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A:《国家氢能产业中长期发展规划2021-2035》是国家层面专门针对氢能的规划，氢能不再像之前只是作为捎带提及的内容出现在其他文件，实现了氢能产业发展规划顶层设计零的突破。其次，该文件对氢能的意义、国家对氢能和氢能产业的定位、发展方向、国家导向等做了详细说明，设计涵盖了和氢能产业相关的方方面面，从战略定位到基本原则到构建创新发展体系、推进氢能基础设施建设和加快完善发展政策和制度保障体系等，明确提出了氢能是n未来国家能源体系的重要组成部分（回应了对于氢能是否是能源的质疑），是用能终端，是实现绿色低碳转型的重要载体，氢能产业是战略新兴产业和未来产业的重点发展方向。尽管没有做详细阐述，但在对于储运环节和基础设施的重要性与国家推进氢能产业的步骤，包括建立起自主创新体系，对近几年的争议问题进行了交待。Q:目前主要的制氢方式有哪些，各类制氢方式的优缺点、成本对比A:从战略定位上可看出，我国是要在发展可再生能源的基础上发展氢能，氢能与可再生能源、双碳、缓解我国能源危机紧密相连。化石能源制氢，成本再低对我国能源结构和进口依存度没有改观，是不得已之举，并不是国家鼓励的制氢方式。正所谓“灰氢不可取，蓝氢可以用，绿氢是未来发展方向。”文件中只提到了工业副产氢和绿氢，特别提到了要严格控制化石能源制氢的发展。要比较以后就是比工业副产氢和绿氢。且这是一个中长期发展规划，短期的比较无意义。中国工业和化工业很发达，工业副产氢其实是能源副产品的高效运用，不会增加现有的社会负担但可以充分利用现有资源，更快把氢能做起来，可以治标。真正能够治本，改变我国能源结构、实现工业体系转型升级的是绿氢。可再生能源制绿氢是肯定的发展方向，不论成本如何。其次，我国是全球最大的可再生资源拥有国，光伏风电设备的制造能力和装机水平在全球是有优势的，按照我国目前的资源禀赋是完全有条件把绿氢做到全世界最便宜量最大。Q:未来在电解水制氢环节有哪些细分场景、技术路线具有可行性A:绿氢的成本主要取决于设备投资和运营费用。按目前绿氢的成本来看，瓶颈不在节省的电，2021年国电投装机度电成本在0.17元左右，未来5年内我国能做到1度电0.1元，在此电价下关注省电情况意义不大。当前全世界发展电解水制氢最大的瓶颈是如何提升规模，降低设备投资成本和制造成本。能够批量化生产、智能化制造、大规模推广、大幅度降本的制氢设备是关键。就目前的技术路线来看，碱水制氢做到了单机规模最大，成本最低，未来3-5年内在中国和欧洲会是主要方向；下一步PEM的产业化速度也将相应提升，甚至迎来固体氧化物和光解制氢等新技术的发展。技术有发展的先后顺序和重点，未来肯定是各种技术路线并行的情况，但没有任何一种技术路线能覆盖所有的应用场景。比如碱水适用于集中式大规模制氢，PEM制氢适用于分布式制氢领域，固体氧化物技术路线对于固定式应用会有更好性能表现，也是未来技术方向。Q:目前主要的氢能储运方式有哪些，降低储运成本要发展哪种储氢方式A:文件提出电解水制氢要就近使用是因为我国目前除高压储氢相对成熟外，管道运输和低温液体储氢运输的体系尚未建立。从能源状态和特性来看，氢和天然气都是气体类能源，二者在储运上有可比性，天然气储运基础设施指引了未来氢的主流储运基础设施。目前针对天然气的储运有西气东输干线管网、市政天然气管道、液化天然气的工厂、海上接收站、运输船等。在天然气领域主流的储运路线是管道和低温液化，长管拖车从旁辅助。终端用户需要什么就储运什么。如果要把氢变成其他状态再变回来，变化次数越多，对产业链的能耗、系统的复杂程度和资源浪费越多。如果终端用户需要氢气，则运输应该是纯粹的能源方式。在纯氢使用的终端所需要的储运方式和目前天然气储运方式是一样的。新型储能中特别提到了氨储能，氨可以直接进发动机，也可以作为合成氨的重要化工原料。基于氨的重要用途，可以在可再生能源电解水制氢的地方把氢变成氨并直接作为氨来用，再变成氢则系统成本就会上升。同理，针对能够直接进发动机的甲醇，可以在制氢的地方将氢变成甲醇，运输甲醇比运输氢更容易。Q:氢气的运输管道和目前天然气的运输管道可以兼容/只能新建管道进行管道运输A:根据下游需要区分运输途径：纯氢气管道和借用天然气管道；纯氢（氢气进入燃料电池）：做纯氢气管道；可以被烧掉进发动机：和天然气掺在一起，借用原来天然气的管道；相比天然气，氢的用途更多，可以以氨/甲醇等化合物的状态使用，以纯氢的状态进入燃料电池，也可以掺在天然气中以直接燃烧进入发动机的状态使用。制出的氢以什么方式储运取决于终端用户需要什么。Q:高压储氢在达到70兆帕后继续提升的难度和如果要做到70兆帕的储氢罐，目前来看商业化大规模应用的技术成熟度如何A：70兆帕储氢相比35兆帕在成本上它需要更高性能的碳纤维。压力提高了一倍，但储氢密度只提高了大概60-70%。