一、前言

全球能源行業(yè)正經(jīng)歷著以低碳化、無碳化、低污染為方向的第三次能源變革，隨著全球能源需求不斷增加，全球電氣化趨勢明顯，未來以可再生能源增長幅度最大的電力能源結(jié)構(gòu)將持續(xù)變化，進一步形成以石油、天然氣、煤炭、可再生能源為主的多元化能源結(jié)構(gòu)。

     氫能作為一種清潔、高效、安全、可持續(xù)的二次能源，可通過一次能源、二次能源及工業(yè)領域等多種途徑獲取，也可廣泛應用于工業(yè)、建筑、交通、電力行業(yè)，是未來構(gòu)建以清潔能源為主的多元能源供給系統(tǒng)的重要載體，氫能的開發(fā)與利用技術(shù)已經(jīng)成為新一輪世界能源技術(shù)變革的重要方向，也是汽車產(chǎn)業(yè)未來發(fā)展的戰(zhàn)略制高點，發(fā)展氫能將有利于加快推進我國能源生產(chǎn)和消費革命，對新時代能源轉(zhuǎn)型發(fā)展具有重大意義。

     2017年年末，國際氫能源委員會在麥肯錫管理咨詢公司的協(xié)助下，發(fā)布了全球首份氫能源未來發(fā)展趨勢調(diào)查報告，報告指出，到2050年，在全球范圍內(nèi)，氫能產(chǎn)業(yè)將創(chuàng)造3000萬個工作崗位，減少6×109t二氧化碳排放，創(chuàng)造2.5萬億美元的市場價值，氫能汽車將占全世界車輛的20 %~25 %，承擔全球18%的能源需求[1]。

     中國的氫能產(chǎn)業(yè)已進入產(chǎn)業(yè)化的快車道，尤其是從2017年以來，在關(guān)鍵技術(shù)突破、產(chǎn)業(yè)規(guī)模增長上取得一定成績，許多地方率先出臺支持政策，實現(xiàn)了小規(guī)模全產(chǎn)業(yè)鏈應用示范，但隨著產(chǎn)業(yè)規(guī)模與應用場景的增加，氫能基礎設施（主要為加氫站） 的供氫保障問題已成為制約整個產(chǎn)業(yè)持續(xù)發(fā)展的重要因素。

二、中國發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)的重要意義與基礎條件

（一）氫能是中國構(gòu)建清潔能源綜合供給系統(tǒng)的重要載體

     在優(yōu)化能源系統(tǒng)方面，氫能的多種制取途徑與應用領域，打破了現(xiàn)有煤電等傳統(tǒng)能源與可再生能源等清潔能源單一的能量轉(zhuǎn)換模式，可成為現(xiàn)有能源體系的互轉(zhuǎn)點與耦合中心，是實現(xiàn)大規(guī)?？稍偕茉蠢玫闹匾d體，可實現(xiàn)多異質(zhì)能源跨地域和跨季節(jié)的優(yōu)化配置，形成可持續(xù)、高彈性的創(chuàng)新型多能互補系統(tǒng)。

     在提高能源安全方面，由于石油消費比重增加與自給能力不足之間的矛盾日益凸顯，2018年我國石油對外依存度已達到了69.8 %[2]，石油等能源緊缺及較高的對外依存度正在成為遏制我國可持續(xù)發(fā)展的瓶頸，氫能配合燃料電池技術(shù)，可實現(xiàn)氫燃料電池汽車大規(guī)模應用，有助于大幅度降低交通領域的石油與天然氣等能源消費量，降低石油等化石能源的對外依存度。

