据储能界了解到，8月11日，中共中央、国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》（以下简称《意见》）。《意见》共明确10项重点任务，氢能多次被“点名”提及。
例如，在稳妥推进能源绿色低碳转型方面，《意见》要求“推进氢能‘制储输用’全链条发展”；在推进交通运输绿色转型方面，《意见》要求“完善充（换）电站、加氢（醇）站、岸电等基础设施网络”；在完善绿色转型政策体系方面，《意见》要求“完善可再生能源标准体系和工业绿色低碳标准体系，建立健全氢能‘制储输用’标准”。可以窥见，氢能已成为我国加快经济社会发展全面绿色转型的重要抓手。
不止国内，放眼全球，“氢能作为一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次‘新质’能源，正加快释放生产力，逐步成为助推全球经济绿色低碳转型和高质量可持续发展的重要引擎。”7月25日，“2024氢能专精特新创业大赛决赛暨氢能专精特新产业大会”在鄂尔多斯召开，国家能源局科技司能效与储能处相关负责人在会上致辞称。
当下氢能“制储输用”全链条发展形势怎样？未来又该如何“氢”力推进？记者从大会中一探究竟。
政策引导体制机制创新
加速探索体制机制创新，是推动氢能产业发展的关键一环。
大会上，由国家能源局科技司会同北京国氢中联氢能科技研究院联合行业相关机构和专家共同编制的《中国氢能发展报告（2023）》（以下简称《报告》）发布。《报告》称，截至2023年底，国家层面已发布氢能专项政策3项，28个省（区、市）出台省级氢能产业发展规划或指导意见等，各地方政府公开发布氢能专项政策超400项，对项目投资、多元化应用等进行支持，加速破解行业痛点难点问题。
例如，大连、鄂尔多斯等地着力推动可再生能源制氢和基础设施建设；吉林、河北明确可再生能源制氢项目和制氢加氢一体站不需在化工园区内建设；新疆对纳入示范区的风光氢制用一体化项目，结合实际优先配置上网风光资源，具体电量根据制氢转化效率及制氢成本进行动态调整，克拉玛依推出对可再生能源制氢及氢基产品生产端支持政策；内蒙古明确新能源项目投产时间需与制氢负荷、储能设施同步，且与制氢负荷项目运行周期匹配。
记者注意到，内蒙古正在氢能赛道上全力冲刺。“内蒙古氢能产业潜力巨大，前景广阔。”内蒙古自治区能源局党组成员、副局长胡成东围绕三方面进行了阐述。一是科学谋划健全政策体系，将发展氢能产业作为助力内蒙古产业转型升级和能源结构调整的重要引擎进行重点培育，出台系列支持政策，破解产业发展难题，在保障安全发展的基础上释放产业发展潜力，推动氢能产业蓄能城市；二是统筹资源、聚力储能方向，大力布局风光氢能一体化项目，积极推进氢能基础设施建设，着力在可再生能源规模化制氢、大规模低成本氢能储运、氢能多元应用等领域谋求率先突破，加速生产力转化进程；三是实验示范取得了良好的成效，建成了全国首个万吨级风光氢能项目，相继打通了燃料电池汽车和绿氢制绿氨应用场景，氢能基础设施建设有序推进。
在此背景下，鄂尔多斯更是一骑绝尘。鄂尔多斯市副市长邬建勋表示，鄂尔多斯作为国家重要能源基地，特别是国家重点打造的“沙戈荒”风电光伏基地、国家现代煤化工产业示范区和氢燃料电池汽车示范应用上海城市群重要组成部分，坚持把发展氢能产业作为加快推动能源转型、产业转型的重要举措和突破口。
