对氢燃料电池发展加大力度，并且在《关于组织开展“十四五”第一批国家能源研发创新平台认证工作的通知》中，也可以看出国家对于氢燃料电池的重视[20-21]。因此，氢燃料电池的应用十分具有竞争力，发展前景广阔[22]。　　综上所述，我国能源结构正在逐步向绿色化、低碳化发展，氢能作为新型电力系统的重要组成部分，国家已经从宏观层面出台了相关政策来规划氢能产业健康发展，并为探索氢能的商业化应用奠定基础。

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地方氢能政策

　　2.1京津冀城市群

　　京津冀城市群包含北京、天津、唐山、保定等城市，在2020年“以奖代补”政策出台后，北京市发布了首个市级专项规划，即《北京市氢燃料电池汽车产业发展规划(2020—2025年)》，明确了北京市“十四五”期间的产业布局、发展方向以及发展目标[23-24]。该规划根据示范区的不同进行区域定位，构建“一环一轴，两区多点”的布局，推进氢燃料汽车在示范区的推广应用。　　2020—2022年，京津冀城市群各政府陆续发布了相关指导性政策，强调注重加氢站的建设以及燃料电池汽车的推广，为实现氢能商业化奠定了基础[25]。图1为截至2025年京津冀地区氢能发展目标，表2为京津冀地区

氢能政策。

　　2.2上海城市群　　上海城市群包含上海、苏州、嘉兴等城市，这些是国内氢能发展较为领先的城市。上海市在2014年开始规划提出建设加氢站，2017年发布了首个专项计划《上海市燃料电池汽车发展规划》，提出到2020年推广燃料电池汽车3000辆、建设加氢站5~10座等量化目标[26-27]。　　2020—2022年，上海城市群各政府也陆续发布了《上海市推进新型基础设施建设行动方案(2020—2022)》《上海市氢能产业发展中长期规划(2022—2035年)》等指导性政策，为上海城市群的氢能发展指明了方向，为实现氢能商业化奠定了基础。截至2025年上海城市群氢能发展目标如图2所示，上海城市群氢能政策如表3所示。

　　2.3广东城市群　　广东城市群包含广州、佛山、深圳等城市，其氢能产业在技术、示范应用等领域都位于全国前列。2018年，佛山市政府发布了《佛山市氢能源产业发展规划(2018—2030年)》，对佛山市氢能源发展做出了长期规划：到2025年，氢能源及相关产业累计产值达到500亿元，加氢站达到43座；到2030年，建成氢能源产业集群，培育氢能源及燃料电池企业超过150家，加氢站达到57座。在资金支持方面，对于获得国家综合评定奖励积分的1万辆车辆，按照燃料电池系统的额定功率补贴3000元/kW；对于获得国家示范城市群考核积分的企业给予财政资金支持，加氢站建设最高补贴500万元/座[28]。　　2020—2022年，广东城市群各政府陆续出台《广东省加快氢燃料电池汽车产业发展实施方案》《广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划(2022—2025年)》等指导性政策，完善了氢能源汽车及加氢站建设相关的补贴政策。图3为截至2025年广东城市群氢能发展目标，表4为广东城市群氢能政策。

　　2.4河南城市群　　河南城市群以郑州市为牵头城市，还包含新乡、洛阳等城市，郑州氢能产业起步较晚，但依托客车积极引入外部顶尖企业，推进产业生态建设[12]。2022年5月，郑州市工信局发布的《郑州市支持燃料电池汽车示范应用若干政策(征求意见稿)》提出，对核心零部件研发、加氢站建设等环节给予资金支持，加氢站建设最高奖励金额为500万元/座。2022年9月，河南省政府发布的《河南省氢能产业发展中长期规划(2022—2035年)》提出，“十四五”期间重点打造“一轴带、五节点、三基地”的“郑−汴−洛−濮”氢走廊，到2025年氢能产业链基本完备，产业链相关企业达到100家以上，氢能产业年产值突破1000亿元，推广各类氢燃料电池汽车5000辆以上。　　2020—2022年，河南城市群陆续发布了《河南省氢燃料电池汽车产业发展行动方案》《河南省氢能产业发展中长期规划(2022—2035年)》等指导性政策，对氢燃料电池汽车的发展起到了激励作用。图4为截至2025年河南城市群氢能发展目标，表5为河南城市群氢能政策。

　　2.5各城市群的发展侧重点　　从各示范城市群的规划来看，由于发展水平不同，规划的侧重点略有差异。影响各地在示范推广和产业规模化发展进度的核心点在于各地政策支持力度的差异，尤其体现在资金支持和积分奖励方面。　　在核心零部件研发方面，北京市与上海市的相关政策中都提到突破质子交换膜技术，除此之外，北京市还计划集中突破膜电极、催化剂等环节，而未提到双极板、碳纸等环节。上海城市群侧重提高催化剂、碳纸等关键材料的可靠性，提升电堆设计、系统集成的工艺技术水平，车载储氢系统、氢气循环系统等技术仍有待研究。广东省和河北省的政策则侧重八大核心零部件的研发和产业化。河南省提出提高双极板、电堆等核心零部件生产技术水平，加快引进膜电极、质子交换膜等企业，由于氢能产业发展相对落后于北、上、广等城市，产业链尚不完善，仍有多个零部件技术需要引进。总体来看，质子交换膜、催化剂、氢气循环系统等环节各地均有待研发和突破，其他零部件研发各有侧重[29-30]。