     在提升能源使用效率方面，氫作為能源互聯(lián)媒介，可循環(huán)利用工業(yè)副產(chǎn)氫與一次富裕化石能源， 配合二氧化碳捕集與封存就地低碳轉(zhuǎn)化，將廣泛應用于交通運輸領域、替代焦炭用于冶金、與二氧化碳轉(zhuǎn)化為含氧化合物和燃料、與天然氣混燒并通過燃氣輪機發(fā)電或工業(yè)供熱、或利用儲氫及燃料電池技術(shù)形成儲能裝置，通過調(diào)峰手段增加電力系統(tǒng)靈活性，彌補電力不可存儲問題，從而有效實現(xiàn)不同行業(yè)能源網(wǎng)絡之間的協(xié)同優(yōu)化。

     在低碳清潔方面，氫能與燃料電池技術(shù)在排放方面具有無可比擬的優(yōu)勢，結(jié)合氫源的“綠色” 制備，可實現(xiàn)“低碳生產(chǎn)，零碳使用”，有利于實現(xiàn)終端能源消費領域深度脫碳。

（二）氫能已成為中國能源技術(shù)與新興產(chǎn)業(yè)的重要戰(zhàn)略方向

     《中國制造2025》明確支持燃料電池汽車發(fā)展；《國家創(chuàng)新驅(qū)動發(fā)展戰(zhàn)略綱要》提出要開發(fā)氫能、燃料電池等新一代能源技術(shù)；《能源技術(shù)革命創(chuàng)新行動計劃（2016—2030年）》將氫能與燃料電池技術(shù)創(chuàng)新作為重點任務，實現(xiàn)大規(guī)模、低成本氫氣的制取、存儲、運輸、應用一體化，加氫站現(xiàn)場儲氫、制氫模式的標準化和推廣應用。同時，《“十三五” 國家戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃》也提出推動車載儲氫系統(tǒng)以及氫制備、儲運和加注技術(shù)發(fā)展，推進加氫站建設，到2020年，實現(xiàn)燃料電池汽車批量生產(chǎn)和規(guī)?；痉稇?。

（三）中國的氫能開發(fā)與應用已具備產(chǎn)業(yè)化條件

     中國發(fā)展氫能的優(yōu)勢在于具有良好的制氫基礎與大規(guī)模應用市場空間，我國現(xiàn)有工業(yè)的制氫產(chǎn)能已達到2.5×107t[3]，2018年中國棄風、棄光、棄水總電量約為1.0229×1011kWh，國內(nèi)化工行業(yè)還存在部分無法循環(huán)利用的副產(chǎn)氫，均可提供大規(guī)模氫源。同時，中國擁有全世界最大的汽車與新能源汽車市場，在民用車之外，礦山港口重型車、物流車、重柴油車、軌道交通、船舶及岸電設施，甚至航空器，這些都是未來氫能創(chuàng)新應用的方向，中國已具備大規(guī)模氫能利用的供氫條件與市場空間。

     近幾年來中國在氫能關(guān)鍵技術(shù)上已取得突破，初步掌握氫能基礎設施與燃料電池的開發(fā)應用技術(shù)，具有產(chǎn)業(yè)裝備及燃料電池整車生產(chǎn)能力，實現(xiàn)了小規(guī)模示范運營，為氫能及燃料電池產(chǎn)業(yè)大規(guī)模商業(yè)化運營奠定良好的基礎。未來氫能的接受性與市場規(guī)模主要取決于終端用氫的價格、綠色性與安全性，制氫、儲運及加氫等基礎設施的配套至關(guān)重要。

三、中國氫能基礎設施產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)況

（一）投入強度顯著提升，加氫站數(shù)量規(guī)模增加。

     自2017年以來，中國氫能產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)爆發(fā)式發(fā)展，現(xiàn)階段中國的應用市場主要以燃料電池大巴車與物流車為主，為了滿足車輛應用示范，各地已開始大規(guī)模規(guī)劃并建設保障性加氫站，截至2019年3月，中國已投產(chǎn)加氫站數(shù)量達到25座（包括兩座內(nèi)部整改站），較2017年增加14座（見圖 1）。在已建成加氫站中，固定式加氫站11座，撬裝式加氫站14座，此外，有17座加氫站在建，加氫站分布主要集中在廣東、江蘇、上海、湖北、河北等地（見表1）。由于目前車輛以小規(guī)模燃料電池公交及廠內(nèi)測試車輛為主，對于小儲氫量的固定站及撬裝式一體站，在車輛有序加氫及不優(yōu)先考慮加氫時間的應用場景下，其加氫能力基本可以滿足現(xiàn)階段加氫預期， 按此估算，已投運加氫站中加氫能力達500kg以上規(guī)模的有10座。

