2022年，为推动建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，我国正式发布了《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，明确了氢能在我国能源转型中的战略定位和重要作用。燃料电池汽车作为氢能应用的重要领域，是氢能产业实现大规模应用的突破口，目前我国已经启动了燃料电池汽车示范工作，加快推动氢能和燃料电池汽车产业发展。中央企业作为中国特色社会主义经济发展的“顶梁柱”，应主动服务和支撑国家重大战略、履行社会责任，坚决维护国家能源安全，加大氢能和燃料电池汽车产业投入力度，推动我国经济社会发展全面绿色转型，在构建新发展格局中展现国资央企担当。
巅峰氢储重点分析我国氢能和燃料电池汽车产业发展情况和中央企业布局情况，客观总结产业发展面临的关键问题，并对中央企业发展氢能和燃料电池汽车产业提出相关建议。我国高度重视氢能和燃料电池汽车产业发展。2020年9月，我国发布了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，将对燃料电池汽车的购置补贴调整为示范应用支持政策。2021年8月和12月，我国分两批先后批复了京津冀、上海、广东城市群，以及河南、河北城市群启动示范工作。2022年3月，我国发布了《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，对氢能产业发展进行了系统部署。经过近几年的示范推广，我国氢能及燃料电池汽车开始呈现加速发展态势，相比示范启动前，核心技术创新取得明显突破，市场与产业规模逐渐扩大，氢能体系、政策环境等也在加速建设。在氢能和燃料电池汽车产业发展过程中，越来越多的中央企业开始入局并持续发力，对巩固和引领我国氢能产业发展起到了重要推动作用。依托示范，行业企业加快技术研发和产业化攻关，基本实现了燃料电池系统、电堆、膜电极、双极板、质子交换膜、催化剂、空气压缩机、氢气循环系统等核心技术的自主化突破。以国家电投、东方电气集团、航天科技等为代表的中央企业，已围绕燃料电池关键材料和部件形成了自主研发生产能力，初步打破了国外技术垄断，关键技术国产化也直接推动了燃料电池成本大幅下降。截至2023年11月，我国燃料电池汽车累计销售18984辆，已成为全球第二大燃料电池汽车市场。燃料电池汽车应用场景持续丰富，基本覆盖了城市物流、城市公交、渣土运输、环卫、长途运输、矿场运输等多元化应用场景。其中，中国一汽、东风公司、长安汽车等中央企业积极响应政策号召，深入参与示范工作，并联合产业链上下游企业共同探索挖掘燃料电池汽车潜在应用场景。目前我国已累计建成加氢站超过420座，加氢站数量位居全球首位，初步构建了涵盖制备、储运、加注等较为完善的氢能供给体系。中国石化、中国石油、中国海油、中国三峡集团等中央企业在氢能基础设施领域持续发力，中国石化积极推动加氢站建设，并启动了我国首个纯氢长输管道项目“西氢东送”输氢管道示范工程，旨在替代京津冀地区现有的化石能源制氢及交通用氢。在能源结构转型大背景下，为实现碳达峰碳中和战略目标，中央企业纷纷布局氢能产业链，逐步形成了上游制氢、中游储氢、下游用氢的发展格局。据巅峰统计，国务院国资委监管的97家央企中已开展氢能相关业务或布局的达到45家，占央企总数的46%，涉及业务涵盖氢气制取、装备制造、基础设施、燃料电池等，以及工程建设、检测认证、金融服务等全产业链各个环节，已成为我国氢能产业发展的重要力量之一。在上游产业链，传统能源企业是碳排放大户，面临较大的低碳转型压力，一方面需要持续改进生产工艺，降低生产碳排放，另一方面也需要发展和应用低碳清洁能源。目前，以中国石化、中国石油、中国海油、中国三峡集团、国家能源集团等为代表的企业，正积极布局氢能供给体系，推动加氢站建设。