国家发展和改革委员会和国家能源局于3月23日联合发布了《氢能产业发展中长期计划（2021-2035年）》（以下简称《规划》）。作为国内首个与氢能相关的中长期产业发展规划，规划中对包括氢能生产、储运以及终端利用等供应链整体的发展设定了具体数值目标，并针对目前国内氢能领域发展中出现的低水平重复建设和技术研发水平提升缓慢等问题制定了相应的扶持政策，明确了未来的发展方向。

国家发展和改革委员会和国家能源局于3月23日联合发布了《氢能产业发展中长期计划（2021-2035年）》（以下简称《规划》）。作为国内首个与氢能相关的中长期产业发展规划，规划中对包括氢能生产、储运以及终端利用等供应链整体的发展设定了具体数值目标，并针对目前国内氢能领域发展中出现的低水平重复建设和技术研发水平提升缓慢等问题制定了相应的扶持政策，明确了未来的发展方向。

2021年10月24日发布的《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》作为我国实现碳中和“1+N”政策体系中的“1”，即顶层设计已经完成。此次发布的规划作为促进单一产业发展的指导性文件，即“N”的重要组成部分之一，也是我国氢能领域中规格最高的纲领性规划文件。

在2021年8月31日的经济周报（第516号）中，我们以“中国氢能产业-最新趋势和中长期发展因素”为题，重点针对我国氢能产业行业现状、相关政策目标、产业链进行了梳理，并对氢能中长期发展因素进行了分析¹。本报告以“规划”为重点，主要针对《规划》的内容、所涉及产业领域的现状进行分析，并对我国氢能产业未来发展前景进行展望。

1. https://Reports.mufgsha.com/File/pdf_file/info001/info001_20210831_001.pdf

01《规划》要点

国家能源局在2020年4月发布的《中华人民共和国能源法》（征集意见稿）中首次将氢定义为能源，而此前氢一直是作为工业危险化学品管理的。此后，国务院各部门密集制定了一系列促进氢能产业发展的政策措施，重点支持扩大氢能生产和储运规模、加快加氢站和燃料电池车的普及（附表）。本次《规划》重点内容主要有以下4个方面：

明确氢能在我国能源结构和国民经济中的定位

《规划》首先明确了氢能是未来我国能源结构重要组成部分。《规划》指出，“充分发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势，促进异质能源跨地域和跨季节优化配置，推动氢能、电能和热能系统融合，促进形成多元互补融合的现代能源供应体系”。其次，《规划》指出，“氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体”，并强调了氢能可再生和零排放的特性对我国能源安全的重要意义及其对交通、工业等用能终端能源消费转型和低碳改造的重要作用。再次，《规划》指出，“氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向”，明确未来将在氢能核心技术和关键材料领域提升研发水平，实现产业链良性循环和创新发展，进一步提升氢能产业在国民经济中的地位。

设定氢能产业发展量化目标

《规划》中设定了氢能产业中长期发展目标。《规划》指出，至2025年，“形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境，初步建立较为完整的供应链和产业体系，清洁能源制氢及氢能储运技术取得较大进展，建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系”。具体目标包括：（1）燃料电池车保有量约5万辆，部署建设一批加氢站。（2）可再生能源制氢（即“绿氢”）量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳（CO2）减排100-200万吨/年。至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，产业布局合理有序”。至2035年，“形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显上升”。

在我国燃料电池车总量中，物流车辆约占整体的61%，大型客车约占38%，重型卡车、垃圾车、租赁乘用车合计约占1%(截至2019年，图表1)。据新能源汽车国家大数据联盟发布的《全国氢燃料电池汽车示范城市群车辆统计与分析报告》，截至2020年10月，接入新能源汽车国家监测与管理平台的燃料电池车共计6910辆，其中京津冀地区、长三角地区及珠三角地区共计接入4283辆，占全国总接入量的62%。依据上述5万辆的目标，预计2020-2025年的燃料电池车保有量年平均增长率为48.6%，即每年需至少新增3355辆。

