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去年底，福建省发改委发布《福建省氢能产业发展行动计划（2022—2025年）》，系统提出了氢能产业发展的路径。
（来源：福建省发展和改革委员会）
未来3年，福建将围绕氢能“制备-存储-运输-加注-应用”全产业链，发挥产业基础、资源禀赋和市场空间等优势，鼓励传统发电、石化、油气输配企业和氢冶金企业等开展制氢、用氢、氢储运、氢储能等业务。
在具体目标方面，到2025年，福建拟培育20家具有全国影响力的知名企业，覆盖氢能制备、存储、运输、加注、燃料电池和应用等领域，实现产值500亿元以上；在示范应用方面，到2025年，福建燃料电池汽车应用规模达到4000辆，覆盖全省主要氢能示范城市的基础设施配套体系初步建立，力争建成40座以上各种类型加氢站。
如何把准氢能赛道新机遇？本文将分析氢能产业发展趋势，对福建发展氢能产业方向提供对策分析。
我国目前的能源格局仍旧是贫油、少气、富煤，一煤独大。这给生态环境带来不小压力，碳排放挑战巨大。
氢是一种非常清洁的能源。整个元素周期表里面排在第一位，无色无味无毒，可以循环使用的清洁能源。
为什么说它是清洁呢？它在做功的时候，不像燃烧煤炭，燃烧汽油，燃烧柴油，会产生二氧化硫、烟尘、氮氧化物；氢在做功的时候只产生水，而水是对人体、对人类完全无害的。因此，在氢的做功当中，可以认定它是一个完全零排放的能源。
我们都知道，煤炭发电效率低。煤炭发电通过煤炭在锅炉里的燃烧产生能量，驱动汽轮机转动，带动发动机去发电的一个过程。那么进入到最后的电网有多少能量呢？现在普遍的发电效率没有超过50%的，也就是说燃煤发电一半以上的能量都被浪费了。
但氢能效率怎么样呢？跟干木柴、标准煤、汽油、天然气相比较，氢气是整个各种能量里边能量密度最高的一种能源，氢的能量密度是汽油的3.3倍，因此它的效率也是很高的。
科学家为了区分氢的这种低碳，或者清洁程度，把它定义为3类氢。一种叫灰氢。一种叫蓝氢，还有一种叫绿氢。
灰氢，采用煤、天然气、化工工厂等渠道制氢，这类氢虽然燃烧时不产生碳，但在制备环节会产生碳排放，被定义为灰氢。
蓝氢，就是指氢制备的时候产生了二氧化碳，但是通过技术手段把它处理掉了，也是零碳的。
绿氢：从太阳能、水电、风电制备的氢，生产的时候也没有碳，全生命周期都是干净的，因此被称为绿氢。
中国在制氢方面有何优势？中国煤产量占全世界一半，从资源优势看，中国在化石能源制氢方面可傲视全球。但化石能源制氢饱受诟病，因为化石能源制氢存在能量利用效率低、二氧化碳排放高等问题。
在工业副产品提纯制氢方面，中国的化工产业规模庞大，而氢气是重要的工业副产。在此基础上，如果加快发展氢气提纯技术及氨储氢技术，则可提高工业副产氢利用率和纯度，产业大量的高质量氢气。
还有一个重要的优势，就是随着中国迈进“脱碳之路”，再生能源的大规模化发展成为必然。发展可再生能源制氢将成为一个重要方向，它一方面可以实现低成本制绿氢，另一方面，可以突破电网对很多可再生能源的吸纳能力的制约，消纳暂时富余的清洁能源。
总结来看，中国现在不是氢够不够用的问题，而是我们能不能低成本制绿氢，从而为氢能的发展提供一个具备比较优势的产业基础。
氢能作为二次能源，具有来源广泛、适应大范围储能、用途广泛、能量密度大等多种优势。
随着氢能产业的兴起，全球迎来“氢能社会”发展热潮，欧盟、日本、美国、澳大利亚、韩国等经济体和国家均出台相关政策，将发展氢能产业提升到国家（地区）战略高度，一批重大项目陆续启动，全球氢能产业市场格局进一步扩大。
（全球四种氢能发展模式及其特点 来源：公众号氢云链）