其中，中国石化是国内能源巨头，上下游产业配套完善，具有制氢能力、网络渠道、终端应用、资金实力等多方面优势，已经对氢能产业进行了系统布局，既有廉价的氢气来源，也可以依托遍布全国的加油站网络建设油氢合建站，是我国发展氢能产业中央企业中的典型代表。 在中游产业链，以国家电投、东方电气集团等为代表的中央企业，积极布局关键零部件研发生产。国家电投已实现催化剂、碳纸、质子交换膜、膜电极、双极板、电堆、系统集成与控制等关键核心技术自主化，“氢腾”品牌燃料电池已实现批量生产和示范应用。东方电气集团掌握了膜电极、电堆、系统等关键核心技术，形成了氢能制、储、加、用全产业链整体解决方案的供应能力，并在成都市打造了东方氢能产业园区。在下游产业链，以中国一汽、东风公司、长安汽车等为代表的中央企业，积极布局燃料电池汽车整车研发生产。2023年1—11月，中国一汽和东风公司分别销售燃料电池汽车225辆和247辆，大部分为燃料电池汽车商用车。值得注意的是，中国一汽和东风公司也在加大燃料电池乘用车推广力度，其中红旗H5、东风氢舟等燃料电池乘用车品牌已经开展小批量上路示范运行。长安汽车近年来也加大燃料电池汽车布局力度，其深蓝SL03于2022年正式上市，共推出了纯电版、增程版、氢燃料电池版3种不同动力版本车型，其中氢燃料电池版续航里程为700公里。近年来，我国氢能和燃料电池汽车产业取得了积极进展，但总体尚处于试点示范、市场起步阶段，应用场景还不丰富，仍面临核心技术不够先进、氢能体系不够完善、政策体系不够健全等问题，燃料电池汽车经济性和传统燃油车尚不具备竞争优势。我国在燃料电池汽车整车经济性、耐久性、环境适应性以及燃料电池寿命、可靠性、低温适应性等方面，与国外先进水平还有一定差距，质子交换膜、催化剂、碳纸等产业基础仍相对薄弱，产品一致性、可靠性和耐久性还需进一步验证和提升。此外，70兆帕碳纤维缠绕塑料内胆气瓶（Ⅳ型瓶）、大容量氢气压缩机、70兆帕加氢枪、管阀件等相比国外先进水平还存在明显差距。目前燃料电池汽车还普遍面临“加氢焦虑”，加氢不方便、用氢成本高等问题依然凸显。氢气制备储运、加氢站建设运营成本仍较高，氢气终端售价也普遍较高，部分城市群氢气价格仍高于60元/公斤（不含补贴），且加氢站普遍处于亏损状态。此外，大部分地方仍将氢能作为危化品而非能源管理，加氢站建设仍面临用地及建设审批主管部门不明确等难题，部分已经建成的加氢站由于手续不全等问题难以实现对外运营。目前燃料电池汽车还是以短途运输为主，且运行范围主要集中在示范城市内部，受基础设施和氢能供给等限制，跨区域、长途运营还处于发展初期，燃料电池汽车中远途特色技术优势未能有效发挥。此外，针对70兆帕储氢系统、液氢系统等新技术、新产品，长途重载干线运输虽已具备场景实践基础，但受限于加氢站等基础设施和配套政策标准法规不完善，尚未形成规模化示范应用。随着我国燃料电池汽车示范工作启动，氢能及燃料电池汽车产业开始迈入发展快车道，中央企业拥有渠道、资金、政策等多方优势，在未来以氢能为核心的能源变革中将大有可为。同时，“十四五”是脱碳加氢推进“碳达峰”的关键期，也是氢能产业发展的战略窗口期，中央企业作为国之基石，更应借助燃料电池汽车示范有利时机，在这场能源革命中发挥引领和支撑作用，积极推动我国氢能产业高质量发展，保障国家能源供给、确保国家能源安全，为推动我国能源绿色低碳转型贡献力量。氢能属于典型的技术密集型产业，从氢气的制储运，到最后的加注和应用，都有着极高的技术要求。目前我国氢能产业已呈现出央企和民企共同参与的局面，其中央企拥有雄厚的资金优势，民营企业拥有灵活的机制优势，都在氢能产业发展中发挥重要力量。针对关键技术“卡脖子”难题，建议央企和民企发挥各自优势特长，加强协同创新和产业联动，重点围绕关键材料、核心零部件、燃料电池、氢能等核心技术，加强研发及生产制造能力建设，尽快突破核心领域、补齐产业链短板，打通氢能产业上中下游产业链，实现关键核心技术的自主可控。 