近年來，“新型儲能熱”“氫能熱”接踵而至，企業、資金躍躍欲試，希望能提前布局下一個風口。但目前，氫能相關產業目前在技術、成本、商業模式上仍未顯示出明顯優勢，這一技術路線的變革，將如何加速走向規模化發展，能否兌現人們的期待？

儲運環節降本至關重要

工業中產生的氫氣目前主要是碳基（灰氫），無碳或碳中性技術仍處于技術成熟的早期階段，處于經濟學家所謂的技術曲線的“死亡谷”階段。

北京清華工業開發研究院副院長、水木明拓（達茂）氫能源科技有限公司總經理付小龍指出，在整體行業投入中，資本缺環或投資不足的情況還是非常明顯。“在行業發展前期，企業付出高額投資成本時，誰來為綠氫的綠色溢價買單，目前這樣的資本是缺乏的。”

《中國氫能產業展望》中也有相關的表述：“不論是鋰電、光伏還是新能源汽車，所有新能源技術和產品在發展初期都曾面臨‘產品性能差-客戶滿意度低-市場需求少-投資意愿低-技術進步慢-難以產業化’的‘死亡谷’困境。”

尋求真正的“綠氫”——使用太陽能和風能等可再生電力生產的氫氣——成為當務之急。

日本是將綠氫制備寄希望于進口。日本明確提到“從戰略層面考慮推進氫能標準化工作，推進發展以買方為主導的國際貿易模式”。日本氫能戰略設定“將在2030年前后建立商業規模的供應鏈，每年采購約300萬噸氫氣”，這300萬噸進口氫能雖然并不會直接改善日本的能源進口依賴度，但可以進一步多元化日本的能源結構，增加能源供給渠道，增強日本能源體系的穩定性。

自2024年2月起，我國氫能產業政策不斷出臺，針對氫能制、儲、運、加、用等全產業鏈構建政策體系。

如“加快前沿新興氫能、新材料、創新藥等產業發展”已被寫入今年《政府工作報告》；此前地方兩會上，31個省級行政區中有22個將氫能寫入政府工作報告。

3月18日，國家能源局印發《2024年能源工作指導意見》提出，編制加快推動氫能產業高質量發展的相關政策，有序推進氫能技術創新與產業發展，穩步開展氫能試點示范，重點發展可再生能源制氫，拓展氫能應用場景。

此外，北京、山東、廣東、江蘇、山西、重慶、海南、湖北、四川等省市也積極響應國家號召，不斷推出氫能產業支持政策，內容涵蓋氫能核心技術開發、加氫站建設、氫燃料電池汽車應用等多個方面。

從應用側來看，要降低綠氫成本，中間的儲運環節降本至關重要。

絕大多數灰氫的生產和使用在一個地方，僅有少量氫通過管線車等方式運輸，所以沒有一個成體系的氫能輸送網絡。而綠氫的生產主要集中在風光資源充沛的地區，生產和使用在地理上出現了分離。氫的儲運是現階段產業發展的卡點。

在付小龍看來，氫作為分子量最輕的元素，非常難以運輸，而甲醇、氨等都是很好的氫載體，在中間環節將氫轉換為方便運輸的甲醇或氨，再在終端應用環節轉換為氫，是一個很好的解決方案。

2023年，中國首條“西氫東送”輸氫管道示范工程被納入《石油天然氣“全國一張網”建設實施方案》，標志著中國氫氣長距離輸送管道進入新發展階段。“西氫東送”起于內蒙古自治區烏蘭察布市，終點位于北京市，管道全長400多公里，是中國首條跨省區、大規模、長距離的純氫輸送管道。五礦證券分析，中國大規模的純氫管道正處于示范項目建設初期。目前中國開展前期設計工作的氫氣管道里程共計1850公里，各企業規劃的氫管網總里程約1.7萬公里。中國輸氫管道的每百公里運輸成本在1元/kg以上，有較大下降空間。

綠氫放開生產限制，應用場景拓寬

2023年下半年以來，新疆、河北、吉林等省、自治區相繼明確綠氫生產項目可不入化工園區，且無需取得危化品安全生產許可，非化工園區制氫可以讓制氫靠近應用端，降低儲運成本，推動氫能規模化利用。

4月16日，內蒙古自治區能源局會同工信廳、應急管理廳等11個部門聯合印發了《內蒙古自治區可再生能源制氫產業安全管理辦法（試行）》（以下簡稱《管理辦法》）。《管理辦法》明確，綠氫項目不需取得危險化學品安全生產許可，繼河北、吉林等省份之后對可再生能源制氫在危化品許可方面進行政策松綁。