（二）關(guān)鍵技術(shù)不斷突破，裝備國產(chǎn)化進程加快。

     在制氫技術(shù)方面，國內(nèi)已擁有大規(guī)模煤制氫（制氫能力2×105m³/h 以上）、天然氣制氫（制氫能力8×104m³/h）、甲醇制氫（制氫能力 4×104m³/h 以上）的工程技術(shù)集成能力與實際工程案例，并掌握氫氣液化關(guān)鍵技術(shù)。同時，堿性電解水裝置的單機制氫能力也可達1000~1200m3/h，并擁有完全自主知識產(chǎn)權(quán)的設備制造、工藝集成能力。

     在加氫站方面，國內(nèi)具有自主研發(fā)生產(chǎn)35MPa加氫機能力，完成70MPa加氫機實驗樣機開發(fā)；在壓縮機方面，具備45MPa小流量壓縮機的完全自主研發(fā)制造能力，并可通過進口關(guān)鍵零部件，實現(xiàn)中等流量壓縮機自主集成；同時，擁有87.5MPa壓力等級壓縮機的試驗樣機。在固定儲氫裝置方面，擁有完全自主知識產(chǎn)權(quán)的45MPa與98MPa固定儲氫容器設計與制造能力，其中，45 MPa 儲氫容器單體水容積可達到20 m³，使用壽命可達 5 萬次以上，98 MPa 固定儲氫容器單體水容積可達到1 m³。此外，少數(shù)企業(yè)已擁有加氫站系統(tǒng)控制算法優(yōu)化與產(chǎn)品集成能力，目前加氫站的氫氣一次性利用率可提高到 70 %~75 %。

（三）地方政策紛紛出臺，區(qū)域骨干供給網(wǎng)絡初顯

     全國已有14個?。ㄊ校┮褜嵸|(zhì)性開展氫能產(chǎn)業(yè)布局與推廣工作，分別是廣東、山東、江蘇、湖北、河北、山西、浙江、四川、北京、天津、吉林、遼寧、安徽、河南。以上大部分地區(qū)均出臺了相關(guān)產(chǎn)業(yè)扶持政策，并落地一批燃料電池或整車產(chǎn)業(yè)，推動加氫站建設，積極開展示范運營。例如產(chǎn)業(yè)政策較為完善的廣東省佛山市，2018年6月廣東省發(fā)布了《關(guān)于加快新能源汽車產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新發(fā)展的意見》，明確提出電解水制氫電價享受蓄冷電價的政策；佛山市南海區(qū)人民政府發(fā)布的《促進加氫站建設運營及氫能源車輛運行扶持辦法》，對加氫站補貼力度最高可達到800萬元，對加氫站運營補貼最高可達到20元/kg。這些地方規(guī)劃與政策的出臺，有利于國內(nèi)區(qū)域性供氫網(wǎng)絡的構(gòu)建，加速區(qū)域氫能產(chǎn)業(yè)生態(tài)培育。

四、國外氫能基礎設施發(fā)展的啟示

（一）日本

     日本發(fā)布的《氫能/燃料電池戰(zhàn)略發(fā)展路線圖》，詳實指導了2014年至2040年，日本制氫、儲運、加氫、氫能利用等產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的發(fā)展目標與路徑。在氫能基礎設施方面，結(jié)合日本能源稟賦，提出日本各階段制氫與加氫站建設目標，到2030年日本加氫站數(shù)量要達到1000座且成本降至2億日元，海外制氫運輸回日本的價格將控制在30日元/m³以內(nèi)。