中国石化等能源央企资金雄厚，上下游产业配套完善，氢气管理制度和经验丰富，且拥有遍布全国的炼厂和加油站网络，可依托现有加油站改造升级为油氢电等综合能源站，具备发展氢能产业的天然优势。因此，建议能源央企承担氢能供给体系建设重任，并结合上下游一体化优势，提供廉价的氢气，统筹构建覆盖制、储、输、用全链条的氢能供给体系，降低用氢成本，为氢能应用提供良好的使用环境。同时，要鼓励中央企业因地制宜选择制氢技术路线，加快布局低碳氢、清洁氢和可再生氢，将可再生氢作为产业发展的重要突破口，逐步推动构建绿色低碳、经济稳定的氢能供给体系。建议统筹运用中央企业资源，组织涵盖氢能供给、车辆生产、终端应用等环节的中央企业，按照联通示范城市群、带动非示范城市的原则，共同开展氢能高速网络体系等示范场景建设，推动跨区域燃料电池商用车规模化发展。同时，紧密结合前沿技术，为大功率商用车、液氢重卡、70兆帕储氢系统等先进技术应用搭建多元化场景，推动产业技术发展。此外，通过氢能高速建设进一步带动氢能、零部件、整车产业的有效衔接，加强创新链产业链对接，锻长板补短板，加快构建产业链共生发展的良好生态。通过构建氢高速，能够与燃料电池汽车示范政策形成互补、互促，助力形成燃料电池汽车跨区域规模运营的发展格局。中央企业具备发展氢能及燃料电池汽车产业的资源优势和地位优势，建议充分利用氢能发展的战略机遇期，进一步做实氢能及燃料电池汽车链长制工作机制，成立氢能及燃料电池汽车中央企业创新联合体，围绕氢能、关键部件、燃料电池汽车加快构建朋友圈、生态圈，充分发挥各企业在产业链各环节的资源优势，促进中央企业加强协同合作、形成发展合力，加快培育能够和国外竞争的高精尖能力，真正成为我国氢能及燃料电池汽车产业发展的中坚力量。同时，支持有条件的中央企业在氢能及燃料电池汽车领域加大投入力度，依托中央企业的技术、资源、资金优势，通过兼并、重组、收购、参股等多种形式，投资布局行业内优势企业，培育产业核心竞争力。氢能制储输用全链条发展情况分析及新疆氢能发展实践探索。
巅峰氢储主要从以下三个方面进行交流。第一方面是关于氢能制储输用全链条发展情况的分析，大家也知道，氢能是一种二次能源，它的特性也十分显著，定位也是构建新型能源体系的重要组成部分，是保障国家能源安全的重要载体之一，主要原因是因为氢能具有跨空间配置、长周期调节、强耦合应用、大容量储存的特征，能够实现多种能源品种之间的优化配置和转换。
另外一方面是它的应用场景比较广泛，在工业、交通、建筑、电力等领域，能实现其大规模的脱碳和降碳的作用。说到氢能发展需要谈的是氢能的重要政策，《氢能产业发展中长期规划2021-2035年》这个政策是国家顶层设计，对氢能的定位做了明确的阐述，明确氢能是战略性新兴产业的重点方向，提出了发展的四个原则，即“创新引领，自立自强”“市场主导，政府引导”“安全为先，清洁低碳”“稳慎应用，示范先行”，其中“安全为先，清洁低碳”中提出重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。“稳慎应用，示范先行”中提出积极有序开展氢能技术创新产业应用示范，避免一些地方出现盲目布局和一拥而上，这是国家对氢能发展顶层设计的基本原则。
另外提出了氢能的发展目标，到2025年明确建立工业副产氢和可再生能源制氢就近为主的氢能供应体系；2030年基本形成完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢和供应体系，2035年构建涵盖交通、储能、工业领域的多元氢能应用生态，这里面围绕氢能基础设施建设，有几点需要大家关注。
第一是合理布局制氢设施，第二是稳步构建储运体系，第三是统筹规划加氢网络。关于氢能多元示范应用方面，提到要有序推进交通领域的示范应用，积极开展氢能领域和储能领域的示范应用，合理布局发电领域的多元应用，逐步推动工业侧的替代应用。
