分析京津冀协同发展氢能路径

　　1引言

　　氢能与燃料电池是全球能源技术革命的重要方向，氢燃料电池也是汽车产业未来发展的战略制高点。

　　加快发展氢能产业，是应对全球气候变化、保障国家能源供应安全和实现可持续发展的战略选择，是贯彻落实党的十九大精神、构建“清洁低碳、安全高效”能源体系、推动能源供给侧结构性改革的重要举措，是探索以能源变革带动区域经济高质量发展的重要实践。

　　2全球兴起氢能发展新热潮

　　全球主要国家高度重视氢能产业发展。美国、日本、德国、韩国等发达国家已经将氢能上升到国家能源战略高度，并作为国家能源体系的重要组成部分。通过核心技术研发扶持、燃料电池技术综合应用示范和加氢基础设施补贴等政策手段积极发展氢能。

　　日本率先提出“成为全球实现氢能社会的国家”的战略目标，先后发布了《日本复兴战略》、《能源战略计划》、《氢能源基本战略》和《氢能及燃料电池战略路线图》，规划了实现氢能社会战略的技术路线，并计划以2020年东京奥运会为契机推广燃料电池汽车。目前，日本已初步实现了以丰田Mirai汽车和Ene-Farm家用热电联产系统为代表的成熟产品体系。欧洲燃料电池和氢能联合组织（FCHJU）发布的“欧洲氢能路线图”提出，发展氢能是欧洲能源转型的可持续发展途径，预计到2050年氢能将占终端能源需求的24%，可为欧盟公司的燃料和相关设备创造约8200亿欧元的产业和540万个就业岗位，减少560亿t的二氧化碳排放。

　　韩国明确提出2030年进入氢能社会，并发布“氢能路线图2040”，计划到2040年氢燃料电池汽车累计产量达到620万辆，加氢站达到1200个，使氢能经济成为拉动创新增长的重要动力。除主要发达国家政府推动外，相关国际知名企业纷纷开展合作以保持领先优势，发起成立了国际氢能委员会（HydrogenCouncil）、加氢基础设施联盟（H2Mobility）以及汽车集团双边技术联盟等跨国产业组织，企业间协同合作已经渐成趋势。

　　截至2018年底，全球燃料电池的装机量超过2090.5MW；燃料电池乘用车销售累计约9900辆；燃料电池商用车的销售量主要集中于中国，2018年国内燃料电池商用车销量达到1527辆；全球运营加氢站369座，其中亚洲136座（日本96座，中国23座）、欧洲152座、北美洲78座。

　　3中国氢能产业化态势积极

　　随着全球氢能发展步入新一轮机遇期，国家引领、企业合作、产业协同已成为世界氢能发展的大趋势。进入新时代，我国氢能产业要担负起引领产业转型升级和生态文明建设的双重使命。未来，氢能在我国终端能源中占比将达到10%，与电力协同互补，共同成为我国终端能源的消费主体。

　　2011年以来，我国相继发布《“十三五”战略性新兴产业发展规划》、《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》、《节能与新能源汽车产业发展规划（2012—2020年）》、《中国制造2025》等顶层规划，并将“推进加氢设施建设”写入政府工作报告，引导并鼓励氢能及燃料电池产业发展。

　　与发达国家相比，我国在氢能产业治理、装备制造、基础设施建设以及燃料电池技术发展等方面仍相对落后，主要原因在于基础研究和核心技术投入不足，应用领域政策支持不完善，产业链各环节集中度不够等。整体上看，尽管我国氢能及燃料电池产业链较为薄弱，但产业化态势全球最佳。

　　我国氢能及燃料电池产业化逐步呈现以下3个显著特点：

　　（1）能源与制造大型骨干企业加速布局。与国外产业巨头积极介入氢能与燃料电池领域不同，我国氢能及燃料电池产业发展初期以中小企业、民营企业为主，能源与制造业大型骨干企业的介入程度有限。随着我国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟的成立，大型骨干企业加速布局氢能产业。截至2018年国内氢能及燃料电池产业链规模以上企业约309家，能源与制造业大型骨干企业占比近20%。

