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氢能被纳入能源法，企业真正迎来春天

文摘   2024-11-12 19:58   江苏  
11月8日，第十四届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议审议通过了《中华人民共和国能源法》（下称《能源法》），于2025年1月1日正式生效实施。这一举措标志着中国在推动能源领域法治化进程中迈出了一大步。


作为世界上最大的能源生产和消费国，中国长期面临能源领域综合性法律缺失的问题，《能源法》的出台填补了这一空白。值得注意的是，《能源法》首次将氢能纳入国家能源管理体系中。
发展氢能对我国意义重大
据国际能源署统计，化石能源的燃烧和工业生产使用化石能源而产生的二氧化碳排放量占温室气体排放量的89%，未来温室效应将不断加剧，进而引发一系列难以预测的后果。因此，寻找和推广新一代清洁能源已成为全球面临的紧迫任务。氢能源作为一种绿色、清洁高效的可再生能源，是减少温室气体排放和实现碳中和的关键。
在新能源发展、成本降低推动下，我国氢能产业探索摆脱传统发展路径，迈向绿色化、低碳化、多元化、高端化新阶段，中国政府已将氢能产业发展纳入“十四五”规划之中。此后几年时间里，国家陆续发布一系列重大政策举措，明确了氢能在我国能源转型中的战略定位、总体要求和重大举措，描绘了氢能发展的蓝图——
2022年，首次发布了《氢能产业发展中长期规划（2021~2035年）》，明确了氢能在新型能源体系中的战略定位、发展目标和重大举措。
2024年7月发布的《中共中央、国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》指出，要推进氢能“制能输用”全链条发展；推进交通运输绿色转型；完善加氢（醇）站等基础设施网络绿色转型政策体系，建立健全氢能“制能输用”标准。
再联系到此次“氢能入法”，不难看出，我国正在不断强调氢能在国家能源战略中的重要地位。
相关部门预测，从长期看，氢能是需求侧终端推动工业、交通、建筑、电力等难脱碳领域实现减碳目标的关键，2060年有望贡献10亿吨级碳减排解决方案；从目前到2045年，以灰氢减退、源头降碳为主，可实现二氧化碳减排5亿吨；到2060年，以绿氢替代、终端降碳为主，可再实现二氧化碳减排6亿吨。届时，氢能产业对我国“双碳”目标贡献度可达10%。
国内企业积极性不断提升
近年来，全球氢能产业发展迅速，多个国家和地区纷纷出台氢能战略，推动氢能技术的研发和应用，如美国、日本、德国等国更新了氢能战略，南美和中东等地确定了氢能出口发展目标，欧盟也提出了多领域绿氢替代目标，包括航空燃料和工业用氢。
根据相关机构的预测，目前工业领域用氢以原料为主，未来将向燃料拓展，规模将从2020年的3000万吨/年增至2030年的3600万吨/年。其中，化工用氢规模基本稳定，绿色氨醇是重要转型方向，炼油用氢将在达峰后略有降低，绿氢炼化规模扩大，钢铁用氢规模保持增长。
尽管氢元素在自然界中分布广泛，但天然氢的勘探和开采仍处于起步阶段。目前，氢气主要通过人工制备获得，有化石能源制氢、电解水制氢、工业副产氢、可再生能源制氢和生物质制氢等制氢方案。这其中，又以前两种为主流工业生产方式：前者是化石能源制氢根据使用的原料不同，分为煤制氢和天然气制氢，但由于化石能源制氢产生的碳排放量高，利用化石能源制得的氢气被称为灰氢。 后者是将直流电通入充满电解液的电解槽，使电解液中作为溶剂的水分子分解为氢气和氧气，目前主流的制氢技术路线包括碱性水电解、质子交换膜水电解和固体氧化物水电解。
氢能产业链的上游环节主要涉及氢气的制备，中游环节为氢能的储运，下游环节包含氢能的应用及加注。整个产业链的流程可概述为：初步进行氢气的制备，随后将其储存或运输至氢能需求场所，最后进行氢气的加注或应用于生产。