统筹推进氢能源基础设施建设

《规划》指出“统筹全国氢能产业布局，合理把握产业发展进度，避免无序竞争，有序推进氢能基础设施建设”。其中着重强调“因地制宜选择制氢技术路线，推动构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系”，即对于化工行业集聚地区有限利用工业副产氢，而在可再生能源赋存较多的地区，开展可再生能源制氢示范，并逐步扩大示范规模。关于氢能储运，主要解决材料工艺和高压气态以及低温液态储运等技术难题，在提升安全性和可控性的前提下，降低储运成本，并着力探索相关商业模式。关于扩张加氢网络，《规划》强调坚持安全为先，节约集约利用土地资源，支持依法依规利用现有加油加气站场地设施改扩建加氢站，探索站内制氢、储氢和加氢一体化的加氢站等新模式。

据香橙会研究院统计，截至2021年上半年中国累计建成146座加氢站，其中已投入营运的加氢站136座。此外在建加氢站71座，规划建设加氢站117座。未来随着加氢站相关补贴政策的实施，包括加氢站在内的氢能源基础设施建设或将出现进一步增长。

稳步推进氢能多元化示范应用

《规划》强调“有序推进氢能在交通领域的示范应用，拓展在储能、分布式发电、工业等领域的应用，推动规模化发展，加快探索形成有效的氢能产业发展的商业化路径”。具体包括，（1）立足本地氢能供应能力，重点推进氢燃料电池中重型车辆应用，有序拓展氢燃料电池等在新能源客车及货车市场的应用空间，逐步建立燃料电池电动汽车与锂电池纯电动汽车的互补发展模式。（2）发挥氢能调节周期长、储能容量大的优势，开展氢储能在可再生能源消纳、电网调峰等应用场景的示范，探索培育“风光发电+氢储能”一体化应用新模式。探索氢能跨能源网络（一次能源、二次能源之间）协同优化潜力，促进电能、热能、燃料等异质能源之间的互联互通。（3）因地制宜布局氢燃料电池分布式热电联供设施，推动氢燃料电池在备用电源领域的市场应用，探索以燃料电池为基础的发电调峰技术研发与示范，促进分布式能源的输出稳定化。（4）拓展清洁低碳氢能在化工行业替代的应用空间，开展以氢作为还原剂的氢冶金技术研发应用，探索氢能在工业生产中作为高品质热源的应用。

国家发展改革委员会和国家能源局日前联合印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，内容包括：以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点规划建设大型风电光伏基地。“十四五”时期规划建设风光基地总装机容量约2亿kW，包括外送1.5亿kW、本地自用0.5亿kW。“十五五”时期规划建设风光基地总装机容量约2.55亿kW，包括外送1.65亿kW、本地自用0.9亿kW。可以预见未来我国可再生能源调峰的需求将持续提升，而氢能大规模长周期的储能优势将发挥重大作用。进行。同时，我国工业领域碳排放量占排放总量的近70%（图表2）。因此，扩大氢能利用将极大地促进我国工业领域的低碳改造，对推动我国实现碳中和目标具有重要意义。

02 当前国内氢能市场现状和未来前景

供给方面，目前我国氢能生产方式主要集中在“煤制氢”(即将煤炭气化，精制后通过与天然气制氢相同的工序制备氢)及“副产氢”（即在生产烧碱（NaOH）和氯气（Cl2）的过程中通过收集副产物制备氢），而电解水制氢因其成本较高在国内仍属少数。2019年全国产氢能力约4100万吨，实际产量3342万吨，居世界第一。其中，“煤制氢”产量为2124万吨（占总产量的63.6%），“副产氢”及天然气制氢分别为708万吨（21.2%）和460万吨（13.8%），而电解水制氢仅为50吨（1.4%）。