当前，世界各国都在加快推进氢能产业发展，初步形成了四种典型模式，即以德国为代表的“深度减碳重要工具”模式，以日本为代表的“新兴产业制高点”模式，以美国为代表的“中长期战略技术储备”模式和以澳大利亚为代表的“资源出口创汇新增长点”模式。
在这里，我们将简单分析各国发展氢能背后的初衷、动机、利益格局，观察它们如何在资源禀赋、产业基础、现实需要等的基础上，找到氢能产业发展的方向。
德国模式的主要特点是，大力发展电解水制氢，推动天然气掺氢应用。
德国的能源转型较早，可再生能源装机容量和发电量的稳步提升。德国能源转型近年来暴露出越来越多的问题，如电力系统稳定性不够、能源对外依存度提升、能源转型使带来能源价格走高等。
随着德国政府已经提出了2030年比1990年减排55%的中期目标和2050年实现碳中和的长期目标。德国的减碳之路正面临很大压力。德国急需开辟新途径，挖掘更多减碳潜力。
因为发展氢能可助力大规模消纳可再生能源。在区域电力冗余时，通过电解水制氢将多余电力转化为氢气并储存起来，从而减少“弃风能”“弃光能”“弃水能”等现象，降低可再生能源波动性对于电力系统的冲击。氢能能够在各种应用领域扮演“万金油”角色，对“难以减排领域”的化石能源进行规模化替代，实现深度脱碳目标。
围绕深度脱碳和促进能源转型，德国创新提出了电力多元化转换（Power-to-X）理念，致力于探索氢能的综合应用。具体而言，在氢气生产端，利用可再生电力能源电解水制取低碳氢燃料，从而构建规模化绿色氢气供应体系。在氢气应用端，将绿色氢气用于天然气掺氢、分布式燃料电池发电或供热、氢能炼钢、化工、氢燃料电池汽车等多个领域。现阶段，德国政府与荷兰等国正在开展深度合作，重点推广天然气管道掺氢，构建氢气天然气混合燃气（HCNG）供应网络。
日本模式的主要特点是，摆脱石油天然气依赖进口氢气，聚焦于车用和家用领域的应用。
因为国内能源资源比较匮乏，日本的能源结构高度倚重石油和天然气，二者占能源消费比重高达2/3，95%以上的石油和天然气都需要进口。2011年福岛核事故之后，日本核电发展遇到越来越多的阻力，如果实现本土“弃核”，意味着能源对外依赖程度还要提升。
因此，日本主要通过从海外进口氢气，并发展多场景的氢能应用，来提升能源安全水平、分化能源供应中断及价格波动风险。目前日本主要从澳大利亚、新西兰、东南亚等国家和地区进口氢气，与中东、北非等传统油气来源地区形成了空间分离，在一定程度上分化油气价格同向波动对本国经济的影响。
日本氢能基本战略聚焦于车用和家用领域的应用。日本在氢能和燃料电池领域在多个关键技术方面处于绝对领先地，在技术、材料、设备等方面拥有非常明显的优势，已基本打通氢燃料电池产业链。经过多年耕耘，日本已在氢能领域打造出一批“隐形冠军”，如东丽公司的碳纤维、川崎重工的液氢储运技术和装备等。
对日本来说，推广氢燃料电池汽车和家用燃料电池设备，一方面可将过往的投入在市场上变现、获取现金流，另一方面，也形成了“技术促产业、产业促市场、市场促技术”的良性循环。
美国模式的主要特点是，储备氢能技术，但大规模发展暂时搁置。
美国将氢能视为重要战略技术储备的工作思路一直没有改变。在近50年的时间里，尽管有起伏，但联邦政府将氢能视为重要战略技术储备的工作思路一直没有改变，美国依旧是氢能全产业链技术储备最为齐全的国家。从生产和储运来看，美国有Air Products、Praxair等世界先进的气体公司，并且有技术领先的质子膜纯水电解制氢公司，同时还掌握着液氢储气罐、储氢罐等核心技术。美国液氢产能占全球80%以上，液氢生产规模、液氢产量、价格方面都具有绝对优势。