我国早对氢能产业链有所布局。碱性电解水制氢无需催化剂且电解槽寿命长，适合小规模用氢，目前市场化程度最高。早在2018年，双良节能就开始布局氢能源领域；2022年正式进军氢能行业，其自主研发的绿电智能制氢系统采用完全自主设计制造的压力容器、BOP装置和催化剂等核心部件，实现了制氢过程的自动化与精细化管理，并于日前下线了全球范围内产氢规模最大、电流密度最高，且在同等电流密度下能耗最低的碱性水电解制氢装置，达到了5000Nm³/h的产氢量。
科威尔在三季报中称，受下游需求结构变化影响，公司氢能业务中电解槽测试系统占比提升至60%左右，燃料电池业务占比下降；分区域看，该公司氢能海外订单表现良好。
美锦能源在三季报中称，该公司副产品焦炉煤气中富含氢气55%左右，是目前低成本大规模制氢的重要途径之一，公司产业间协同优势明显。该公司青岛和佛山园区正积极引入产业链配套企业，进一步加强上下游集聚程度，形成协同效应；位于北京大兴的美锦氢能总部基地一期项目正按进度施工，预计2025年6月前投入使用；未来公司将开展制氢加氢一体站及氢车物流运输的协同运营。
中集安瑞科在三季报中称，该公司的氢能业务放眼未来，打开业绩增长天花板，政策和经济性推动氢能行业大发展，现阶段绿氢制取逐步向全面平价点逼近，氢能产业将迎爆发，带来储、运、用环节氢瓶机会。
即使如此，阻碍氢能行业发展的一些阻碍依然存在，首要的就是制氢成本居高不下。目前，绿氢制氢成本在18~45元/千克，高于灰氢（10~19元/千克），与蓝氢接近。绿氢成本较低的地区主要分布在西部风光资源条件优越的地区，但这些地区通常远离中东部氢气消费核心地区，导致区域有错位、产业难配套、储运成本高。
基础设施方面也存在诸多不足，例如，加氢站的建设速度和分布密度无法满足市场需求，尤其是在一些偏远地区。2023年，我国加氢站建设数量是全球最多的（428座），增速也是最快的，但加氢站的分布和使用效率仍需提升。
关于氢能产业高质量发展的建议
我国氢能产业发展已经取得了一定的成就，通过加强顶层设计、科技创新、政策支持和制度建设，有望实现高质量发展，为全球能源转型和可持续发展作出更大的贡献。为了推动这一新兴产业的高质量发展，有必要在多个方面进行综合考量与调整。
首先，在政策保障方面，加快构建国家级的氢能政策体系至关重要。这不仅涉及1+N政策体系的具体实施，还要求制定详尽的氢能发展路线图。面对氢能项目可能出现的同质化倾向，国家层面应发挥主导作用，设定全国性的目标与政策导向，指导地方制定具有地方特色的顶层规划，促进形成差异化的产业集群。
其次，针对产业发展中遇到的技术和安全障碍，明确氢能的安全管理机制。加氢站的建设和管理需要明确各部门的职责分工，借鉴国外的成功经验，成立专业的氢能管理机构，以协调各个环节的工作，简化审批流程。此外，氢能的安全发展还需要强化安全技术和管理能力，建立符合氢能特性的安全机制，尤其是加强对人为因素的管理。
再次，因地制宜发展氢能，避免地方政策出现雷同化现象。建议各地根据自身的资源特点和发展条件，精准定位氢能生产和应用的方向，避免资源浪费。
最后，拓展氢能的应用场景。应采用点线结合的战略，选择资源丰富、产业集聚、经济发达且环境压力较大的区域作为氢燃料电池的示范点，重点关注城际交通、物流、特种车辆和分布式发电等领域的试点。同时，加强财政支持力度，参考先行城市的成功案例，将符合条件的区域纳入氢燃料电池汽车示范城市群。


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© 来源：第一财经

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