　　（2）基础设施薄弱，有待集中突破。多数企业主要分布在燃料电池零部件及应用环节，氢能储运及加氢基础设施发展薄弱。目前，我国在营加氢站23座，全球占比6.2%。按照我国《节能与新能源汽车技术路线图》规划，到2020年、2025年、2030年，我国加氢站数量将分别超过100座、300座和1000座，规模全球领先。

　　（3）区域产业集聚效应显著。近年来，北京、上海、广东、江苏、山东、河北等地纷纷开展地方氢能发展规划，并先行先试推动氢能及燃料电池产业化，产业链相关企业合计占全国规模以上企业总数的51%。2018年，仅广东省、北京、河北三地的燃料电池汽车销售量的占比就高达79.56%。

　　目前，河北、山东、山西等10省市自治区已将发展氢能作为政府工作重点，超过30个城市初步发布氢能发展规划，涉及产业链投资近千亿元，资本市场更是蓄势待发。为推动我国氢能产业的高质量发展，国家应从能源战略高度，逐步将氢能纳入国家能源体系，加快顶层设计，指导各地市结合自身资源技术禀赋发展氢能产业。通过京津冀、长江流域等环保刚性约束重点地区先行先试，充分发挥氢能零排放生态优势，打造氢能及燃料电池产业链示范，积极支撑可再生能源发展。

　　4京津冀蓝天保卫战

　　推动京津冀协同发展是我国的一个重大国家战略，对于打造新型首都经济圈、推动京津冀一体化发展、促进全国区域协调发展、提升国家形象和国际竞争力具有重大意义。京津冀协同发展是一个系统工程，而区域生态环境首当其冲。京津冀地区当前环境形势仍十分严峻。

　　从2013年我国发布《大气污染防治行动计划》，到2018年实施《打赢蓝天保卫战三年行动计划》以来，京津冀以调整产业结构、能源结构和交通结构为重点，持续实施大气污染防治行动，全力落实秋冬季大气污染综合治理攻坚行动各项措施。2018年，京津冀区域细颗粒物（PM2.5）平均浓度为60μg/m3，较2013年下降43.4%，提前实现了《京津冀协同发展生态环境保护规划》提出的“到2020年PM2.5浓度比2013年下降40%左右”的阶段目标。虽然区域空气质量整体有所改善，但排放总量依然较大，形势依然严峻。京津冀地区2018年细颗粒物（PM2.5）平均浓度超过国家标准（35μg/m3）71.43%，是全国平均水平（39μg/m3）的1.54倍。京津冀及周边地区的二氧化硫排放强度是全国平均水平的3.6倍，NOx和烟粉尘排放分别是全国平均水平的4倍和6倍，远超区域环境承载力。生态环境部《中国经济生态生产总值核算发展报告2018》显示，京津冀年生态环境损失成本高达3087亿元。

　　京津冀地区是我国重要的能源消费地区之一，聚集了大量的电力、钢铁、建材、有色、化工等高耗能产业，能源消费结构以化石能源特别是煤炭为主，清洁能源消费比重低，能源对外依存度较高、供应保障压力大，公路货运比例高，重型货车污染物的集中排放，是全国污染物排放强度最大的区域。据测算，京津冀及周边区域进入采暖季后，二氧化硫排放增加近50%，一次PM2.5排放增加约30%，尤其作为PM2.5主要组份的有机碳排放增加近1倍。随着“降煤增气”的深入推进，京津冀区域采暖季“气荒”蔓延，2017年新增天然气需求为31.6亿m3，占中国冬季天然气需求增量的50%。因此，京津冀的大气污染综合治理需要从能源革命角度优化思路，注入新动能，实现经济发展和污染防治同向而行，持续巩固蓝天保卫战成果。

