

全球视野下的氢能战略及企业行动

CETS中瑞科技

2024-08-15

导读：中瑞科技总经理李涛及常务副总经理常金龙于近日受《施工企业管理》杂志社邀请，围绕“新能源基础设施建设—机遇与挑战”主题撰写“全球视野下的氢能战略及企业行动”专题文章。

中瑞科技总经理李涛及常务副总经理常金龙于近日受《施工企业管理》杂志社邀请，围绕“新能源基础设施建设—机遇与挑战”主题撰写“全球视野下的氢能战略及企业行动”专题文章。文章全文如下：

氢能产业前景广阔，工程服务企业在氢能基础设施建设领域，应把握机遇，迎接挑战，探索市场开拓、建立国际合作长效机制、聚焦技术创新和成果转化、探索土地综合利用模式、建立健全环保监管机制、强化风险管理应对措施，加速氢能时代进程，助力构建绿色低碳能源体系。

全球氢能战略要点

全球各主要发达国家和地区通过各自的氢能发展战略，在政策指导、技术创新、财政支持等方面积极推动氢能产业的发展。

欧盟：绿色协议与“Fit for 55”计划。欧盟通过《欧洲绿色协议》和《欧洲气候法》，计划到2030年年产绿氢1000万吨，并通过“氢能银行”计划拨款2500亿欧元支持工业发展，同时每年进口1000万吨绿氢。欧盟还制定了详细的氢能行动计划，如欧洲2×40吉瓦绿氢行动计划，预期到2030年氢的使用量较2015年翻一番以上，计划投资30亿欧元建立“未来氢能市场”，确保到2050年实现碳中和。

美国：国家清洁氢能战略和路线图。2023 年6月，美国发布《国家清洁氢能战略和路线图》，聚焦清洁氢的生产、处理、交付、存储和应用，到2030年每年生产1000万吨清洁氢。同年10月，美国宣布投资70亿美元，在全美建设7个“清洁氢能中心”，主要包括可再生能源制绿氢、天然气制蓝氢及核电制氢等。美国还通过《通货膨胀法案》提供长达10年的生产税和投资税补贴，以促进氢能产业的成长。

其他国家与地区的氢能战略。日韩：2023 年日本修订了《氢能基本战略》，计划到2040年氢气供应量达1200万吨，提升至当前的6倍，并计划投资15万亿日元（约合7730亿元人民币）推进完善氢能供应链。韩国2019年发布《氢能经济路线图》，计划到2040年拥有620万辆氢燃料电池汽车，660座加氢站，以及在2030年之前将氢燃料电池发电容量提升至15吉瓦。

中东：在全球能源转型影响下，该地区各国开始陆续提出低碳氢的目标，如沙特提出引领全球氢气出口；阿联酋目标是到2031年实现140万吨低碳氢产量；而阿曼预计到2030年实现年产100万吨绿色氢，到2050年达到800万吨。

中国：氢能产业发展中长期规划与地方政策。中国发布的《氢能产业发展中长期规划（2021年～2035年）》明确到2025年氢燃料电池汽车保有量达到5万辆、可再生能源制氢规模达到10～20万吨。此外，2024年版《绿色低碳转型产业指导目录》扩大了氢能基础设施范围，涵盖“制储输用”全链条装备制造与建设运营。在实际发展中，氢能已被30多个省市纳入“十四五”发展规划，北京、河北、四川、内蒙古等地出台了详细的氢能产业发展实施方案。北京市明确到2025年前，实现京津冀区域氢能产业链产业规模突破1000亿元；河北省也允许在非化工园区建设制氢加氢一体站；四川省充分利用其丰富的水电资源，致力于发展绿氢产业；内蒙古自治区则提出到2025 年建成60座加氢站，氢能产业总产值达1000 亿元，并打造10个以上氢能应用示范项目。

中国氢能基础设施建设现状

氢气生产设施：电解槽装机量和产能提升。目前，大型电解槽是生产可再生氢（绿氢）的主要形式之一。2023年，国内多个兆瓦级绿氢示范项目投产投运，电解槽装机量高速增长。截至2023年上半年，中国电解槽名义总产能超过14吉瓦。大标方单槽成为趋势，2023年隆基绿能刷新最大单体碱性电解水制氢产氢量，达到3000标准立方米/小时。尽管大力推进建设大型电解槽项目，但“绿氢” 成本仍高于化石燃料制氢，从长远来看，如何降本增效是规模化推广的一大难题。

氢气储存设施：氢储运技术和系统亟待突破。截至2022年，我国高压气态路线占总储运方案比例约98%，其中长管拖车方案占比超过90%。高压气态储氢已经进入商业应用阶段，但受制于储氢密度低和安全性能低，运输效率较低，且通常需要大型储氢设施来满足需求。液态储氢具有高储氢密度和高安全性等优势，相比美、日等发达国家液氢大规模普及的情况，国内技术尚不成熟，仅实现10吨/天的氢液化规模，亟须升级成套装备、氢液化系统和液氢储运系统。此外，有机液态储氢和固体材料储氢则处于发展初期。

氢气运输网络：输氢管道建设尚处起步期。中国正在逐步建立氢气运输网络，以长管拖车为主流，氢能管道正加快布局。中国目前已建成金陵-扬子、巴陵-长岭和济源-洛阳等氢气输送管线。大规模的纯氢管道正处于示范项目建设初期，2023年4月，中国石化从内蒙古到北京的“西氢东送”示范工程，全长400多公里。2024年7月，康保至曹妃甸的氢气管道工程开始启动勘察设计，全长972.7 公里，设计压力7.1兆帕，年输量可达130万吨，是目前世界最大口径和输量的绿氢管道。

