近年来，“新型储能热”“氢能热”接踵而至，企业、资金跃跃欲试，希望能提前布局下一个风口。但目前，氢能相关产业目前在技术、成本、商业模式上仍未显示出明显优势，这一技术路线的变革，将如何加速走向规模化发展，能否兑现人们的期待？

储运环节降本至关重要

工业中产生的氢气目前主要是碳基（灰氢），无碳或碳中性技术仍处于技术成熟的早期阶段，处于经济学家所谓的技术曲线的“死亡谷”阶段。

北京清华工业开发研究院副院长、水木明拓（达茂）氢能源科技有限公司总经理付小龙指出，在整体行业投入中，资本缺环或投资不足的情况还是非常明显。“在行业发展前期，企业付出高额投资成本时，谁来为绿氢的绿色溢价买单，目前这样的资本是缺乏的。”

《中国氢能产业展望》中也有相关的表述：“不论是锂电、光伏还是新能源汽车，所有新能源技术和产品在发展初期都曾面临‘产品性能差-客户满意度低-市场需求少-投资意愿低-技术进步慢-难以产业化’的‘死亡谷’困境。”

寻求真正的“绿氢”——使用太阳能和风能等可再生电力生产的氢气——成为当务之急。

日本是将绿氢制备寄希望于进口。日本明确提到“从战略层面考虑推进氢能标准化工作，推进发展以买方为主导的国际贸易模式”。日本氢能战略设定“将在2030年前后建立商业规模的供应链，每年采购约300万吨氢气”，这300万吨进口氢能虽然并不会直接改善日本的能源进口依赖度，但可以进一步多元化日本的能源结构，增加能源供给渠道，增强日本能源体系的稳定性。

自2024年2月起，我国氢能产业政策不断出台，针对氢能制、储、运、加、用等全产业链构建政策体系。

如“加快前沿新兴氢能、新材料、创新药等产业发展”已被写入今年《政府工作报告》；此前地方两会上，31个省级行政区中有22个将氢能写入政府工作报告。

3月18日，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》提出，编制加快推动氢能产业高质量发展的相关政策，有序推进氢能技术创新与产业发展，稳步开展氢能试点示范，重点发展可再生能源制氢，拓展氢能应用场景。

此外，北京、山东、广东、江苏、山西、重庆、海南、湖北、四川等省市也积极响应国家号召，不断推出氢能产业支持政策，内容涵盖氢能核心技术开发、加氢站建设、氢燃料电池汽车应用等多个方面。

从应用侧来看，要降低绿氢成本，中间的储运环节降本至关重要。

绝大多数灰氢的生产和使用在一个地方，仅有少量氢通过管线车等方式运输，所以没有一个成体系的氢能输送网络。而绿氢的生产主要集中在风光资源充沛的地区，生产和使用在地理上出现了分离。氢的储运是现阶段产业发展的卡点。

在付小龙看来，氢作为分子量最轻的元素，非常难以运输，而甲醇、氨等都是很好的氢载体，在中间环节将氢转换为方便运输的甲醇或氨，再在终端应用环节转换为氢，是一个很好的解决方案。

2023年，中国首条“西氢东送”输氢管道示范工程被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着中国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。“西氢东送”起于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市，管道全长400多公里，是中国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。五矿证券分析，中国大规模的纯氢管道正处于示范项目建设初期。目前中国开展前期设计工作的氢气管道里程共计1850公里，各企业规划的氢管网总里程约1.7万公里。中国输氢管道的每百公里运输成本在1元/kg以上，有较大下降空间。

绿氢放开生产限制，应用场景拓宽

2023年下半年以来，新疆、河北、吉林等省、自治区相继明确绿氢生产项目可不入化工园区，且无需取得危化品安全生产许可，非化工园区制氢可以让制氢靠近应用端，降低储运成本，推动氢能规模化利用。

4月16日，内蒙古自治区能源局会同工信厅、应急管理厅等11个部门联合印发了《内蒙古自治区可再生能源制氢产业安全管理办法（试行）》（以下简称《管理办法》）。《管理办法》明确，绿氢项目不需取得危险化学品安全生产许可，继河北、吉林等省份之后对可再生能源制氢在危化品许可方面进行政策松绑。