　　4.1氢能综合利用与京津冀大气污染防治

　　按照《京津冀能源协同发展规划（2016—2025年）》思路，京津冀能源发展除了“降煤增气”外，要着力推进可再生能源发展和消纳，规划建设能源高端应用示范，实现绿色发展。氢能在其中可以扮演重要角色：积极探索工业副产氢提纯利用和可再生能源发电制氢，完善氢气“制备—储运—分发”基础设施建设，一方面探索开展天然气掺氢（HCNG）应用，推动形成天然气掺氢相关标准规范，提升能源综合利用效率，缓解季节性天然气供应不足等问题；另一方面大力推进燃料电池在交通领域的应用，尤其加快柴油车替代。燃料电池汽车（FCEV）相对于传统汽柴油动力车辆和锂电池动力车辆具有综合效率高、清洁环保、良好的低温适用性和驾驶体验感，并且顺应“电动化、智能化、共享化”融合大势，将在未来新能源汽车战略中占据重要地位；且燃料电池车在生成电能的过程中，可净化大气中99.9%的可吸入颗粒物，被誉为“移动的空气净化器”。双管齐下可有效降低传统化石能源污染物集中排放，同时充分利用现有基础设施，避免大范围改造成本和持续补贴。

　　混氢天然气（HCNG）途径。将氢气按一定比例掺入天然气（小于20%）可直接通过现有管网进行民用燃气示范、工业示范以及应用于交通车辆，尤其是压缩天然气（CNG）出租车和公交车。

　　2017年，国家发展和改革委员会发布《北方地区冬季清洁取暖规划（2017—2021年）》，京津冀地区天然气消费总量达到336亿m3，增速22.7%，创下历史新高，河北省的天然气供需缺口达到10%~20%。预计京津冀地区2020年、2025年的天然气需求量将达到540亿m3和757亿m3。考虑按10%比例掺烧，将产生54亿m3和75.7亿m3氢气需求1，有助于缓解京津冀地区冬季天然气采暖需求集中释放，实现天然气调峰需求，确保煤炭清洁利用工程的有序推进，并且年均减少约750万t二氧化碳、2.4万t二氧化硫和2.1万t氮氧化物排放。

　　燃料电池汽车（FCVE）途径。重型货车的排放治理是京津冀“蓝天保卫战”的重要方向。京津冀地区物流货运严重依赖重型货车为主的公路运输，公路运输占84.4%，高出全国平均水平近10个百分点，重型柴油车实际排放超标和过境车辆占比过高问题严重。2019年1月，国家11部委联合印发《柴油货车污染治理攻坚战行动计划》，明确提出鼓励开展燃料电池等清洁能源汽车示范运营。2017年，京津冀地区汽车保有量2417万辆，柴油货车保有量181.9万辆，占全国的10.76%。其中重型柴油载货车辆77万辆，占全国的12.49%。考虑按照2025年和2030年不同车辆渗透率，并适度考虑技术进步和产业化情况，京津冀地区柴油货车替代领域将产生约120亿m3和296亿m3氢气需求1，年均减少约2600万t二氧化碳、0.78万t二氧化硫和13万t氮氧化物排放。

　　4.2氢能在京津冀蓝天保卫战中的实现路径

　　氢源保障。结合京津冀地区的天然气掺烧和燃料电池汽车发展路径，2020年、2025年和2030年氢气需求分别约为60亿m3，200亿m3和400亿m3，因此构建有效的氢源保障十分重要。京津冀地区富集的钢铁、石油化工产业副产氢产能丰富，年副产氢产能超过100亿m3，提纯成本约1元/kg。京津冀地区2018年弃风、弃光电量约18亿kWh，可以利用这部分电量，通过电解水可提供约4亿m3氢气，按照张家口的可再生能源制氢鼓励政策，风光制氢成本能够控制在20元/kg。