     截至2018年年末，日本已經(jīng)建成106座加氫站，其中80座以上對公眾開放[4]，其余則是專門為公交車或車隊客戶提供服務，這些加氫站成本大多在4億~5億日元，按照政府制定氫能基礎設施項目的補貼政策，補貼金額可達到目前加氫站投資水平的一半左右。

（二）德國

     截至2018年年末，歐洲擁有152座已運營加氫站[5]，其中僅德國就擁有60座對外經(jīng)營站，且2018年度德國就投運了17座，已成為全球擁有第二大公共加氫站數(shù)量的國家[4]，并計劃至2023年建成400座加氫站，以覆蓋60%的德國人口，2030年達到1000座，覆蓋德國的全部人口。

     德國政府在2006年啟動氫能和燃料電池技術(shù)國家創(chuàng)新計劃（至2016年該計劃共支持14億歐元），于2009年啟動氫能供應基礎設施研究，2011年年底發(fā)布實施路線圖。為了尋找可靠的商業(yè)推廣模式，2015年2月，約有27家企業(yè)共同發(fā)起成立了H2M公司，在德國政府的資助下，開展全國加氫基礎設施網(wǎng)絡規(guī)劃、加氫站建設及經(jīng)營工作，目標是建立429個加氫站組成的覆蓋全德的加氫網(wǎng)絡，任一站點與下一站點的間距不超過90 km， 并將整個計劃分為測試驗證、試驗推廣、商業(yè)推廣三個階段實施，同時，對融資、采購、運營及后期市場競爭的資產(chǎn)分配方案均做了詳細規(guī)劃，H2M公司將持續(xù)投資運營德國的加氫站項目，直到加氫站業(yè)務開始盈利時，H2M公司會停止投資，這些資產(chǎn)將會通過評估后由合作企業(yè)優(yōu)先回購，再次形成以市場為主導的產(chǎn)業(yè)發(fā)展模式。

（三）美國

     自2012年美國提出未來向能源部（DOE）在氫能及燃料電池等清潔能源研發(fā)領域投入63億美元后，DOE 聯(lián)合美國高校與企業(yè)共同攻關(guān)氫能及燃料電池關(guān)鍵技術(shù)，并成立美國燃料電池和氫能聯(lián)盟，于2013年啟動H2USA計劃，共同對加氫站網(wǎng)絡規(guī)劃、融資方案、市場拓展制定詳細方案，為美國在氫能基礎設施方面的集成技術(shù)與裝備制造奠定了世界領先地位。截至目前，美國已公開對外運營加氫站達到42座[4]，尚有部分內(nèi)部加氫站數(shù)量未知。

（四）韓國

     2019年1月，韓國政府發(fā)布《氫經(jīng)濟發(fā)展路線圖》，目標是成為世界最高水準的氫能經(jīng)濟國家，并以2022年與2040年作為時間節(jié)點，詳實地提出韓國氫能全產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展目標與實施路徑。計劃到2022年全國氫氣供應量達到4.7×105 t/a，供應價格降至6000韓元/kg，并建成310座加氫站；到2040年，氫氣供應量達到5.26×106 t/a，成本降至3000韓元/kg，建成1200座以上加氫站。同時，實現(xiàn)加氫基礎設施核心裝備技術(shù)完全國產(chǎn)化，并實現(xiàn)全國范圍的管道網(wǎng)絡，促進氫氣大規(guī)模運輸配送。根據(jù)氫氣不同的供給方式，路線圖將加氫站分為氫氣管道供氫型、長管拖車供氫型、電解水制氫加氫一體型三類，對加氫站投資與運營進行補貼支持，其中建設補貼最高可達29億韓元，運營補貼可高達2.2億韓元。路線圖進一步完善了加氫站網(wǎng)絡布點，鼓勵把加油站與天然氣站擴建成加氫混合站，允許在限制區(qū)的公交車站安裝加氫站，并推動逐漸減小加氫站建設相關(guān)的安全距離。此外，韓國政府提出從標準化、法律、人才、國際合作、產(chǎn)業(yè)生態(tài)等方面全面提高國民對氫安全的認知與產(chǎn)業(yè)安全管理體系。