《管理办法》明确，该许可放松政策限于绿氢生产环节，绿氢运输仍需按照危险货物运输管理，从事绿氢道路运输应向交通运输主管部门取得道路危险货物运输相关许可。移动式压力容器、气瓶的充装单位应向特种设备安全监督管理部门取得充装许可。

此外，《管理办法》允许在化工园区外建设绿氢项目和制氢加氢一体站。绿氢加氢站参照天然气加气站管理模式，经营性绿氢加氢站应向燃气主管部门取得经营许可。

长期以来，政策将氢列为危化品范畴，制氢项目属于危化品生产领域，须布局在化工园区内，且需要取得危化品生产许可证，这在一定程度上提高了绿氢制造成本。

此次发布的《管理办法》，将进一步推进全区绿氢产业提档升级。同时，该办法建立了一整套绿氢产业安全管理机制，有效管控可再生能源制氢产业全链条重大安全风险，促进可再生能源制氢产业安全发展。

随着放开生产限制政策逐步落地，氢能产业发展或将提速。

“绿电”与“绿氢”灵活转换，能否兑现零碳未来

夜深人静，在位于金安经济开发区的安徽六安兆瓦级氢能综合利用示范站里，一套PEM制氢系统正在利用低谷电电解水制造氢气。这是我国首座兆瓦级氢能综合利用示范站，是具有自主知识产权的“制、储、发”氢能技术在国内首次全面验证和工程应用。

聚焦于氢储能细分领域，我国已有由国家电网建设运营的安徽六安国内首个兆瓦级氢能综合利用示范站、浙江台州大陈岛氢能综合利用示范工程，以及南方电网全国首个固态储氢项目三个氢储能项目实现投运。

“利用低谷电，我们每小时可以生产氢气220标准立方米，一天可以产氢180公斤。在用电高峰，我们会利用PEM燃料电池将储存起来的氢气用于发电，最大发电功率1.3兆瓦。根据测算，理想情况下，利用氢、电相互转换，每3度低谷电可以在高峰期发1度电。”综合利用站运维人员任路军表示。

氢能公司Tree Energy Solutions（TES）联合创始人兼首席执行官、标普全球（SPGI）独立董事马克·阿尔韦拉曾详细阐述过氢作为储能方案应用于电力系统的场景和比较优势：为了解决可再生能源间歇性、季节波动性等问题，未来的电力系统会在旺季将一部分可再生能源转化为绿氢，通过电网输送，并在淡季用于电厂燃烧发电，或者利用电网级燃料电池发电。在这一过程中，或许会损耗接近40%的电力，但相较于电化学等储能方式，氢储能在长时间尺度上仍具有成本优势。

马克·阿尔韦拉据此设想，未来的家庭、工商业用能将会配备双燃料系统，分别与电网、氢网和可逆电解槽或燃料电池进行连接、转换，满足不同使用场景需要。

六安项目、南方电网项目等在氢储能技术、商业模式等方面初步进行了一些验证与突破，但不管是被寄望于在电力领域“大展拳脚”的氢储能，还是通过可再生能源制取的绿氢，目前距商业化、规模化发展都还有一定距离。

一是政策上总体尚停留在发展规划阶段。典型如国家发展改革委等发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中，提到培育“风光发电+氢储能”一体化应用新模式，在广东、山东等各省级的氢能发展规划中氢储能也属于标配，但尚未有具体补贴细则等政策落地。

二是技术上大规模储氢、发电方案等仍待更多验证。目前国内氢储能技术链条已初步打通，如南方电网项目，采用固态储氢存储200立方氢气，可持续稳定出力12小时、发供电1200度。但当储能规模达到商业化的百兆瓦级后，电解槽达到数十台，储氢容量需求将达10万立方，燃料电池发电系统达到百兆瓦，此时如何灵活调度电解槽及燃料电池容量，能否安全实现氢电耦合等，目前国内外均尚无参考案例。

三是在商业模式上定位不明确。氢储能商业模式相对灵活丰富，如六安兆瓦级氢储能项目，制取的氢气既用于加氢站也用于并网调峰。但模式灵活也意味着需在不同应用及技术方向上进行平衡与取舍。如是首先保障对加氢站每日相对稳定的供应量，还是及时准备响应并网调峰突发性较强的调度需求；是选择配备大规模储氢罐，还是选择构建柔性制氢-发电系统等。归根到底，问题的核心在于发掘最具经济性的模式方案。