页岩气革命是美国氢能发展战略被搁置的最主要原因。凭借具有经济、清洁、低碳优势的页岩气，美国已逐步实现能源独立和转型，而页岩气和氢能在应用端存在较多重合，对氢能形成了巨大的挤出效应。加州燃料电池合作伙伴组织（CaFCP）的数据显示，美国的氢燃料电池汽车市场已陷入停滞状态，在2019年甚至出现了12%的下滑，发展势头已被日韩、中国赶超。
澳大利亚模式的主要特点是，拓宽出口渠道，推动氢气贸易。
澳大利亚一直是全球最主要的资源出口国，同时资源出口也是其最重要的经济增长引擎。根据澳大利亚联邦矿产资源部发布的数据，2019年资源出口直接贡献了该国GDP增长的1/3 以上。
但澳大利亚传统能源出口煤炭、液化天然气、铁矿石“三大件”已现颓势。出于经济可持续发展考虑，澳大利亚政府急需找准新兴市场需求，拓宽出口渠道。
2019年11月，澳大利亚政府发布了《国家氢能战略》，将打造全球氢气供应基地作为澳大利亚发展氢能的重要战略目标。澳大利亚正积极推动与日、韩等国的氢气贸易，签订氢气供应协议，同时与相关企业开展联合技术创新，完善氢能供应链，扩大供应能力、降低成本。
值得一提的是，澳大利亚提出的低碳氢能，既包括可再生能源电解水制氢，也包括化石能源（尤其是煤炭）制氢（碳捕捉）与储运技术。虽然化石能源制氢备受争议，但正是在煤炭出口增长乏力背景下的现实选择。
他山之石可以攻玉。对我国而言，加快发展氢能产业，也有现实而迫切的意义。
梳理我国氢能发展的政策措施。2021年10月，《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》要求，统筹推进氢能“制储输用”全链条发展，推动加氢站建设，推进可再生能源制氢等低碳前沿技术攻关，加强氢能生产、储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用。《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》明确，加快氢能技术研发和示范应用，探索在工业、交通运输、建筑等领域规模化应用。“十四五”规划《纲要》提出，在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业。
2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》。其中，氢能的发展，被定位为可再生能源高效利用重要载体、抢占未来科技发展制高点重要抓手、推动工业低碳转型关键介质，对支撑实现碳达峰碳中和目标的重要意义。
第一个需要把握的定位就是可再生能源高效利用重要载体。
何为可再生能源高效利用重要载体？直白地说，就是可再生能源可以转化为氢能存储起来，需要用时再将氢能释放出来。
中国提出“中国力争于2030年前二氧化碳排放达到峰值、2060年前实现碳中和”。实现该目标必须推动可再生能源规模化发展。可再生能源的主要载体就是电和氢。
作为无碳工业原料，氢具有不可替代性。氢能的战略地位和经济合理性如何提升，专家普遍认为，这主要取决于氢能的大规模长周期能量储存能力，以及多元化终端利用需求。
简言之，就是一要能够低成本制氢，二要能长期存储氢，三要用掉氢。
关于成本，目前我国氢气生产主要依赖由煤、天然气、石油等化石燃料，占比将近70%，工业副产氢约占30%，电解水制氢占不到1%。
虽然可再生能源制氢在生产-储运-利用全链条上也存在能源转化效率问题，但随着可再生能源装机不断扩大，效率问题可转化为成本问题。在张家口可再生能源示范区，中国科学院院士欧阳明高率领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。他们得出结论：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。