五、中國氫能基礎設施產(chǎn)業(yè)面臨的挑戰(zhàn)

（一）缺少系統(tǒng)性的發(fā)展戰(zhàn)略

     在整個能源生產(chǎn)與消費體系中，氫能的定位尚未明確，將制約其在能源革命中發(fā)揮應有的作用， 也未制定氫能與燃料電池產(chǎn)業(yè)系統(tǒng)性的發(fā)展目標與實施路徑，不利于發(fā)揮現(xiàn)有產(chǎn)業(yè)要素效用最大化及構(gòu)建產(chǎn)業(yè)發(fā)展政策保障體系。

（二）加氫站數(shù)量與性能相對落后

     中國目前建成的加氫站數(shù)量約為日本的四分之一，也遠落后于德國與美國。國內(nèi)大部分加氫站屬于場內(nèi)測試站與撬裝站，這些加氫站的特點就是固定儲氫量或氫氣壓縮系統(tǒng)能力較低，隨著加氫車輛規(guī)模的增加，將無法滿足加氫車輛進場時間隨機化、單次加注時間短的商業(yè)需求，尤其對于撬裝站，單次加注時間完全取決于長管拖車的氫氣壓力與系統(tǒng)壓縮能力，在長管拖車儲氫壓力下降的連續(xù)加注情景下，系統(tǒng)壓縮能力會按比例下降，導致車輛單次加注時間變長。

（三）關(guān)鍵技術(shù)與成本亟待突破

     我國雖已具有35 MPa加氫站關(guān)鍵技術(shù)與裝備集成能力，但在關(guān)鍵指標與國產(chǎn)化方面，還存在很大差距。在壓縮機技術(shù)方面，完全國產(chǎn)化的45 MPa 壓縮機流量較小且在實際應用中故障率較高，其關(guān)鍵部件仍需通過進口后在國內(nèi)組裝，同時，國內(nèi)不具備生產(chǎn)商用87 MPa壓縮機能力。在固定式儲氫裝備方面，國內(nèi)儲氫裝置多為鋼內(nèi)筒鋼帶纏繞容器，目前45 MPa 固定儲氫容器每立方米水容積的價格超過20萬元，98 MPa 固定儲氫容器每立方米水容積的價格超過100萬元。在加氫機技術(shù)方面，加氫槍依賴進口，國內(nèi)70 MPa 加氫機處于試驗驗證階段，與國外商業(yè)化運營的70 MPa 加氫機指標差距較大。此外，氫基礎設施的高壓管路及閥門，目前需依賴進口；加氫站的工藝控制系統(tǒng)未來還需通過實際運營進一步驗證及優(yōu)化。

     此外，我國還缺少70 MPa 壓力等級、液氫加氫站、氫氣檢測、管道運氫、加氫站工程投資及財務評價等相關(guān)標準規(guī)范。這些標準尚未制定，與我國尚未完全掌握相關(guān)技術(shù)及缺少驗證性數(shù)據(jù)有一定關(guān)系。