大家知道今年以来，国家出台了关于氢能发展的系列支持政策，尤其是在今年两会工作报告上，政府工作报告明确提出加快前沿新兴产业的发展，这是氢能首次作为战略新兴产业在政府报告中纳入。据不完全统计，全国至少有36个省市地方政府出台了氢能发展政策，22个省市将氢能写进了2024年地方政府工作报告，其中2023年氢能政策出台超过300多项。
总的来说我国氢能发展的政策路线基本上逐步清晰，政策体系日益完善。
下面重点给大家介绍一下氢能的产业链，在国家的支持性、指引性和规范性政策配套推动下，氢能产业基本上初具规模，我国基本构建了较为完善的氢能产业链，涵盖了上中下游三个环节。
制氢方面，我国已经连续几年成为了世界上最大的制氢国，2023年产量在4000万吨左右，从技术路线来看，目前技术路线主要有三大类，一个是以煤和天然气为主的化石燃料制氢，所谓的灰氢，以及焦炉煤气、氯碱化工和合成氨醇为主的工业副产氢，所谓的蓝氢，以及电解水制氢即绿氢三大类。
目前来看，国内制氢的主要领域还是以煤制氢为主，天然气次之，其中煤制氢主要是目前技术工艺较为成熟，另外是成本最低的制氢方式，在国内制氢占主导地位。通过测算，原料价格在800元每吨左右时，煤制氢成本在10.8块钱每千克。天然气制氢是国外主流的制氢方式，国内发展受影响主要是因为天然气价格的问题，天然气价格在2.5块钱每标方时，天然气制氢成本是在12.8块钱每千克，它的制氢成本比重超过70%，所以目前国内的制氢模式是以煤制氢为主。
另外是除了化石能源制氢之外，我们的蓝氢主要是工业副产氢，主要分布在钢铁和化工等行业，主要有焦炉煤气等等，从产业发展布局和利用情况来看，工业副产氢资源还有进一步挖掘和优化的空间。但是综合技术经济及环保的因素来看，工业副产应该是当前阶段要重点发展的路径之一。这里有个限定，存在的问题是它的规模发展难以满足中后期氢能发展的需求，如果过度发展工业副产氢可能会锁定下游的高碳产业，造成产能过剩。
因此工业副产氢是定位上可以作为我国氢能发展近中期的过渡性氢源，这是对氢能发展的重要补充。所以蓝氢是灰氢的过渡环节。制氢里最重要的是绿氢，从长远来看是未来的主流技术，目前发展主要受制于经济性的原因，随着氢能技术成熟和规模化发展，叠加可再生能源发电成本下降，电解水制氢优势将逐渐凸显，预计可再生能源电价到2毛钱左右的时候，它的成本和化石能源成本接近。
总的来说制氢的路线将逐步由灰氢、蓝氢向绿氢转变。
第二个环节讲讲储氢环节，储氢主要是气态、液态和固态三个模式，目前气态是当前的主要储运方式，固态从安全性方面来看是未来的储氢重要方向，固态储氢方面是以金属氧化物为主要技术路线。
输氢方面主要有三大类，即长管拖车、管道运输和槽罐车运输，对于不同场景、储氢方式的不同态势和运输工具、运距方面做了分析，得出的结论是长管拖车只适合短距离运输，液氢罐车在长距离运输下更具有成本优势，但是随着氢能产业的逐步发展，氢气管道运输是低成本运输的最佳选择。
关于用氢方面，重点想说一下，一个是交通领域，交通领域一直是以燃料电池车为代表的最快突破口和主要市场，我国的燃料电池汽车发展比较快，基本是商用为先、产用为后的发展原则，根据相关的机构研究预测，预计到2030年左右将步入快速发展阶段。
另外是在发电领域，我们认为近期应该是以煤掺氢燃烧发电、天然气掺氢发电为主，远期是以燃氢发电替代燃气发电的模式，其中技术突破和绿氢的成本以及储运成本是规模化发展的关键。
关于储能领域，氢能有长周期储能优势，季节性氢储能成本显著低于电化学短期储能成本，是实现可再生能源大规模、跨季节存储运输的最佳整体解决方案。这里也根据风光资源好的地区和负荷集中区给出了不同的发展路径。
