近日，全球最大绿氢耦合煤化工项目——内蒙古鄂尔多斯市风光融合绿氢示范项目开工。该项目利用鄂尔多斯地区丰富的太阳能和风能资源发电直接制绿氢，年制绿氢3万吨、绿氧24万吨，将有力推动绿氢产业链发展，推进我国能源产业转型升级。近年来，我国对氢能应用场景的探索不断深入，氢能产业发展渐入良性通道。

产业政策和标准持续完善

为促进氢能产业规范有序高质量发展，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）》（以下简称《规划》）。《规划》明确了氢的能源属性，是未来国家能源体系的组成部分，充分发挥氢能清洁低碳特点，推动交通、工业等用能终端和高耗能、高排放行业绿色低碳转型。同时，明确氢能是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。

《规划》提出了氢能产业发展基本原则和氢能产业发展各阶段目标，明确到2025年，基本掌握核心技术和制造工艺，燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到10万~20万吨/年，实现二氧化碳减排100万~200万吨/年。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，有力支撑碳达峰目标实现。到2035年，形成氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。《规划》统筹谋划、整体布局氢能全产业链发展，是碳达峰碳中和“1+N”政策体系中的“N”之一，既是能源绿色低碳转型的重要抓手，也为碳达峰碳中和目标实现提供了有力支撑。

氢能产业标准也在持续完善。目前，我国已经发布氢能各环节相关国家标准80余项，行业标准约40项，全力推动氢能产业规范发展。

内蒙古自治区已将氢能作为能源品种管理，拓宽了氢能应用范围，部分地区还对氢能产业示范应用和产业化推广提供资金支持，并制定奖惩机制，降低氢能项目投资成本的同时，有力地保障了项目的可持续发展。在地方政策和推广补贴的支持下，长三角、珠三角、京津冀等地区已初步呈现出氢能产业的集群效应，而以内蒙古、宁夏等地为代表的西北部地区，充分利用风光资源禀赋优势，已具备布局风电、光伏电解水制氢的产业基础，一批氢能示范项目正在逐步落地投产。

“十四五”时期，在一系列政策支持下，氢能产业将迎来重大发展契机，能源、交通、工业等领域都将加快推进氢能示范应用和技术创新，助推各个行业通过氢能实现加速的降碳脱碳和转型升级。同时，协同风光等新能源大规模开发利用，我国将逐步构建起蓬勃发展、清洁低碳的氢能产业。

开发利用实现多项突破

在制氢方面，2022年9月，全球最大煤制氢变压吸附装置项目在陕西榆林正式投入运行，将有力助推我国煤炭清洁高效转化。煤制氢装置采用了自主研发的大型化变压吸附专利技术，以煤炭为原料，每年产氢总能力达35万吨。作为煤炭资源高效清洁利用的重要手段，该技术对我国能源安全、社会经济发展和生态环境改善意义重大。该项目攻克了大型煤制氢装置在工艺技术、设计制造等方面的难题，实现了对国外技术的替代和超越，不仅搭建了由煤炭向石油化工产品转化的桥梁，还有效实现了资源回收、污染治理和碳减排。

2022年11月，广东石化石油焦制氢联合装置顺利产出合格氢气，标志着全国首套100%石油焦制氢联合装置投产运行取得圆满成功。该装置年产氢气将达16亿标准立方米，年产燃料气将达31亿标准立方米。

在加氢站建设方面，2022年4月，由国家能源集团国华投资蒙西公司建设的重载铁路加氢站科研示范项目顺利完工，标志着我国首个重载铁路加氢科研示范站正式建成，具备加氢条件。该项目位于内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗境内新朔铁路海勒斯壕南站，该站将为国内首台大功率氢能源动力调车机车和国内首台以“氢燃料电池+锂电动力电池”为动力的“零排放”接触网作业车提供氢能供应。

在氢电耦合应用方面，2022年5月，浙江宁波慈溪氢电耦合直流微网示范工程开工，该示范工程是国家电网公司首个氢能相关的国家重点研发计划配套项目。项目投运后，每日可满足慈溪滨海经济开发区10辆氢能燃料电池大巴加氢和50辆纯电动汽车直流快充需求。

此外，制氢加氢一体站建设也在积极推进。2022年7月，国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站在安徽六安投运，标志着我国首次实现兆瓦级制氢—储氢—氢能发电的全链条技术贯通。该项目是国内首次对具有全自主知识产权“制、储、发”氢能技术的全面验证和工程应用。示范站采用先进的质子交换膜水电解制氢技术，额定装机容量1兆瓦，年制氢可达70余万标准立方米、氢发电73万千瓦时，对于推动氢能研究应用、服务新型电力系统建设具有重要的示范引领作用。所制氢气可在氢燃料电池车、氢能炼钢、绿氢化工等领域广泛应用，氢能发电可用于区域电网调峰需求。

2022年8月，全国首座“氨现场制氢加氢一体站”示范项目启动仪式在福建省福州市长乐区举行，这也是“氨制氢加氢”这一国际领先技术首次走出实验室，投入商业应用。此项目的实践与突破，可显著降低氢气的储运成本、用氢成本并提高安全性，同时解决加氢站储氢用氢面临的瓶颈问题，为交通领域燃料电池汽车的商业化推广提供了一条重要的技术途径。此外，因其整套制氢装置具有占地面积较小、运输方便等特点，为今后“以油育氢、以氢增油”的油氢合建模式提供了一条重要路径。

供需两端将发生结构性调整

从供给来看，我国已是世界上最大制氢国，氢气年产量约3300万吨。其中，煤和天然气制氢占比约78%，是成本较低且技术成熟的制氢方式，但存在碳排放量高、气体杂质多的缺点，在“双碳”背景下增长空间受限，现有产能亟待清洁替代。工业副产氢约占21%，主要利用氯碱化工和炼焦等行业的尾气提纯制氢，具有一定成本优势。目前我国可再生能源电解水制氢行业刚刚起步，受制于技术经济性，整体占比不到1%，但其脱碳性能决定了未来将成为氢能产业发展主体。

从终端消费来看，我国氢气主要应用于工业领域，如石油炼制、石化产品生产、化肥制造、新型合成燃料工业等，其中耗氢量最大的是合成氨，其次是合成甲醇。目前氢能在交通领域的消费占比仍较低，年用量不到2万吨。自国家正式将“氢能与燃料电池”作为能源科技战略创新方向以来，氢燃料电池汽车领域逐渐成为氢能产业应用的热点领域，“十四五”期间，各地规划氢燃料电池电堆的总产能已高达300万千瓦，规划的燃料电池汽车总产能超过10万辆。同样逐渐火热的还有建筑领域，基于氢燃料电池的固定式UPS电源以及冷热电联供能源系统正在加速发展。

除此之外，因为氢具有长周期储能特性，对可再生能源规模化利用具有重要意义，氢能将在新型电力系统中起到重要作用。