（四）產(chǎn)業(yè)管理與監(jiān)管體系尚未構(gòu)建

     加氫站作為城市基礎設施類固定資產(chǎn)投資項目，若按照投資額度，在絕大多數(shù)地區(qū)按照備案類項目管理，備案權(quán)基本下放至區(qū)縣級政府。在項目論證期，需完成環(huán)評、規(guī)劃、安評、節(jié)能、土地、維穩(wěn)等方面的論證；在報建階段，需要通過規(guī)劃、住建、消防、安監(jiān)、市監(jiān)等部門審批； 在項目運營前還需通過以上事項的驗收，由于各主管部門對加氫站的評估審批缺乏實際依據(jù)與案例，也缺少自上而下的技術(shù)論證與標準支撐，導致“審批難、審批慢”。此外，制氫設備在我國長期作為大型化工、電子、能源項目的配套設施， 安全監(jiān)管體系已成熟，而加氫站作為城市交通體系的氫氣分發(fā)站，安全監(jiān)管體系尚未構(gòu)建，不利于行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。

（五）商業(yè)模式與持續(xù)路徑亟待探索

     加氫工藝的復雜性導致加氫站投資及運營成本遠超天燃氣站，一座 600 kg日平均加氫能力的簡易固定式加氫站，僅主要設備與土建投資就超過1000萬元，靜態(tài)總投資會達到1500萬元甚至2000萬元以上，如圖 2預測了在不同靜態(tài)總投資情況下，不同規(guī)模加氫站日售氫量、氫氣價差等三個關(guān)鍵投資參數(shù)對應的盈虧平衡線，以600 kg加氫站為例，在滿負荷運轉(zhuǎn)的理想狀態(tài)，當靜態(tài)投資為1250萬元時， 保持氫氣售價與進場價差價為 14.35元/kg時，可實現(xiàn)盈虧平衡，當靜態(tài)投資達到2200萬元時，需要將氫氣售價與進場價差控制到19.25元/kg才能實現(xiàn)盈虧平衡；當加氫站規(guī)模較小、土地等非技術(shù)成本升高時，建設方以1750萬元投資400kg加氫站，在滿負荷狀態(tài)，需要將售價與進場價差控制到24.35元才能實現(xiàn)盈虧平衡。此外，現(xiàn)階段市場用氫需求較小、加氫站設備與工藝也未經(jīng)過高負荷運轉(zhuǎn)的穩(wěn)定驗證，未來加氫站運營成本會比理論預測值或目前實際經(jīng)驗值要高。

注：評價方法依據(jù)《建設項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)》（第三版）和現(xiàn)行財稅制度，并按照國家能源集團投資決策管理制度，結(jié)合已有工程經(jīng)驗與《中國石油天然氣集團公司建設項目經(jīng)濟評價參數(shù)》選取評價參數(shù).

     若參照汽油車運營成本制定售氫價格，結(jié)合現(xiàn)有的制氫與運氫價格，在沒有補貼的情況下， 加氫站很難實現(xiàn)盈虧平衡。通過投資加氫站、外購氫、售氫的單一模式將無法持續(xù)，缺少協(xié)同制氫、儲運氫、加氫等基礎設施網(wǎng)絡資源的優(yōu)化配置，難以減少供氫成本，不利于整個氫能產(chǎn)業(yè)的持續(xù)發(fā)展。

六、中國氫能基礎設施產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略思考

（一）氫能基礎設施產(chǎn)業(yè)的發(fā)展目標與路徑

     未來30年，我國的氫能基礎設施產(chǎn)業(yè)總體將分成三個階段。

     第一階段（當前到2025年）：形成頂層路線清晰、產(chǎn)業(yè)政策基本健全、安全監(jiān)管基本完善、市場競爭相對有序、商業(yè)模式不斷創(chuàng)新、產(chǎn)業(yè)聚集加速、加氫關(guān)鍵裝備技術(shù)基本實現(xiàn)國產(chǎn)化的產(chǎn)業(yè)發(fā)展態(tài)勢，為產(chǎn)業(yè)健康持續(xù)發(fā)展奠定基礎。本階段已完成氫能在我國的發(fā)展定位與戰(zhàn)略目標，形成自上而下相對健全的行業(yè)發(fā)展指導意見、審批管理和財稅優(yōu)惠政策，基于信息化基本完成全國氫能基礎設施安全網(wǎng)絡體系。