《管理辦法》明確，該許可放松政策限于綠氫生產環節，綠氫運輸仍需按照危險貨物運輸管理，從事綠氫道路運輸應向交通運輸主管部門取得道路危險貨物運輸相關許可。移動式壓力容器、氣瓶的充裝單位應向特種設備安全監督管理部門取得充裝許可。

此外，《管理辦法》允許在化工園區外建設綠氫項目和制氫加氫一體站。綠氫加氫站參照天然氣加氣站管理模式，經營性綠氫加氫站應向燃氣主管部門取得經營許可。

長期以來，政策將氫列為危化品范疇，制氫項目屬于危化品生產領域，須布局在化工園區內，且需要取得危化品生產許可證，這在一定程度上提高了綠氫制造成本。

此次發布的《管理辦法》，將進一步推進全區綠氫產業提檔升級。同時，該辦法建立了一整套綠氫產業安全管理機制，有效管控可再生能源制氫產業全鏈條重大安全風險，促進可再生能源制氫產業安全發展。

隨著放開生產限制政策逐步落地，氫能產業發展或將提速。

“綠電”與“綠氫”靈活轉換，能否兌現零碳未來

夜深人靜，在位于金安經濟開發區的安徽六安兆瓦級氫能綜合利用示范站里，一套PEM制氫系統正在利用低谷電電解水制造氫氣。這是我國首座兆瓦級氫能綜合利用示范站，是具有自主知識產權的“制、儲、發”氫能技術在國內首次全面驗證和工程應用。

聚焦于氫儲能細分領域，我國已有由國家電網建設運營的安徽六安國內首個兆瓦級氫能綜合利用示范站、浙江臺州大陳島氫能綜合利用示范工程，以及南方電網全國首個固態儲氫項目三個氫儲能項目實現投運。

“利用低谷電，我們每小時可以生產氫氣220標準立方米，一天可以產氫180公斤。在用電高峰，我們會利用PEM燃料電池將儲存起來的氫氣用于發電，最大發電功率1.3兆瓦。根據測算，理想情況下，利用氫、電相互轉換，每3度低谷電可以在高峰期發1度電。”綜合利用站運維人員任路軍表示。

氫能公司Tree Energy Solutions（TES）聯合創始人兼首席執行官、標普全球（SPGI）獨立董事馬克·阿爾韋拉曾詳細闡述過氫作為儲能方案應用于電力系統的場景和比較優勢：為了解決可再生能源間歇性、季節波動性等問題，未來的電力系統會在旺季將一部分可再生能源轉化為綠氫，通過電網輸送，并在淡季用于電廠燃燒發電，或者利用電網級燃料電池發電。在這一過程中，或許會損耗接近40%的電力，但相較于電化學等儲能方式，氫儲能在長時間尺度上仍具有成本優勢。

馬克·阿爾韋拉據此設想，未來的家庭、工商業用能將會配備雙燃料系統，分別與電網、氫網和可逆電解槽或燃料電池進行連接、轉換，滿足不同使用場景需要。

六安項目、南方電網項目等在氫儲能技術、商業模式等方面初步進行了一些驗證與突破，但不管是被寄望于在電力領域“大展拳腳”的氫儲能，還是通過可再生能源制取的綠氫，目前距商業化、規模化發展都還有一定距離。

一是政策上總體尚停留在發展規劃階段。典型如國家發展改革委等發布的《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》中，提到培育“風光發電+氫儲能”一體化應用新模式，在廣東、山東等各省級的氫能發展規劃中氫儲能也屬于標配，但尚未有具體補貼細則等政策落地。

二是技術上大規模儲氫、發電方案等仍待更多驗證。目前國內氫儲能技術鏈條已初步打通，如南方電網項目，采用固態儲氫存儲200立方氫氣，可持續穩定出力12小時、發供電1200度。但當儲能規模達到商業化的百兆瓦級后，電解槽達到數十臺，儲氫容量需求將達10萬立方，燃料電池發電系統達到百兆瓦，此時如何靈活調度電解槽及燃料電池容量，能否安全實現氫電耦合等，目前國內外均尚無參考案例。

三是在商業模式上定位不明確。氫儲能商業模式相對靈活豐富，如六安兆瓦級氫儲能項目，制取的氫氣既用于加氫站也用于并網調峰。但模式靈活也意味著需在不同應用及技術方向上進行平衡與取舍。如是首先保障對加氫站每日相對穩定的供應量，還是及時準備響應并網調峰突發性較強的調度需求；是選擇配備大規模儲氫罐，還是選擇構建柔性制氫-發電系統等。歸根到底，問題的核心在于發掘最具經濟性的模式方案。