警示！产能过剩风险初步显现 发展氢能切忌脱离实际

目前我国氢能定位仍不清晰，产业发展仍存在自主创新能力不强、国产化率低、成本高等短板，并暴露出无序竞争和产能过剩风险初步显现、氢能应用表现为“一窝蜂”式“造车热”等问题，所以，发展氢能仍需结合实际，科学有序、稳步推进。

近年来，国内氢能产业发展热情高涨。各地积极谋划，先后出台规划和政策，推动氢能研发、制备、储运、应用等完整链条不断完善，初步形成珠三角、长三角和京津冀等先行区域。同时，不少民营企业和大型央企陆续布局氢能全产业链，有力推动产业快速发展。然而，我国氢能定位仍不清晰，产业发展仍面临自主创新能力不强、国产化率低、成本高等问题，发展氢能仍需结合实际，科学有序、稳步推进。

（来源：微信公众号“中国能源报” ID：cnenergy  作者：景春梅 王成仁）

基础薄弱

对氢的定位尚未明确。

目前，国内对氢在能源系统中的地位尚未明确。对氢作为能源的安全性、全产业链的清洁低碳效益、氢能发展空间及其对油气等能源的替代作用等，缺乏科学全面地深入研究论证。氢能产业发展缺乏国家层面的规范和引导，在区域布局上也缺少统筹协调。有关规划虽从战略层面将氢能与燃料电池纳入其中，但专项规划和政策体系仍未形成。

产业无序竞争和产能过剩风险初步显现。

氢能产业能有效带动传统产业转型升级和催生新产业链，成为各地寻求新经济增长点的首选。在近两年不断高涨的“氢能热”中，有些地方为追求经济增长规模与速度，不顾当地资源环境条件，与追逐政策补贴的企业结合起来，一哄而上布局产能。初步统计，全国已有20多个省市区发布了氢能产业发展规划，规划的氢燃料电池电堆总产能超过3000兆瓦，燃料电池汽车产能总计超10万辆，远远超出规划加氢站等基础设施供应能力，产能过剩风险初步显现。

关键材料和技术与国际差距明显。

近年来，我国加大力度鼓励氢能产业发展，在电堆技术和零部件等方面已取得积极进展。但与先进水平相比，我国在核心技术、关键材料和装备制造等方面相对落后。电堆中的催化剂、质子交换膜、炭纸，以及加氢设备中的压缩机、加氢枪、高压阀件、碳纤维等关键材料和零部件大多依赖进口，国产膜电极、双极板、空压机、循环泵等性能与国外差距较大，产业技术标准和检测认证体系仍不能满足发展需要，大量核心专利掌握在美、日等国企业手中。其结果是，氢能产业链各环节成本较高，商业化推广仍十分困难。

氢能应用表现为“一窝蜂”式“造车热”。

国内氢能发展几乎都集中在交通领域，特别是氢燃料电池汽车产业。实际上，氢能在农业、工业及第三产业都有广泛用途，在发电、储能、建筑等领域都大有发展空间。日本将家用分布式热电联供系统和氢燃料电池汽车都作为发展重点，韩国、欧美等国也将氢能拓展到船舶、列车、无人机和农林作业等领域。我国需要以更宽广的视野全面挖掘氢能价值和潜力。

氢能基础设施制约产业发展。

“加氢焦虑”是氢燃料电池产业发展的重要制约因素。一方面，受设备采购、土地等因素影响，加氢站综合建设成本较高，市场主体投资积极性不强，长期靠政策补贴难以为继。另一方面，我国氢燃料电池汽车尚处在起步阶段，运营车辆少，加氢站难以通过规模效应平衡收支，投资风险大。据测算，2030年我国至少需要1400座加氢站来满足主要城市需要。截至目前，各地实际运营的加氢站仅26座，在建约30座；同时，受制于危化品和化工园区管理政策的影响，氢气供应不足，价格偏高，对产业发展形成较大限制。

规划引导需加强

制定氢能发展顶层设计并纳入国家“十四五”规划。

氢能来源广泛，是清洁无碳的二次能源，发展氢能是我们应对气候变化、优化能源结构的重要手段。应加快顶层设计，明确氢能是终端能源的组成部分，将发展氢能与油气替代有效结合。将氢纳入国家能源管理范畴，明确氢能行业主管部门，抓紧制订实施氢能产业发展战略。加快加氢站建设，破解“加氢焦虑”。将氢能产业发展纳入国家“十四五”发展规划，科学合理布局产业重点。鼓励地方先行先试，实施一批技术攻关项目，提出一系列示范工程，出台扶持政策，完善法律法规与政策体系，优化产业发展环境。