另外是在工业领域，大家也众所周知，我国有全球规模最庞大、门类最为齐全的工业生产体系，钢铁水泥等都是目前希望脱碳的重要领域，所以对氢能来说，是当前的重要手段。通过之前的理论探索和实践案例来看，地区化工、氢能冶金和天然气掺氢是最主要的应用场景，用氢方面在建筑领域方面，之前通过相关研究提出了未来的发展方案，即燃料电池的热电联供。从效率来看，热电联供的综合效率达到85%，有相关机构预测说2050年左右全球10%的建筑供热和80%的建筑供能将由氢气提供，所以建筑领域也是未来的重要发展空间。
第二，想汇报一下新疆氢能发展的实践探索。众所周知，新疆能源资源禀赋尤为丰富，是国家明确的“三基地一通道”。新疆风光资源比较优势明显，加之新疆新能源规模化发展的态势，为氢能发展提供了良好的能源资源基础，对于推动氢能规模化意义重大。
另外是新疆煤炭资源也是全国储量第一，煤化工的工业基础是相对完善的，所以氢产业链具有广泛的应用场景，在工业领域就有很好的应用场景。新疆的氢能发展政策方面，也是去年8月份出台了三年行动方案，明确了在氢能开发和应用两方面实现联动，提出推进西氢东送、打造全国大型绿氢供应和出口基地。
另外是在2023年中国西部氢能大会上，自治区出台了支撑氢能产业示范区建设若干政策措施，明确了新疆克拉玛依、哈密、乌鲁木齐、伊犁四个地区为新疆氢能产业示范区，另外是相关氢能上下游产业链，构建了新疆氢能产业发展联盟。围绕新疆发展实际和立足新疆的基本情况，围绕氢的最终形式，氢动力、氢储能、氢原料，按照不同路径给出了新疆氢能发展和产业发展的七条路径。从电力行业来看，我们提了几个典型的例子，新能源+氢能制造，主要是提高绿电消纳，以煤电掺氢、气电掺氢、燃氢轮机为代表的氢能发电技术，可以提供转动惯量，对安全稳定性来说尤为重要。
另外是电氢协同这种模式对系统调节能力有一定的发展支撑。重点给大家汇报一下新疆比较典型的示范项目，主要是库车制氢项目，这个项目也是首个贯通“光伏发电、绿电制氢、氢气存储、氢气运输、氢气炼化”的全流程示范项目，这个项目是去年8月底全面建成投产。
发电配套光伏，一期30万千瓦、二期40万千瓦，制氢一期产能2万吨，配置了52台电解槽，用户通过内部配置的控制系统可以实现光伏发电量与制氢负荷的匹配，实现跟踪，一个是实现从白天电网下电基本上零交换，晚上是按照最低负荷进行电网下电的模式。
另外储氢方面，主要是球罐储存，储运时间按不低于8小时的考虑。输氢是通过两台氢气外输的压缩机，通过6.5千米的输气管道输送。用氢环节主要是用现有绿氢替代煤制氢，主要用作还原剂。
项目最大负荷是22万千瓦左右，其中电解槽是主要负荷20万千瓦，用电方式主要是采用自建光伏发电+大电网联合供电的模式，项目是优先使用光伏发电进行制氢，不足部分由电网下电进行补充，制氢设备可以根据光伏发电的负荷相适应运行，运行功率范围可以到30%-110%，电解槽是执行的低负荷运行模式，所需的电力是从电网下电。
我们通过实际运行情况来看，当前绿电制氢和电网基本实现友好互动的模式，能实现友好并网。
这是新疆其他的制氢项目情况，2023年新疆有12个项目在建在推进，这是其中的相关典型项目。
第三方面是相关建议，主要有四点，一个是进一步加强氢能产业发展顶层设计，统筹氢能产业发展布局，建议结合氢能产业的发展实际，加快出台氢能发展的1+N政策支撑体系，重点是统筹各省、市、地方企业氢能产业布局、区域布局、技术布局，避免资源浪费及无序竞争。
第二是关于完善氢能相关法规和标准体系建设，建立健全氢能发展的激励机制，重点是围绕氢能基础与管理、氢能制备与提纯、氢储运与加注、氢能应用、氢能检测以及氢能安全等领域主导或参与国际、国家、行业等标准的制定，加大对风光制氢、可再生能源制氢的金融支持和财税支持。
第三是聚焦氢能“制储输用”关键环节领域，加强核心技术研发和试点示范，建议研究制定氢能研发工作的产业化清单，加大装备技术攻关力度，加速关键设备技术国产化进程，加快推动氢燃料电池、燃氢轮机、天然气掺氢的发电示范项目示范试点。