不同的制氢方式决定了其生产成本和二氧化碳（CO2）排放量。其中煤制氢成本最低，且我国煤炭储量和开采量均居世界前列，基本可以实现氢能的稳定生产。但煤制氢过程中二氧化碳排放量高于其他制氢方式，因此煤制氢生产的氢通常被称为“灰氢”。而天然气制氢相对煤制氢而言二氧化碳排放量较少，因此该种方式生产的氢通常被称为“蓝氢”。但由于目前我国天然气（LPG）主要依赖进口，考虑到海外天然气采购及其运输成本，天然气制氢总体成本略高，且因受制于国际天然气市场，在生产的长期性和稳定性方面存在一定的不确定性²。此前，我国四川省、重庆市以及黑龙江省大庆市附近已探明存有大规模页岩油气储量，未来随着开采技术的发展，国内天然气制氢的成本或将出现下降。电解水制氢无二氧化碳排放，因此所生产的氢被称为“绿氢”。但在成本方面，以0.6元/kWh的电价计算，“绿氢”的单位生产成本达到40元/kg左右，远高于“灰氢”的6.77-12.14元/kg（假设煤炭价格为200-1000元/吨）和“蓝氢”的7.5-24.3元/kg（假设天然气价格为1-5元/NM3，图表3）。另一方面，根据国家发展改革委能源研究所《中国2050年光伏发展展望》报告，随着技术的进步和可再生发电规模的扩大，至2050年光伏发电成本有望降至0.13元/kWh，以单位制氢耗电量50kWh计算，2050年的“绿氢”生产成本可降至6.5元/kg，将低于现阶段煤制氢成本。

2. 通过增设CCUS装置的煤制氢方式生产的氢也可称为“蓝氢”

综上所述，在中短期内，“灰氢”和“蓝氢”在成本和生产稳定性方面仍然具有优势，在我国氢能利用初级阶段仍将占据重要地位。此外，如图表4所示，预计未来CCUS的成本将持续下降，随着附带CCUS技术的制氢工艺得到普及，现阶段的“灰氢”和“蓝氢”或将以“绿氢”的身份参与市场交易，这也将加快我国规模化绿氢生产的进程。

需求方面，根据中国氢能联盟的统计，2020年我国氢能需求量约为3342万吨，预计2030年将扩大至3715万吨，约占终端能源消耗的5%，展望2060年，氢能年需求量将达到1.3亿吨，对终端能源消耗占比也将提升至20%。按行业划分，氢能利用领域集中在工业、交通运输、发电和电网调峰、建筑行业，年氢能需求量将分别达7794万吨、4051万吨、600万吨和585万吨。此外，2021年7月正式投入运营的全国碳排放权交易市场（全国ETS市场）目前已覆盖2000余家火电企业。有消息称，“十四五”期间钢铁、石化、化工、有色金属、建材、造纸和航空服务等七个高二氧化碳排放产业也将被列入全国ETS市场覆盖范围（图表5）³。目前，包括国内钢铁、化工和建材制造业在内的行业协会正在制定实现碳中和目标的路线图，随着相关行业低碳化改造持续加速，用于替代化石燃料的氢能利用规模也将进一步扩大。

3.https://huanbao.bjx.com.cn/news/20210723/1165545-2.shtml

03 总结

“3060”目标作为我国中长期坚持的国策之一，目前已经进入路线论证以及具体实施的准备阶段。实现“3060”目标，能源结构的低碳化改革和能源供给稳定性、可持续性至关重要。在此背景下，氢能因其温室气体零排放的特性被视为终极清洁能源，因而备受关注。如上文所示，近年来我国氢能领域政策不断出台，氢能产业在我国能源结构以及国民经济中的地位也有了较大提升。

作为我国首个氢能产业中长期规划，本规划旨在扩大氢能相关产业规模，提升研发水平，延展应用场景，是氢能产业领域中长期纲领性文件。同时，该规划也是实现碳中和目标“1+N”政策体系的重要组成部分，该政策是否能够顺利落地和执行关乎我国能否按时实现碳中和目标。尽管如此，我国氢能产业作为单一产业仍处于起步阶段，还存在着低水平重复建设、滥用补贴、相关企业缺乏持续研发和经营能力等诸多问题。预计此后将公布该规划相关的详细执行办法，相关行业协会也将制定自身行业氢能利用路线图，我们将继续关注相关政策和市场动向。