     在發(fā)展路線上，本階段氫源將以城市周邊富裕的工業(yè)副產(chǎn)氫、化工與電子行業(yè)配套的小規(guī)?；茉粗茪錇橹?，少部分地區(qū)的電解水制氫為輔；儲運以20 MPa 高壓氣態(tài)為主，完善45 MPa 以上壓力儲運技術(shù)及標準，并完成應用驗證；加氫站將基本覆蓋先行示范的城市，對外商業(yè)化運營站將達100座以上，并完全掌握70 MPa 加氫機、平均流量200 m³/h以上90 MPa 壓縮機、平均流量800 m³/h以上45 MPa壓縮機等關(guān)鍵裝備技術(shù)，基本實現(xiàn)國產(chǎn)化。

     第二階段（2025—2035年）：形成產(chǎn)業(yè)政策健全、行業(yè)監(jiān)管完善、市場競爭有序、商業(yè)模式成熟、加氫關(guān)鍵裝備技術(shù)完全國產(chǎn)化，高效、安全、低成本的供氫網(wǎng)絡初顯的產(chǎn)業(yè)發(fā)展形勢，為產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量持續(xù)發(fā)展奠定基礎。

     本階段的產(chǎn)業(yè)政策、行業(yè)監(jiān)管健全成熟，補貼及財稅優(yōu)惠政策開始退坡，產(chǎn)業(yè)處于以市場驅(qū)動下有序競爭且日益激烈的發(fā)展環(huán)境。在發(fā)展路線上， 氫源將以煤制氫等大規(guī)模集中供氫（部分配套碳捕獲、利用與封存）與綠色電解水制氫為主，工業(yè)副產(chǎn)氫為輔，并將充分挖掘市場已有氫源，形成大規(guī)模氫氣運輸?shù)母窬?，低成本、高效安全的全國供氫網(wǎng)絡開始構(gòu)建；儲運以45 MPa以上高壓氣態(tài)為主，完善液氫儲運技術(shù)及標準，開展長距離液氫運輸及液氫加氫站應用；全國性骨干加氫網(wǎng)絡初顯，對外商業(yè)化運營加氫站將達到1000座以上，關(guān)鍵裝備及技術(shù)完全國產(chǎn)化，并處于全球領先水平。

     第三階段（2035—2050年）：形成高效低碳的氫能供給網(wǎng)絡，市場引領、價格調(diào)節(jié)、體制機制科學健全的高質(zhì)量發(fā)展格局。在發(fā)展路線上，以可再生能源制氫為主（包括太陽能光解水制氫技術(shù)），煤制氫（配套碳捕獲利用與封存）為輔，各地也將根據(jù)資源與工業(yè)的發(fā)展情況，因地制宜地選擇“深綠”的供氫方案，并配套包括城市管道輸氫在內(nèi)的多種運氫方案，最終實現(xiàn)供氫網(wǎng)絡與工業(yè)、電力、建筑、交通行業(yè)不同程度的融合；基本形成覆蓋全國的加氫網(wǎng)絡，對外商業(yè)化運營加氫站將達到10000座以上，關(guān)鍵裝備及技術(shù)達到全球領先水平。

（二）具體建議

1.加強氫能產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略研究

     建議加快研究將氫能納入我國能源體系事宜， 推動氫能成為國家能源戰(zhàn)略的重要組成部分，制定詳細的氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展實施路線圖，戰(zhàn)略的研究要充分立足于氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展對我國綠色低碳循環(huán)發(fā)展、推動能源革命、建設制造強國的貢獻，科學分析產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量可持續(xù)發(fā)展的技術(shù)路線、時間表與重點任務，重點規(guī)劃基于實現(xiàn)氫能與工業(yè)、電力、建筑、交通行業(yè)深度融合的安全高效、低碳循環(huán)的氫能供給網(wǎng)絡與應用場景，將發(fā)展氫能與我國建設現(xiàn)代經(jīng)濟體系的重大部署緊密結(jié)合，實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)高起點開局、高質(zhì)量實施、可持續(xù)發(fā)展。同時，研究設立氫能源及燃料電池國家重大專項的工作方案。