接下来，鄂尔多斯继续在“制储输用”等领域加码布局。邬建勋表示，鄂尔多斯将聚焦构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，推动制氢降本增效，全力打造全国氢能技术创新策源地和氢能供给示范区；聚焦构建制储运用加一体化的氢能产业体系，全力打造全链条氢能产业集群；聚焦构建多领域、多场景应用的氢能消纳体系，全力打造全国氢能综合利用样板。
氢能产销价格稳中有降
价格，始终是行业关注的焦点。业内专家在解读《报告》时称，从全球氢能市场看，氢能价格持续下降。
根据《报告》，2023年上半年，美国重点地区电解水制氢（质子交换膜）价格呈震荡下降趋势，下半年出现回涨并小幅波动，全年均价约5.5美元/千克，同比下降约20%。欧洲重点地区电解水制氢平均约8欧元/千克，同比下降约10%。
补贴政策的出台，进一步提升了清洁低碳氢能的成本竞争力。例如，美国《通胀削减法案》的氢税收抵免承诺，只要达到预先设定的排放阈值，每千克清洁氢最高可获得3美元补贴，为期10年；欧洲氢能银行计划给予可再生能源制氢拍卖中标者最高固定补贴4.5欧元/千克。
顺应大势，国内氢能产销价格稳中有降。
《报告》显示，随着交通、发电等领域氢能应用持续拓展，高纯氢成为我国氢气市场交易重要品种。
“2023年，氢能技术加速创新，规模化项目持续落地，全国高纯氢平均价格小幅降低。”《报告》指出，生产侧价格为34元/千克，较去年下降约1.5元/千克；消费侧价格为58元/千克，下降约1.3元/千克。
在此过程中，清洁供给体系逐步完善。
截至2023年底，我国各地规划可再生能源制氢项目超380个，其中建成运营项目约60个，累计可再生能源制氢产能超7万吨/年。2023年新增投产项目约20个，产能超2.2万吨/年。可再生能源制氢项目在西北、华北、东北等资源优势地区已率先实现化石能源制氢替代应用，已建和在建可再生能源制氢一体化项目产能超90万吨。工业副产氢提纯项目在广东、河北、山东等省（区、市）加快落地，推动工业副产氢就近消纳，降低氢能供给成本。
中国科学院院士、中国氢能联盟战略指导委员会委员、厦门大学教授郑南峰指出，发展可再生能源是保障我国能源安全的重要战略，随着可再生能源大规模高比例发展，利用可再生能源直接电解水制氢（绿电可离网制氢）不仅可促进可再生能源的大规模利用，还可大幅降低绿氢成本、实现绿氢制备全生命周期零碳足迹，对我国发展绿色化工意义重大。
此外，在供需方面，规模保持平稳。截至2023年底，全国氢气产能超4900万吨/年，同比增长约2.3%；产量超3500万吨，同比增长约2.3%，主要作为合成氨、甲醇以及炼化等工业过程中的中间原料。
另据《报告》透露，2023年氢能产业集聚效应趋势凸显。西北、华东、华北等传统重工业地区是氢气主要生产和消费地，产量分别超1100万吨、1000万吨和500万吨，合计占全国总产量超70%。
增强全流程氢能质量保障
2023年，国家标准化委员会等六部门联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，氢能领域国家标准已发布110余项，氢能领域标准化工作顶层设计和标准体系逐步完善。
不过，标准的落地仍充满挑战。“加氢站建设是氢能在交通运输领域应用的必要基础设施，截至2024年6月，我国已经建成加氢站超500座。”中国氢能联盟副秘书长、同济大学教授、国家燃料电池汽车及动力系统工程技术研究中心副主任马天才指出，由于气源来源复杂，且“制储输用”全链条供应商不一致，经过多次物理空间转移，氢气产品存在被二次污染的风险。
如何应对标准执行不统一所带来的弊端？