第四是推动氢能产业的创新平台建设，带动全产业链的应用落地。
立足“氢”的产业属性，从制、储、输、用四个关节分别对其发展进行剖析，力图站在氢产业的视角把握内在规律、研判发展趋势。当前我国仍以“灰氢”为主，未来“绿氢”有望逐步接替“灰氢”成为我国主要制氢方式。当前“灰氢”是我国氢源主体，其中煤制氢、天然气制氢占比分别约64%、13%，此外工业副产氢占比约21%，电解水制氢占比不足2%。但近年来产业界竞相布局“绿氢”，中石化、中石油、国电投、国能投、中能建、三峡等多元背景的大型企业均在规划建设绿氢项目，国内在建绿氢项目总投资超过2500亿元，库车、鄂尔多斯等万吨级规模化绿氢项目已投运。目前在少数优质资源地的“绿氢”制取成本已降至20元/kg左右，逐渐接近“蓝氢”（“灰氢”加装CCS）水平，2030年前后全国绿氢平均成本将降至20元/kg左右。2050年，绿氢平均成本将降至10元/kg左右，达到灰氢水平。短期来看，绿氢一定阶段内有经济劣势，但考虑到绿色转型和部分企业出口生产要求，叠加灰氢碳排放外部成本，绿氢有望2030年之后逐步取代灰氢，迎来规模化发展。用电成本是影响绿氢经济性的主要因素，绿氢项目向新能源富集地区聚集。生产1吨绿氢需要5万~5.5万千瓦时绿电，对应新能源装机20~30千瓦，耗水9吨。在全生命周期总成本中，电费占比70%~80%，水资源对绿氢成本和项目布局不构成主要约束。当前绿氢项目集中在内蒙、新疆等绿电成本较低的西北部省份，既为控制绿氢发展成本，也作为发电企业丰富新能源消纳方式、满足地方政府产业配套等要求的举措，其中内蒙规划在建绿氢项目合计约54万吨，对应新能源约1300万千瓦。预计2025年、2030年全国绿氢生产规模将分别达到约150万、600万吨，对应新能源装机0.3亿~0.45亿、1.2亿~1.8亿千瓦，制氢电量800亿~825亿、3000亿~3300亿千瓦时。电制氢设施灵活运行性能优异，适宜追踪新能源波动性出力。库车等绿氢项目已实际验证碱性电解槽可实现20%~100%的功率灵活调节，按5分钟时间尺度追踪新能源波动运行，未来有望按照分钟级追踪。随着技术发展，电解槽可调节功率范围还将持续扩大，特别是质子交换膜（PEM）技术最高可按照额定功率的120%~160%运行，可实现秒级调节，有望成为新型电力系统的重要灵活性资源。绿氢项目对储氢需求更高，储氢成为解决氢气平稳供应要求和电解槽波动性运行的关键“调节器”。在灰氢项目中，电解槽以平稳运行为主，对储氢需求相对较小。随着绿氢项目逐步落地，新能源波动性发电制氢将成为常态，储氢成为服务绿氢规模化发展的关键设施。通过配置储氢，即使化工等下游行业要求氢气平稳供应，电解槽依然具备灵活运行能力。从目前规模化新能源制氢示范项目来看，绿氢项目配置储氢的积极性已相对较高，普遍主动按照日调节要求（4-10小时）尽可能配置充足，而对配置电化学储能积极性不高，反映出储氢的技术经济可行性。下游主要是加氢站配有储氢，化工产业较少配置储氢。从实际项目看，煤化工、石油化工等采用绿氢替代一定比例灰氢，并保留部分灰氢产能，可通过调整生产计划、临时增加灰氢产量应对上游绿氢波动。国内目前以高压气态储氢为主，与国际先进水平仍有一定差距。当前具备商业化应用条件的储氢技术分高压气态储氢和低温液态储氢两种。高压气态储氢的国际先进水平已实现70MPa储氢罐的商业化应用，而国内仍以35MPa为主，70MPa仍在推广示范阶段；低温液态储氢正在从航天、军工领域向民用普及，国际先进水平已进入规模化应用阶段，国内民用领域则仍在起步阶段。地下储氢技术是未来实现氢跨季节储存的关键，利用枯竭油气藏、盐穴、硬岩洞、含水层等地质构造储氢具有规模大、周期长、成本低、安全性高的优势，国外已开展试点项目，国内尚处于研究阶段。今年以来石化类央企纷纷致力于在输氢技术方面取得突破。