关于储氢，国内目前主流的氢气储存方式有:高压气态储氢、低温液态储氢和化学储氢。高压气态储氢主要通过气氢拖车和氢气管道两种方式运输。目前国内普遍采用20MPa钢制高压长管拖车和瓶组，国际上已有45-55MPa的氢气瓶组进行运输。氢气储运成本会影响终端售氢成本，氢燃料消费价格低于30-40元/kg才能与燃油车竞争。液态储氢方面，国内应用基本仅限于航空航天领域，民用领域尚未得到规模推广。化学储氢方面，目前国内技术产业化极少，基本处于小规模实验阶段。国内氢储运企业主要有鸿达兴业、深冷股份、雪人股份、华昌化工等。
关于氢的使用，对照我国纯电动汽车从孕育到高质量发展的历程，我国燃料电池汽车产业比纯电动汽车产业发展滞后约10年，目前仍处于产品导入期，正在进入应用成本快速下降的成长期。
我国氢燃料电池汽车应用主要集中在物流、客车等商用车领域。根据《新能源汽车推广应用推荐车型目录》，我国进入新能源企业推广目录的氢燃料电池车总共超过40家。此外，重卡车将成为另一个应用推广方向。从地域来看,氢燃料电池车企分布比较广泛,其中华东地区密度最大。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，到2025年，中国燃料电池车辆保有量将达到5万辆，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年。
从量上讲，可再生能源制氢量是可以满足燃料电池车辆使用的；从品质上讲，可再生电力电解水制氢纯度很高，能够满足燃料电池对氢纯度的高要求，可以完全避免加氢站、储氢瓶和燃料电池受腐蚀或中毒等问题。
第二个需要把握的定位就是抢占未来科技发展制高点重要抓手。
氢能技术链条长、难点多，现有技术经济性还不能完全满足实用需求，亟须从氢能制备、储运、加注、燃料电池、氢储能系统等主要环节创新突破，重点突破“卡脖子”技术。
事实上，我国的氢能技术储备不足、产业根基不牢固，地区间差异非常明显，绝大多数地区都不具备将技术装备推向市场变现的能力和条件。
目前，我国在质子交换膜、碳纸、低铂催化剂、氢循环部件等方面核心技术尚未实现完全突破，仍需依赖进口。
这种情况下，要有序拓展终端应用市场。在氢能技术攻关上，我国应充分发挥新型举国体制优势，通过产业发展联盟、国家级创新平台等机制，依托产业链龙头企业打造攻关联合体，全面提升基础研究、前沿技术和原始创新能力，尽快突破关键核心技术，加快国产化进程。
第三个需要把握的定位就是推动工业低碳转型关键介质。
从氢的制备开始，要制备氢、储存氢、运输氢最后要分配氢、使用氢，整个这样一个全产业链的过程，需要我们的氢能源，各个领域都要有自己的支撑。而恰恰对我们中国来说，我们的基础工业，实体工业，特别是我们的制造业，在这方面恰恰是我们最强的地方。
因此，我们不仅需要充分发挥氢能清洁低碳特点，推动其在工业等用能终端和高耗能、高排放行业绿色低碳转型。同时，也要把握氢能战略性新兴产业的重点方向，是构建绿色低碳产业体系、打造产业转型升级的新增长点。
总的来说，通过风—光—氢—储—用一体化发展，氢能正逐步成为储能、交通用能转型、工业化石能源替代等重点领域创新应用的有力抓手。
随着国家级政策的不断出台，各地方也开始陆续出台相应政策支持氢能产业发展，据不完全统计，截至目前，13个省/市级“双碳”政策文件出炉，均涉及氢能。
一些地方把氢能产业作为重要的新动能培育，纷纷开展全产业链布局，缺乏对本地发展氢能产业比较优势的客观分析，呈现热情高涨、竞争加剧之势。
目前，地方逐步出台制定氢能产业规划、实施方案及指导意见，提出燃料电池、燃料电池汽车、加氢站等发展目标，正在积极推动本地氢能产业发展。
我国资源能源禀赋多样，对能源的选择及经济调控的回旋空间较大，各地区应切实从实际出发，从各自资源禀赋、产业基础、市场承载能力及地方财力等多方面系统谋划，理性布局，不能跟风盲从搞政绩工程。