马天才认为，氢气品质检测是确保氢能应用安全高效的核心环节。氢气品质的优劣直接影响氢燃料电池的使用性能和寿命，高品质氢气能显著提高转化效率和设备使用寿命，从而降低整体运营成本，提升产业链的整体经济效益。通过氢气品质检测分析可确定氢气中有害杂质浓度，从而有效避免因氢气品质不合格引发的安全风险。
为加快推动氢能在交通领域高质量发展，“氢能质量万里行”行动在大会上正式启动。该活动由中国氢能联盟联合中国测试技术研究院、上海市计量测试技术研究院、中国汽车技术研究中心有限公司等单位共同策划开展，依托中国氢能联盟研究院研发的国内首台零碳氢气品质移动检测车作为专用检测车辆，通过对五大燃料电池汽车示范应用城市群的加氢站开展站内氢气品质分析检测，推进标准应用落地，提升全生命周期氢能质量，以生态建设引领行业前进。
马天才介绍，行动分为四个阶段，跨越约23省。一期聚焦上海、京津冀和河北三大城市示范群，将于2024年8月从上海出发，由华东区一路向北，途经山东、北京等地，最终到达宁夏，共计跨越6个省级行政区约2400千米路程；二期从陕西出发，由西北中部一路南下；三期从上海出发，由华东到中部内陆；四期从广东出发，由华南出发一路向北。
据悉，氢气品质移动检测车填补了全球在氢气品质移动、快速检测领域的技术装备空白，部分指标达到国际先进水平。该车已在上海同汇路综合服务站进行了首次同步加注在线检测服务，实现了加氢站现场全项氢气杂质检测；今年5月，该车在国家能源集团国华投资（氢能公司）蒙西分公司承建的重载铁路加氢科研示范站，完成了全生命周期的氢气品质在线检测，并在赤城风氢储多能互补示范项目、高压氢气长管拖车运输和万全油氢电综合能源站完成了交通用氢从制备、运输到加注全流程在线24小时不间断氢气品质检测。
值得一提的是，为实现氢能行业一站式全链条分析检测，中国氢能联盟研究院采用“移动+平台+服务”多元融合模式，同时研发的一体化移动式燃料电池用氢质量分析仪入选国家能源局第三批能源领域首台（套）重大技术装备（项目）名单，是全球首台满足ISO 14687-2019和GB/T 37244-2018中13项杂质的氢气品质移动快速检测系统。
自主研发水平显著提升
回顾2023年，《报告》认为“制储输用”全产业链关键技术和装备呈现快速发展态势，持续迭代升级。
制氢方面，20兆瓦方形常压碱性电解槽模块实现应用；质子交换膜电解水设备单台突破2.5兆瓦；兆瓦级固体氧化物电解槽在美国、荷兰等地成功应用；阴离子交换膜电解槽在日本应用于加氢站内制氢。储运方面，奥地利启动全球首个地下储氢试点项目，计划储存120万立方米氢气。应用方面，1万千瓦级纯氢工业燃气轮机在法国维埃纳河畔塞拉特纸包装厂成功运营；韩国实现8万千瓦燃气轮机掺氢比例从60%提高到100%；日本利用并网燃气轮机完成30%氢气混燃试验；德国实施1.65万千瓦燃气轮机25%掺氢测试。
聚焦国内，围绕氢能高质量发展重大需求，我国持续加强基础研究、关键技术和颠覆性技术创新，推动构建协同高效的创新体系。
制氢方面，单槽10兆瓦碱性电解槽完成示范项目招标，15兆瓦碱性电解槽研发成功；兆瓦级质子交换膜电解槽产品下线并得到工程验证；固体氧化物、阴离子交换膜电解槽实现小批量应用；海上风电海水直接电解制氢技术完成中试。
储运方面，镁基固态储运氢车实现下线交付，单次可运氢超1吨；中国首次非金属管道纯氢高压测试和爆破试验，掺氢天然气管道泄放燃爆试验成功实施；中国首套使用连续型正仲氢转化换热器的氢液化系统成功开车；首辆民用液氢槽车下线。
多元化应用方面，燃料电池系统和电堆功率稳步提升，主流产品分别达到150千瓦和200千瓦水平；中国首个大F重型在运燃机掺氢技术完成自主升级及示范验证，掺氢比例达到7%；兆瓦级纯氢燃气轮机开展研制及应用验证；氢冶金电熔炼工艺与焦炉煤气零重整竖炉直接还原两项氢冶金技术实现工程验证。