目前国内输氢仍以气氢拖车为主，存在运输效率低、成本高的问题，为提升输氢能力，主要企业集中在管道输氢上谋求突破。今年4月，中国石化宣布我国首条“西氢东送”纯氢管道示范工程（乌兰察布-北京）纳入国家规划；中国石油宣称天然气掺氢管道示范平台取得突破，创造国内外掺氢输送比例新高，并规划2035年开始建设连通“三北”地区的氢能网络。6月，国家管网集团宣布我国首次高压力纯氢管道试验在其管道断裂控制试验场取得成功，是继英国、意大利后第三个管道断裂控制试验场。然而，各大企业仍以规划和实验为主，与实践落地尚有差距。我国输氢管道设计与选材等标准规范尚不健全，氢脆等安全性问题仍未完全解决；天然气掺氢管道面临掺氢比例控制和多主体合作模式问题。从国际前沿探索看，天然气管网掺氢输送适宜作为过渡方式，未来纯氢管道将成为主流。基于欧洲实践探索，天然气管道掺氢输送至终端后，用户需自行配备分离装置，或直接与天然气一同燃烧，并非最经济的利用方式。此外，考虑到终端用户需求不同，大范围应用天然气掺氢技术时，掺氢比例局限于3%~5%，发展潜力有限。未来氢产业规模化发展情况下，纯氢管道将成为适宜方式。考虑送受端氢气产销规模及大范围配置需求，2030年前输氢管道难以规模化发展。输氢规模除受输氢管道的安全性和技术性问题影响外，更多受到各区域氢气供需规模及跨区输送经济性影响。近期我国氢气供需规模有限，且以就地利用为主，如叠加远距离输氢成本，氢气在终端应用的经济竞争力更受局限。预计2030年前我国输氢管道仍以个别示范项目为主，2040年后有望进入加速发展期。氢气将由化工原料逐步发展为重要能源品种。目前99%以上的氢气作为原料使用，其中合成氨对氢气需求量最大，占比约33%；合成甲醇次之，占比约28%。预计2030年、2060年我国氢气需求总量将从2020年的3342万吨逐步增长至3900万吨、1.3亿吨左右。氢能（氢气作为能源利用部分）与在能源消费终端部门使用化石能源相比，将在2030-2040年期间出现经济性拐点，此后氢能逐步实现规模化应用，成为电能替代的有益补充。预计2030年、2060年氢直接作为能源利用部分占氢气总需求的比重分别达到约9%、51%，氢直接或间接作为能源利用部分（含制取最终用于燃料的氨、甲醇）占氢气总需求的比重分别达到约19%、69%。从能源体系看，2030年、2060年氢能占终端能源消费的比重分别达到约0.3%~0.6%、12%~15%。氢气发展及多元化利用方式将加强电力与化工等行业的耦合程度。氢的转换渠道和转换场景非常丰富，通过电转氢转其他能源等P2X的形式，可成为连接电力行业与其他终端消费行业的重要媒介。特别是氢制取的氨、甲醇等，与氢一样既可作原料也可作能源使用，虽然增加了能源转换环节，但可发挥氨、甲醇较氢更易储运和应用的优势，也延伸了“新能源-电-氢-氨/醇”的能源载体价值链条。目前新能源制氢示范项目多以化工园区为下游，与化工产能联合规划设计。未来绿氢转换为绿氨、绿甲醇等原料/燃料的需求还将持续上升，能源电力与工业领域的联动更加密切。
随着氢气能够作为能源得以利用，既可用于交通、工业、建筑等终端部门，也可通过氢能发电对电力系统形成支撑。目前交通领域是氢能应用的重要破题点。氢作为能源利用仍处于发展萌芽期，从政策和企业实践来看，交通领域有望成为突破口。相比于电动汽车，氢燃料电池车具有能量密度高、续航里程长、加氢速度快的优势。截至2022年，我国氢燃料电池汽车保有量约为1.32万辆，其中货车约为7800辆，客车约为5400辆。氢燃料大巴多次出现在冬奥会、大运会等重大国际赛事中。在各省发布的氢能规划中，氢燃料电池汽车和加氢站数量是普遍提及的目标。氢能还将应用于工业和建筑领域实现供热或多能联供。在工业领域，氢能作为燃料有望替代煤炭、天然气制热，相比于电力供热存在的效率和经济性问题，氢能供热更适宜满足工业中对高温蒸汽的需求。