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商业化模式分析

　　3.1加氢站商业模式

　　面对规模巨大的氢燃料电池汽车需求，各省市开始重视加氢站的规划和建设，截至2022年底，我国共建成投运加氢站310座，总量居全球首位。目前已投运的加氢站普遍采用制氢、运氢、加氢单独运行的分离式工作模式，即工厂集中制氢后，用车辆或管道运输到加氢站，经站内氢气压缩机增压后储存到高压储罐中，最终通过站内加注设备为燃料电池汽车加注氢气，如图5所示。

　　该商业模式收益来源较为单一，仅限于燃料电池汽车用氢，且加氢站内压缩机、加氢机以及储氢瓶组等装置成本较高。据测算：日加注能力小于500kg的固定式加氢站设备购置安装成本约为930万元，占总投资的77%；日加注能力在1000~1200kg的固定式加氢站设备成本约为1500万元，占总投资的83%。此外，通过分析加氢站上下游运营成本(见表6)，不难得出，虽然可再生能源电解水制氢是最有前景的规模化制氢方式，但目前受限于电解制氢技术发展和电价成本，其成本仍高于其他制氢方式，未来一段时间仍需依托国家和地方补贴开展运营探索。此外，在分离式加氢站输运氢方面，管道输氢成本虽然较低，但前期投资建设较大，而且线路固定，适用于需求量大的固定式加氢站；液氢输运和高压长管拖车输运被认为是较有前景的输运方式。由此可见，在当前运营初期阶段，若单独投运分离式加氢站，投资成本巨大，且回收周期较长。

　　随着氢能在交通领域的应用不断扩大以及氢燃料电池汽车的持续推广，中石油、中石化等企业陆续在原有设施基础上建成油氢混合加注站，大幅降低土建成本，并拓展了加氢站的运营模式，也将极大推动氢燃料电池汽车的示范运行。此外，部分地区考虑到制氢、输运氢成本，构建了制氢加氢一体化加氢站，即通过站内电解水制氢直接储存在站内气体管束，节省了输运氢装置费用和人工成本。该运营模式尚在示范运行中，未来也将在可再生资源丰富的地区推广应用。　　3.2综合能源工业园区商业模式　　当前产业转型条件下，大型工业园区常远离市区，具备较为丰富的可再生资源，并具有电能、热能和氢能等多种能源需求，当前能源供应方式成本过高且具有不确定性风险。因此，构建包含可再生能源电解制氢储能系统和氢燃料电池的综合能源工业园区热电联供系统，将极大提升园区内部能源调节能力，有力保障园区内各项能源需求，并拓展其运营收益渠道。目前，该商业模式仍处于探索阶段。　　2021年10月，杭州亚运低碳氢电耦合应用示范项目规划建设，该项目是融合柔性直流、氢电耦合、多能互补的低碳园区，投运后，格力电器杭州生产基地可利用清洁能源与电网谷电制备氢气，并供给基地的氢燃料大巴车和物流车使用，最大供氢量每天可达200kg。制氢时产生的氧气将用于空调生产焊接助燃，系统运行产生的余热可供高温注塑使用。根据测算，该项目预计每年可减少基地用能成本约256万元，减少碳排放量860t，基地的单位产值能耗可下降约22%。　　2022年12月，国际首个“电−氢−热”微网耦合直流能源互联网示范工程——宁波慈溪氢电耦合直流微网示范工程正式完工，预计该工程整体投运后，每年产氢量将超过60万m³，助力新能源消纳超过400万kW⋅h，并可满足每日10辆氢燃料电池大巴车加氢和50辆纯电动汽车直流快充的需求，对实现新能源高比例消纳、探索以电为核心能源互联网新形态、践行新型电力系统建设等具有重要示范意义。　　此外，北京市大兴区拟利用光伏发电、光热耦合、甲醇重整等技术，探索搭建以分布式新能源为基础的多能接入、多能互补园区能源服务体系，打造京津冀地区首个氢电耦合型零碳园区，形成可推广、可借鉴的零碳园区系统解决方案。同时，将推动跨区域氢能示范线建设，协同天津滨海以及河北保定、唐山共同建设京津冀燃料电池汽车运输示范廊道，实现“零排放”氢能运输。

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结论

　　通过梳理国家及地方相关氢能政策，分析了氢能应用领域、各省市未来发展规划的侧重点以及氢能商业化模式。目前，我国氢能产业发展和应用涵盖石油、化工、钢铁和交通等多个领域，氢能行业已步入发展快车道，产业规模化发展未来可期，但仍存在以下难题亟待解决：

　　1）国家层面指导政策尚无提出产业及装备发展量化指标。当前我国已出台多项氢能产业发展宏观政策，但尚未明确提出未来氢能需求规模，且缺乏电解槽、燃料电池等关键设备的研发目标指标。　　2）地方层面对于氢能产业发展趋势认识尚不明朗。各地应基于当地能源环境因素，因地制宜指导氢能发展方向，如：可再生资源丰富地区重点布局电解水制氢以及长距离储运氢相关产业技术；京津冀和沿海地区重点布局加氢站和燃料电池相关产业技术。　　3）国有企业在氢能领域的研发投入需进一步加强。目前，氢能产业尚处于起步阶段，国有企业技术先进、资金雄厚，应集中力量带领先进科技企业率先开展相关示范应用，为氢能产业的商业化发展奠定基础。

来源：CHC氢能大会