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3月23日，国家发改委和国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（下称《规划》），我国氢能中长期发展的“顶层设计”终于出炉。
《规划》指出，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。
“《规划》将氢能作为能源的属性明确下来，意味着相应的管理政策、价格机制等配套将会系统性跟进。”隆基氢能科技有限公司副总经理王英歌在接受21世纪经济报道记者采访时认为，《规划》对氢能在我国能源体系的定位表述意义重大。
氢能产业链分为制取、存储、运输和应用等环节。中信证券发布的研报预测，预计2050年，我国氢能在能源结构中的占比有望达到10%，年化可减排约7亿吨，产业链年产值约12万亿元。其中，电解水制氢市场规模7000亿元、加氢站1000亿元、氢能汽车10万亿元。
然而，作为世界最大的制氢国，我国当前的制氢体系结构仍需持续优化。根据中国氢能联盟与石油和化学规划院的统计，当前我国氢气产能约4100万吨/年，产量约3342万吨。其中，氢气纯度达到≥99%的工业氢气质量标准的产量约1270万吨/年。但与此同时，可再生能源制氢占比较小，化石能源制氢和工业副产氢占据主体地位。
为此，《规划》提出，到2025年，我国初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系；到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，产业布局合理有序，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现；到2035年，可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。
可再生能源制氢逐步成为供应主体
《规划》明确了我国氢能产业中长期发展的几项基本规则，其中一项原则指出，“安全为先，清洁低碳”。
而如何实现“清洁低碳”？《规划》提出，要构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。这意味着，可再生能源制氢在我国氢能制取中长期发展过程中，将逐步成为供应氢气的主体来源。
“氢能的战略地位和经济合理性主要取决于可再生能源转型中的大规模长周期能量储存与多元化终端利用需求。”中国科学院院士、清华大学教授欧阳明高在发改委官网发表的署名文章认为，可再生能源制氢是坚持绿色低碳发展道路的必然选择。
根据中国氢能联盟与石油和化学规划院的统计，煤制氢、天然气制氢、工业副产氢以及以水电解制氢为代表的可再生能源制氢，构成了我国氢气的制取体系。其中，煤制氢占比超过63%，天然气制氢和工业副产氢合计占比接近35%，而可再生能源制氢占比不足2%。
巨大的提升空间，预示着提升可再生能源制氢占比需要把握节奏，有序发展。为此《规划》分别设立2025年、2030年和2035年三个时间点，以最终实现可再生能源制氢成为供应主体的目标。
协鑫新能源副总裁、首席专家冯庆东告诉21世纪经济报道记者，可再生能源制氢可分为风电、光伏、水电、核电制氢以及光解水制氢组成，在场景的需求和设备的布置上具有灵活性和多样性，需要因地制宜地制定制氢解决方案。在现阶段，可再生能源制氢是由风电、光伏发电、水电，再加上部分电网低谷电，以实现连续16小时以上氢气制取为目标。未来还将发展核能制氢和光解水制氢等。
不过，可再生能源制氢成本目前仍然比较高，仍然受到电价、电解水制氢设备成本以及设备利用效率等主要因素的制约。业内人士认为，随着可再生能源规模的扩大以及制氢成本的降低，可再生能源制氢的爆发点将至。
“光伏等可再生能源发电成本未来还会持续下降。此外，电解水制氢设备的投资降本以及电解水制氢效率，都有提升的空间。”王英歌对21世纪经济报道记者表示，可再生能源制氢经济性问题的解决只是时间问题。
值得一提的是，《规划》明确提出，到2025年，可再生能源制氢量达到10至20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100至200万吨/年。对此，王英歌认为，按照目前行业的发展趋势，未来可再生能源制氢的实际产量将大概率超过这一发展目标。
经济性是氢能产业可持续发展的前提
随着大力发展可再生能源制氢得以定调，如何完善相应管理政策、市场机制等问题成为焦点。
在3月23日国家发改委召开的新闻发布会上，有关氢能的经济性问题获得了回应。国家能源局科技司副司长刘亚芳指出，“安全性是氢能产业化发展的基础和内在要求，经济性是氢能产业可持续发展的前提。《规划》中，对氢能安全性和经济性都有充分体现。”
刘亚芳表示，“下一步，国家发展改革委、国家能源局，将会同相关部门，按照《规划》有关部署，根据职能分工，各司其职，共同提升氢能全过程安全和经济性，逐步降低氢能使用成本，助力氢能产业健康、可持续发展。”
21世纪经济报道记者注意到，在经济性方面，《规划》提出了氢能制取、存储环节经济性要求和支持政策。其中，“研究探索可再生能源发电制氢支持性电价政策，完善可再生能源制氢市场化机制，健全覆盖氢储能的储能价格机制，探索氢储能直接参与电力市场交易”的表述引发业内关注。
“目前最需要补贴的就是可再生能源制氢环节。”冯庆东认为，此前，国内氢能政策补贴的重点主要围绕加氢站和下游应用环节，较难传导至上游的可再生能源制氢环节，而该环节最需要专项支持和政策扶持，特别是电价专项支持方面，或成为下一步政策出台的重点。
值得一提的是，欧阳明高最新撰文提及，在国务院批复建设的张家口可再生能源示范区，其团队尝试开展从可再生能源制氢到终端应用的全链条工程验证，当可再生能源电力价格低于0.15元/千瓦时的时候，可再生能源制氢的经济性就能得以保障。
“以光伏制氢为例，其制氢成本相对高些，这其中光伏发电的电价是一大主要影响因素。”王英歌告诉21世纪经济报道记者，在煤价正常的时候，煤制氢一方的成本约0.7元至0.8元，而光伏制氢的最低成本目前可以做到1.5元。
王英歌进一步表示，“价格政策是能源管理的重要方面之一，如果未来使用光伏、风电制氢时，可以在电价方面给予适当的补贴和激励，将有助于提高绿氢的经济性。”
中信证券发布的研报亦认为，从长期看，财政补贴提速与技术进步作为制氢侧发展的关键驱动因素，将加速供给成本下降。
（作者：曹恩惠）
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