创新支撑方面，推动国家能源研发创新平台、全国氢能信息平台等建设，开展能源领域国家重点研发计划、首台（套）重大技术装备评定和示范应用等工作部署。
“尽管我国在多条电解水技术方面已具备一定领先优势，但目前尚未有可支撑大规模离网及适应波动的电解水制氢技术。”郑南峰坦言。
对此，郑南峰认为亟须开发可适用于离网的混联制氢技术，通过从基础研究的角度开展高性能低成本催化剂、长寿命电极、复合隔膜等核心材料内部演化机制的研究，攻克波动性绿电到绿氢系统关键核心技术，支撑绿电可离网混联制氢规模化生产，助力我国在氢能领域的持续性引领。
四个“强化”勾勒发展路径
展望2024年我国氢能产业，《报告》用四个“强化”勾勒出发展路径。
强化政策引领，推动产业健康有序发展。各地统筹氢能供应能力、产业基础和市场空间，合理布局氢能制备、储运、加注、应用等产业链项目，有序推进产业发展；根据产业发展实际需求，制定完善氢能基础设施管理办法；鼓励产学研用各方参与氢能基础与安全、制备、储运、加注、应用全链条标准研制；支持龙头企业、行业机构针对各环节的新技术、新工艺、新方法，布局研制一批关键技术标准，推进产业化市场化应用。
强化基础研究，提升关键核心技术水平。面向氢能产业发展需求，积极支持龙头企业联合有实力的科研机构组建创新联合体，组织实施关键核心技术攻关项目和国家重大攻关任务。电解槽产品持续迭代，向大容量、长寿命、低能耗等方向演进；高温气冷堆制氢技术基础研究持续推进。高压气态储运效率持续提高，固态、液态、有机液体等储运技术开展工程验证。长距离、大规模纯氢管道输运技术研究积极有序开展，在确保安全性和适用性的前提下，研究论证掺氢在城燃领域试点应用。燃料电池稳定性、耐久性持续提升，燃气轮机完成更高比例掺氢验证。
强化示范推广，有序推动多元化产业化。各地有序推进清洁低碳氢能在工业、交通、发电等领域应用，持续引领产业链供应链降本。可再生能源制氢示范项目陆续投运，清洁低碳氢能供给能力进一步提升。氢能供给、消纳相结合的风光制氢一体化项目持续推进。工业领域炼化、合成氨、甲醇等领域可再生能源制氢替代应用规模不断扩大。交通领域继续呈现多元化发展趋势，燃料电池在重载交通、长途物流和无人机等领域应用规模持续增长。发电领域燃料电池分布式热电联供、纯氢（掺氢）燃气轮机等项目有序布局，氢能发挥调节周期长、储能容量大的优势，逐步拓展到可再生能源消纳、电网调峰等应用场景。
强化合作交流，赋能产业链高质量发展。氢能科学和技术国际联合研发进一步加强，推动氢能全产业链核心技术、材料装备和国际项目创新合作。中国技术和产业龙头积极拓展国际市场，提升中国氢能产业的国际竞争力。探索构建氢能绿色价值实现机制，推动清洁低碳氢能标准制定、碳减排效应核算。以国际项目示范为抓手，推动在氢能装备、清洁低碳氢能贸易与产品碳足迹等方面标准规则互认和认证体系互联互通。
“传统能源逐步退出，必须建立在新能源安全可靠的替代基础上。要加快建设新型能源体系，注重传统能源与新能源多能互补、深度融合。”中国工程院院士、中国氢能联盟战略指导委员会委员彭苏萍指出，氢能是21世纪极具发展前景的二次能源，燃料电池是21世纪的能源革命性技术，未来10—20年将是我国氢能源与燃料电池产业发展的重要机遇期，需紧密联系我国能源发展实际，从战略、政策、技术、资金、国际合作等方面积极谋划，通过改革创新破解发展难题，助力实现氢能源与燃料电池高质量发展。
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