统筹区域布局和应用示范避免产业趋同。

按照“全国一盘旗”原则，结合各地资源禀赋与协同发展优势，合理选择氢能资源丰富、氢能产业集聚，或将经济发达、环保压力大的区域作为国家级示范区，分层次、有重点开展全产业链的区域示范。

一是将燃料电池产业纳入粤港澳大湾区新能源发展战略布局。依托佛山、云浮等城市已经形成的氢能产业先发优势，利用香港、广州、深圳等中心城市的科研资源和高新技术产业基础，进一步打造产业链完善、辐射带动力强、具有国际竞争力的大湾区氢燃料电池汽车产业集群。

二是在海南结合禁售燃油车、全域推广应用新能源车，打造国际旅游岛契机，建立覆盖海南全省的低碳、清洁公交物流体系。

三是结合长三角“氢走廊”发展，基于长三角地区氢能先行优势和雄厚研发实力，打造有国际影响力和竞争力的氢能产业创新高地，持续为产业创新发展注入活力。

四是将京津冀地区作为氢能产业重要消费地。积极探索张家口地区风电资源制氢，突破电力体制障碍，解决经济性问题。

五是推行涉氢专区试点，解决氢气制备政策障碍问题，推进氢源科学布局。

发挥新型科研举国体制优势集中攻克关键技术。

近年来企业自主研发意识增强，不少涉氢企业都瞄准燃料电池电堆技术发力，但基本上是各自为战，技术路线各异、专业人才稀缺、圈内互相挖人现象突出，这方面日本做法值得借鉴。日本通过隶属于经济产业省（METI）的新能源产业技术综合开发机构（NEDO）的良好机制，组织产业链龙头企业参与，汇聚政产学研用力量集中进行科研攻关，知识产权内部共享，有助于快速实现技术突破，也避免了分散研发带来的资源浪费和恶性竞争。我国应发挥新型科研举国体制优势，在氢能顶层设计中充分发挥国家能源委的高层次协调机制，统筹各部门政策和资金资源形成合力，集中突破关键技术瓶颈。加大对氢能产业基础研发的财政资金投入，优先支持自主创新。组织科研力量攻克膜电极、双极板、碳纸、储氢设备装备、超高压压缩机等关键材料及核心技术。

要营造良好市场生态

因地制宜推进多元化应用。

氢燃料电池汽车是氢能应用的重要场景，但并非唯一场景。氢能在化工、建筑、发电以及船舶、轨道交通等领域均有巨大潜力。发达国家在氢能分布式发电、家用备用电源、热电联供等方面有较多实践。日本进行了多年车用燃料电池研究，但也较好地将燃料电池应用于家电备用电源和热电联供领域，发电功率和能源利用效率均较高。我国现阶段，可将燃料电池汽车作为突破口，但重点应放在商用车领域，待条件成熟时再扩展到乘用车。在发展氢燃料电池汽车产业的同时，应鼓励多元化示范，因地制宜扩展其他领域应用。

以氢能发展提升清洁能源消纳能力。

我国风、光、水等清洁能源规模大，可探索弃电制氢模式，解决低成本氢源问题，提升清洁能源消纳能力。以水电为例，可以广东富余火电按西南水电低价在本地制氢，为水电腾出上网空间，并提高火电设备利用小时；还可探索西南水电与广东“水火互济”制氢模式：以西南低价水电在当地制氢，在管道、液氢等运输方式成熟时输往广东。同时，可探索风电、光伏弃电制氢路线。推动风电和光电富余地区与氢能产业发展良好地区结成合作伙伴，采用电力生产地“制氢+储运”或电力消费地“火电制氢+串换清洁电力额度”两条路径，细化电价结算机制，统筹解决氢源和电力消纳问题。

加强安全监管及标准体系。

完善氢气制、储、运、用等各环节法律法规和安全技术标准。包括加氢站的氢气输送、站内制氢、氢气存储、压缩、氢气加注以及安全与消防等方面的技术要求，实现全流程、全覆盖。构建符合氢能技术发展趋势的技术标准体系，明确加氢站建设审批监管流程，研究制定商用液氢供应链标准和法规，优化关键产品和环节的检测流程与要求，建立完备的氢能相关产业检验认证和监督体系。加强对氢能源利用管理、规范技术要求和产品认证等综合标准研究。

（景春梅系中国国际经济交流中心信息部副部长、研究员；王成仁系中国国际经济交流中心信息部副处长、副研究员）