在建筑领域，北京热力集团等纯氢供热示范项目已建成投运，未来氢能供热将成为不适宜安装热泵地区的建筑零碳供热的可行选项。此外，基于氢燃料电池实现电热冷多能联供，可满足局部地区的一体化供能需求，适用于微能网场景。氢发电技术当前以燃料电池和天然气掺氢发电为主，纯氢燃烧发电技术尚待突破。燃料电池发电技术相对成熟，安徽公司、浙江公司已开展相关示范。天然气掺氢发电技术逐步发展，目前国内实际项目已可实现30%掺氢燃烧。通用电气、西门子当前可实现50%掺氢燃烧，已研发出小容量纯燃氢轮机，并均宣称于2030年突破大容量纯氢燃烧发电技术，2030年后燃氢发电有望提速发展。从发电所用氢源来看，近期主要是工业副产氢，中远期实现绿氢发电。目前在以浙江嘉兴为代表的工业副产氢富集地区，基于副产氢通过燃料电池发电已投入运行。绿氢成本以及电-氢-电的转换效率是制约绿氢发电的主要因素。一是作为能源品种的定位协同。氢、电两套二次能源体系协同发展有望分担新能源消纳和能源保供压力。未来电能和氢能将成为终端最重要的、具有巨大增长潜力的两类清洁能源品种，成为替代煤、油、气等化石能源的可行技术选项。作为两类发展潜力较大的能源品种，二者在替代化石能源使用的场景上具有互补特性，宜发挥各自优势，共同支撑我国能源清洁低碳转型、促进我国能源安全保供。二是基于物理耦合的系统协同。从能量转换过程来看，可分为电-氢、氢-电“单向耦合”和电-氢-电“双向耦合”三种协同模式，分别可作为电力系统的可调节负荷、可靠清洁电源和长周期储能。在电-氢“单向耦合”协同模式中，发挥电制氢设施运行功率灵活可调的优势，可直接追踪新能源波动性出力，就近消纳利用新能源；或接入电网后，参与大电网调峰，助力大电网新能源消纳。氢-电“单向耦合”是通过氢能电站协同掺氢/纯氢燃气轮机，在新能源出力不足或系统供需紧张时提供可靠出力，并可为电力系统保留转动惯量。电-氢-电“双向耦合”是依托储氢作为大规模、长周期储能，结合燃氢发电解决连续数日新能源出力不足或月、季等长时间尺度调节问题，成为支撑新能源大规模发展后新型电力系统的灵活调节和全时段电力电量平衡的重要手段。能源转换效率是影响电氢协同特别是“双向耦合”模式的关键因素。综合多家机构数据，目前电制氢效率65%~80%，远期将提升至85%以上。氢发电方面，燃料电池目前发电效率40%~60%，远期有望提升至65%以上；燃氢轮机与燃气轮机发电效率相近，约为60%~65%。综合来看，电-氢-电的转换效率将从目前的30%~40%逐步提升至50%~70%。考虑到中长期不同时段的电力价值将逐步拉开差距，其价格差将覆盖效率折损，同时长周期调节需求日益显现，以电-氢-电模式作为电力系统大容量、长周期储能将逐步具有可行性。但考虑效率与经济性问题，近中期电氢协同对电力系统的价值主要在于电制氢负荷的灵活优化运行。三是立足产业布局的产业链协同。新型电力系统产业链和氢能产业链的有机融合是实现更大范围内价值创造的必要支撑。当前发电、石化、设备制造等多元化背景企业布局氢产业的出发点和侧重点不尽相同。对公司而言，如何有效激发氢对电力系统的价值，需从产业链视角进行研究与布局，与不同利益主体共建协作生态。一是持续关注氢产业发展及产业链构建，在新型电力系统规划构建中充分考虑电-氢协同。将电氢协同作为解决新能源高渗透率下电力系统灵活调节的创新举措，结合新型电力系统示范区建设，引导电氢协同发展。注重新型电力系统产业链与氢能产业链的协同融合。2025年前重点关注制氢（用电）侧的协同，2025年后加大对用氢（发电）侧和输氢（输电）侧的关注。二是做好对绿氢项目的接网服务，完善价格与市场机制。把握新能源制氢项目对用电成本的关联，做好接网与供电基础保障，做好其参与绿电交易、辅助服务市场及现货市场等方面的对接，助力挖掘其绿色价值和调节价值。同时，注意与绿氢项目约定可接受的电力电量交互上限，研究完善针对绿氢项目的容量电费和系统备用费定价机制。