2.建立健全產(chǎn)業(yè)政策、安全監(jiān)管及技術(shù)標準體系

     相關(guān)部委聯(lián)合研究出臺氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見，加強各級主管部門的相互協(xié)作；出臺安全評價等關(guān)鍵審批事項自上而下的管理辦法與技術(shù)論證方案，建立氫能基礎設施項目“安全綠色”的審批通道；加快健全中國氫能標準體系，進一步完善氫能基礎設施設計、建設與驗收相關(guān)標準；參照充電設施，盡快出臺將加氫站納入城市建設規(guī)劃指導意見；加快建立第三方檢測；逐步建立健全產(chǎn)業(yè)準入與退出機制、氫能基礎設施裝備質(zhì)量追溯體系、企業(yè)質(zhì)量安全評價體系、責任延伸制度，與補貼政策、金融支持相掛鉤；探索建立基于信息化的氫能大安全監(jiān)管平臺；分類指導、穩(wěn)步推進取消電解水制氫站選址受化工園區(qū)限制；加強氫能源科普宣傳，構(gòu)建良好的產(chǎn)業(yè)發(fā)展氛圍，吸引更多社會資源。

3.建立氫能基礎設施關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)與核心裝備自主化的長效機制

     依托行業(yè)骨干企業(yè)、科研機構(gòu)與高校，聯(lián)合組建國家級工程技術(shù)中心、國家實驗室、國家制造創(chuàng)新中心等平臺，共同開展氫能基礎設施關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，建立氫能知識產(chǎn)權(quán)共享機制，高效共享閑置和分散的知識產(chǎn)權(quán)資源，最大化地實現(xiàn)資源價值；加強國家及各地重點研發(fā)計劃關(guān)于氫能基礎設施關(guān)鍵技術(shù)及裝備國產(chǎn)化支持力度；支持在具備條件的地區(qū)設立自主創(chuàng)新氫能產(chǎn)業(yè)示范區(qū)， 利用已有優(yōu)勢加快產(chǎn)業(yè)聚集，布局一批具有引領作用的重大氫能示范工程；加強國際交流，鼓勵實施氫能源國際大科學計劃和大工程，形成國際化的協(xié)作機制。

4.加大對氫能基礎設施全產(chǎn)業(yè)鏈的補貼政策及金融支持

     加快制定產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)項目基準收益等投資論證的科學決策依據(jù)，堅持市場主導與政策驅(qū)動并行， 加強宏觀質(zhì)量調(diào)控，逐步建立科學合理的產(chǎn)業(yè)補貼政策與退坡機制；研究氫氣增值稅降至與天然氣同檔稅率、并享受增值稅即征即退50% 優(yōu)惠政策； 將加氫站納入國家重點扶持的公共基礎設施，享受企業(yè)所得稅“三免三減半”政策；逐步消除電解水制氫基本電價，探索建立谷電期環(huán)保高效特別是超低排放機組、可再生能源項目特別是超出地區(qū)保障利用小時與平價上網(wǎng)的機組，與制氫企業(yè)直接電力交易的機制；拓寬產(chǎn)業(yè)投融資渠道，鼓勵政府金融平臺與社會資本加入的多元化投資體系，支持各地設立氫能基礎設施產(chǎn)業(yè)發(fā)展專項基金；支持各地給予前沿性氫能設施裝備制造、率先采用國家科技專項成果的儲運及加氫項目資金獎勵、風險補償與融資貼息等支持。

參考文獻

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[5]The Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking. Hydrogen roadmap Europe [M]. Belgium: Publications Office of the European Union, 2019.

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