氢能应用终端设施：场景应用不断拓宽。截至2024年6月底，中国已建成426座加氢站，服务于各种类型的氢能源车辆。截至2023年末，国内氢燃料电池汽车累计保有量突破1.8万辆，成为全球最大的氢燃料电池商用车应用市场。多地已经开通了氢能公交示范线路，例如深圳首条氢能公交示范线已正式开通，加氢 20分钟可续航650公里。分布式热电联供设施正在逐步推广，全国首个氢能进万家智慧能源示范社区项目在佛山落地。在港口领域，青岛港启动了全国首个全场景氢能港口建设，构建了氢气供应体系、高效加氢体系和用氢安全管控体系。

氢能基础设施建设面临的挑战

制氢成本高昂，制约绿氢规模生产。可再生能源法发电电解水制氢，其成本受到电力成本和设备成本的影响，其中电力成本占 60%～70%。当电价格为0.4元/千瓦时的时候，在现有条件下碱性电解水制氢成本为29.9 元/千克，PEM电解水制氢成本约40元/千克，而煤制氢的成本在10～15元/千克，制约了绿氢大规模生产应用。随着可再生能源电价大幅降低、制取技术突破及装备成本下降，未来电解水制氢经济性将大幅提升。

储运技术瓶颈，限制跨地域推广。国内氢储运技术面临能效与安全的技术瓶颈。我国普遍使用的20兆帕长管拖车运量仅在200～300 千克，经济运输半径在200千米以内，同时由于储氢罐安全设计，带来材料成本较高的问题。如果氢瓶的压力提高到50兆帕，单车运氢可接近1吨，运输成本将大幅下降。相比之下，液氢储运技术具有长距离运输成本与能耗优势，且更安全，但当前在国内的应用局限于航空领域，且受制于液氢储运技术，未得到规模推广。因此，需加快液氢装备制造、车载储氢系统、液氢罐车、液氢加氢站等设施建设。

输用设施建设滞后，规划发展支撑不足。加氢站是氢燃料电池商业化的重要基础设施，其建设和运营成本较高。各地用氢市场规模、氢源供应和加氢站类型不一，导致商业模式还未成形。同时，技术和政策因素带来用地性质等问题。此外，目前我国的氢气输送管道总里程仅约400公里，与实现氢气大规模输送需求不符。与天然气和油气管道规模相比，氢气输送设施建设不足，且管道建设主要依赖于中石化等国有企业，缺乏跨区域的顶层设计和区域规划。

法规与标准缺失，影响氢能贸易国际化。截至2022年10月，市场监管总局已批准发布氢能领域国家标准共计101项，其中9项涉及氢安全方面，占比较低，此外，氢能基础设施建设过程中可能产生噪声污染、废弃物排放等问题，氢能安全风险和环保监管机制尚不健全。当前氢能产业的技术标准和政策规范尚未全面覆盖，主要问题在于缺乏统一的管理机制和跨部门协调，导致机制不健全，与国际标准对接存在一定差距，阻碍了氢能产业的国际化进程。

工程服务企业的应对策略

推动氢能产业国际合作。探索建立国际合作长效机制，积极探索国际氢能贸易，谋划与欧美、日韩等氢能强国合作交流。加强法规与标准的建设，实现与国际标准的对接和统一管理。推动氢能技术装备和工程服务“走出去”，推动科技、政策、学术、企业、金融与全球供应链对接。

促进技术创新和成果转化。在氢能制取环节，探索低成本电力供应如光伏和风电，提高电解水技术效率，推进核心零部件以及关键装备研发制造，加快国产自主化装备推广应用，以降低成本。在氢能储运环节，加强氢瓶、加氢站技术创新，突破更高压力技术和材料成本制约；加快液态氢能技术的研发，如液态储氢加氢示范系统及其关键设备研制技术。在氢能输送环节，推动纯氢管道和天然气管道掺氢输送技术攻关和示范，参与政府顶层设计和区域规划。面向全国开展氢能产业合作，推广应用氢能技术产品，创建一批氢能知名品牌。

探索土地综合利用模式。进一步优化加氢站布局，探索复合利用模式。例如，通过依法依规利用现有的加油加气站场地设施进行改扩建，建设加氢站；探索在加氢站内实现制氢、储氢和加氢的一体化；通过结合风能和光伏发电与氢能储存和应用，形成一体化的能源系统。

建立健全环保监管机制。通过采用低噪声设备、优化施工工艺、加强废弃物处理等方式，降低施工和运营过程中的环境影响。例如，储氢设施严格按照工艺、材料和安全标准设计建造，严格设置防护措施。完善运输系统应急预案，减少运输过程中泄漏、火灾、爆炸等事故对环境的影响。

强化风险管理应对措施。强化氢能全产业链重大安全风险的预防和管控，提升全过程安全管理水平，确保氢能利用安全可控。企业需根据自身业务模式，构建符合氢能行业特征的合规风险管理体系，如HAZOP（危险与可操作性研究）风险分析法、事故风险评估、安全检测与监测预警系统等。加强氢安全相关技术创新，加大技术人员培训力度，提升产品质量检测水平，提高氢能安全管理能力。