通过对福建氢能产业发展的特点的分析，我们认为：福建氢能产业目前处于起步阶段，但工业副产氢资源丰富，培育建设了一批氢能领域创新平台，形成一批技术储备，福州、厦门先后获批纳入国家燃料电池汽车示范应用城市群，产业发展已具备一定基础。
福建提出的发展路径是：在氢气制备领域，充分利用福建工业副产氢存量以及产能，发展氢气提纯技术及氨储氢技术，同步提升绿氢产能。在氢气储运领域，着力发展高压气态储运氢、有机液态储运氢、固态储运氢等储运技术，积极研究管道输氢技术。在氢气加注领域，提高氢能基础设施整体国产化率，推进新建和扩建综合能源站等多种形式的加氢站建设。在氢能应用领域，以福州、厦门国家燃料电池汽车示范应用城市群等为核心，重点开展氢能在道路交通领域示范应用，再争取一批城市列入国家燃料电池汽车示范应用城市群。
可以看出，以初期以工业副产氢供应为主，以可再生能源电解水制氢和核电“谷电”制氢为辅。这是福建在氢气制备领域的发展路线。
福建的三年行动计划提出，充分利用福州市、泉州市、漳州市、南平市等地工业副产氢存量以及产能，发展氢气提纯技术及氨储氢技术，提高工业副产氢利用率和纯度，提升副产氢经济性，同时依托资源禀赋优势，同步推进风电、光伏等可再生能源电解水制氢和核电“谷电”制氢，大力提升绿氢产能。
目前，福建氢源供应渠道主要来自接近万亿元级的石化化工产业。恒申集团、天辰耀隆、万华集团、中景石化、久策气体等化工企业，产能位居全国前列，含有大量化工副产氢气。其中，恒申集团的合盛气体年产氢约10万吨，天辰耀隆年产氢约12万吨，福清中景石化年产氢8万吨。未来五年内，随着福能集团、中景石化二期、缘泰化工等项目投产，年产工业副产氢气规模将不少于30万吨。
其次，福建的风电、核电资源丰富，有能力开展电解制氢业务。使用低成本的风电和核电制氢，将会进一步降低氢气价格。
放在全国看福建，福建虽然有氢能产业发展的雄心，但本土加氢站建设却迟迟未启动，氢能车存量落后于沿海省份。本地的发电、石化、油气输配企业和氢冶金企业虽然具备制氢能力，但由于产业链不够完善，其产能难以有效发挥。
在推动氢能产业发展的过程中，福建应充分参考自身资源禀赋，借鉴他国经验，统筹推进氢能产业技术与市场、供应与需求的协调发展。
首先，政府要敢于作为，不仅在基础设施建设方面要敢于超前，在氢能应用领域也要大笔投入，成为氢能产业相关产品的购买方。
第二在技术领域要精准构建创新体系，在对福建研发优质进行研判后，通过揭榜挂帅和赛马机制等，对优势领域进行重点投入，争取要全国形成数个技术高地。
第三在行政审批上要敢于突破创新。如加氢站建设，福建加氢站的建设目前仍是一个空白领域。在行政审批上，到底由什么部门负责，如何理顺机制，借鉴天然气的审批模式对建设加氢站进行突破。
第四在要素支撑保障上。要加强财政对氢能科研及产业支持力度，用好用足企业研发费用分段补助、企业技术改造补助等创新激励政策。鼓励社会资本参与氢能基础设施建设和产业发展领域投资。在用地保障上，对于符合省级规划布局、带动力强的氢能重点项目用地纳入保障范围，统筹保障项目用地。
福建可再生能源资源丰富，海上风电、核电发展全国领先，发展可再生能源制氢潜力较大。如引入央企、国企及氢能头部企业，覆盖制氢、储氢、加氢、用氢等全产业链，大力推动资源整合、技术迭代、应用示范，健全氢能全产业链，构建特色产业集群，福建氢能产业的发展将助力福建省成为“双碳”的示范性省份，逐步成为多元化的能源输出大省。
本文所涉资料，均来自媒体公开报道，或有关政府部门公开信息。
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