　　2020年、2030年可再生能源装机容量分别约3700万kW和1.93亿kW，按照30%的电量用于制氢则可稳定供应氢气分别为50亿m3和232亿m3。市场发展初期，可以利用区域弃风、弃光电量电解制氢和工业副产氢气提纯满足需要；2025—2030年，区域内可再生能源电解水制氢和化工副产提纯制氢可分别满足市场需求的75%和83%，其余氢气则需要通过特高压消纳“三北”地区可再生能源发电制氢或通过管道输运西北煤制氢。我国《“十三五”能源规划》中提到，鼓励“三北”地区风电和光伏发电参与电力市场交易和大用户直供，支持采用供热、制氢、储能等多种方式，扩大消纳能力。按照当前“三北”可再生能源装机发电量的10%用于制氢，每年可提供氢气近百亿立方米，是稳定的绿色氢源保障。

　　三大支点。构筑京津冀地区氢能的“点线面”发展路径，初期以张家口、雄安和唐山三地开展示范行动。建设可再生能源和氢能示范区。张家口拥有风、光清洁能源装机容量5000万kW（2030年）。在建的国网公司“500kV四端柔性直流输变电工程”和国家能源集团“大规模风/光互补制氢关键技术研究及示范工程”为大规模低成本氢气制备打下了坚实基础，2022年可以满足低碳奥运专区用能实现100%可再生能源覆盖。

　　应充分发挥冬奥示范效应，推动北京、张家口等城市广泛使用绿色能源，加快氢气在储能、管道输氢、燃料电池客车等场景低成本应用，服务于城市和区域高质量发展。建设氢能高端应用示范区。通过京津冀区域可再生能源一体化消纳制氢，统筹规划布局雄安地区氢能基础设施、燃料电池轨道交通、零碳建筑建设，鼓励多能互补、智能融合的能源利用新模式；通过建设未来能源小镇、氢科学研究院，探索氢能在能源、交通、建筑、医疗和农业等领域的交叉应用范围，引领全球氢科学与技术领域的发展。

　　建设大功率氢燃料电池车辆示范区。唐山地区钢铁产能超过1亿t，占河北省的55%、占全国的13%，煤炭、铁矿石及钢铁等物品运输总量6亿t/a。当前“公改铁”仅能解决部分原料输入的问题，难以解决产品输出的问题，且铁路专线运营效率低，单位成本高，适宜大规模发展燃料电池重载车辆和港口物流车示范。唐山市炼焦产能约为3600万t，可提纯氢气约50亿m3，可支持3万辆重卡车运行。待可再生能源制氢规模提升后，可考虑开展氢能在钢铁等工业领域脱碳应用示范。

　　通过张家口、雄安和唐山三大氢能示范区的建设，统一规划京津冀地区氢能制取基地和加氢基础设施布局，降低用氢成本，探索氢能在能源、交通、工业、建筑、农业等领域的应用，逐步培育京津冀区域氢能消费市场。结合京津冀地区现有的装备制造基础，逐步建成氢气提纯、储输、燃料电池汽车应用全产业链体系，优化区域经济结构，实现能源供给和消费革命。通过京津冀地区的辐射带动作用，加快“三北”地区的风电、光伏发电等可再生能源建设和消纳，推动北方地区经济动能调整。

　　5结语

　　为推动我国氢能产业有序且健康发展，首先应坚持战略引领，实现氢能产业高质量发展。支持有条件的重点区域先行先试，避免各地一哄而上低水平重复建设；其次要强化创新驱动，支撑氢能产业可持续发展，加快氢能源及燃料电池产业关键环节的全球协同研发，攻克核心技术、关键部件和基础材料难关，抢占氢能产业全球制高点。完善行业标准体系，保障氢能产业健康发展。

　　研究完善氢能作为能源的体系标准，尽快破除制约氢能和燃料电池汽车发展的标准检测障碍和市场准入壁垒，打通交通、工业等多场景应用标准。

　　在政府的积极作为、科技的支撑引领、巨大的市场规模、创新的商业模式共同作用下，我国氢能产业会加快市场导入，重点区域将率先成长，引领和加速全球氢能发展进程。（文/万燕鸣 国家能源投资集团有限责任公司）