对压力容器来说，所有的性能和经济性的提升都是以牺牲安全性为代价。压力越高失效后产生的爆炸能量越高，原则上更高的压力不到万不得已不会大面积推广。在乘用车上使用70兆帕（已经过日韩发展验证）是因为在储氢密度要求不变的前提下，它的空间有限，只能用70兆帕甚至更高压力等级存在那里。如果量足够大可以改用液氢等其他方式。引用之前出台的《燃料电池汽车示范城市》文件，从五大示范群和积分评价标准上可以看出，我国鼓励的是中重型商用车，更注重对氢燃料的消耗和节能减排带来的影响，不仅是对车辆数量的影响。相比发达国家，我国发展乘用车的社会基础和产业基础仍有欠缺，改变能源结构，充分利用可再生能源和节能减排是更迫切的需求。此次文件中提到的发展5万辆中重型商用车对基础设施和储运体系带来的影响力甚至可以说相当于布局了50万辆的乘用车消耗的氢能。Q:中重型商用车采用何种储氢方式，和日韩在乘用车上采用的储氢方式有何区别A：以目前全球商用车推广现状来看，美国和欧洲在商用车上用的35 兆帕在400公里的续驶里程是可做到的，要想进一步提升续驶里程至800公里（和现在的柴油发动机对等），可以用液氢、深冷高压等新技术。此次文件在稳步构建储运体系方面也提到了目前首先是提高高压气态氢的储运效率，选择性先将某些车型运用的35提升至70兆帕，尽快推动低温液氢储运产业化应用的商业化。即使不能在车载上大规模应用液氢，至少可以在储运在加氢站上采用液氢储存高压加氢的方式提高加氢效率和速度，后续探索在固态和深冷高压和有机液态等储运方式的应用。深冷高压作为前瞻性技术，将来可能会用于商用车以提高安全性、降低压力等级并兼顾高储氢密度。该技术在欧洲和美国已经开始小批量推广，相信3-5年后在中国有商业化推广的基础。A:和之前发展液化天然气的难点差不多，截至目前我国的液化天然气有2/3依赖进口，我国自产液化天然气的成本高于澳大利亚、卡塔尔等出口国。在我国进口的天然气中有超过1/2是液化天然气，因为在大规模液化和低温工程领域，我国和发达国家仍有差距。液氢的领域同理。想要终端有液氢储送首先要在源头有经济廉价的液氢。我国想获得廉价液氢，首先要解决源头液化工厂才能有足够多经济性的液氢来支撑市场，否则还是要依赖进口。我国现在自主化建设的液氢工厂还停留在每天1-2吨的水平，而澳大利亚向日本出口的液氢的维港的液化基地规划是每天1770吨，美国作为液氢第一大国自2018年后建设的液氢工厂规模在30-100吨每天。其次在储运和加氢站，大规模低温工厂的难度远超液氢储运和加氢站的难度。A：参考2021年颁布实施的中石化主导的国家强制性标准,单独建设加氢站是做不到盈利的。综合能源站（把加氢、气、油结合在一起）是今后的发展趋势。从成本结构来看，增压设备和储氢设备是加氢站的主要设备。目前虽然价格较高，但近两年只要是能国产化的设备，这些装备的成本、市场价格下降的非常快，这也是此次文件中提到的自主可控。一旦设备、原料自主可控时，成本就会下降的非常快。A：碳纤维：已能实现国产化。（也是从35兆帕进军70兆帕的原因之一）压缩机：我国主要生产商逐步推进国产化，大的设备价格降低较快，国产化突破主要是小而精的核心零部件、低温设备、动设备、需要自主研发和创新。以我国自主开发的速度和市场规模我国有条件有资格引进国外设备和中国合作，前提是要自己有底气，才有和国外合作的资格。A:和天然气加气站原理相同。大规模的天然气加气站气源有两种，管道供应气态天然气/罐车供应液态天然气。如果有氢气的管网能接到加氢站，则可以通过管道供给方式来加氢。如果没有，用液氢来储氢的效率更高。因为氢气的绝大部分终端以高压储氢为主，占90%以上的终端车辆，所以加氢站即使有液氢储氢，还是要有高压储氢瓶作为加氢过程中必不可少的设备。未来会以更高效的储氢和液氢储罐来替代现有的高压储氢瓶。Q:当前时间点看未来氢能大规模应用，成本端还有哪些明显的下降空间/路径A:此次确定了到2035年的中长期发展规划后，中国市场的发展方向是非常明确的。通过智能制造、规模生产、国产化的原料和供应链，以我国的制造能力和市场容量,可以实现设备成本（如燃料电池、动力系统、制氢、储氢、用氢设备）的大幅度下降，把成本优势做到最好。有些对资源有要求的领域会对产业成本控制有影响,比如镍在动力电池和氢能领域用量都很大。先天不足的资源类会影响成本，其他方面随着市场化路线的推进实现成本下降是没问题的。A: 现有成本会有较大下降幅度。到10万、百万量级，成本可以降到现在的1/5、1/10。装备类的可以借鉴天然气的发展趋势，天然气在2004-2014年间，设备的装备成本只有原来价格25%-30%。A:是比较成熟的化工技术。用氢气和空气合成氨是化工领域非常成熟的技术，只不过此次文件说明以前化工领域的氢是煤/天然气制出来的氢，现在希望用电解水制绿氢。A:可再生能源电解水制绿氢就是氢储能，目前可再生能源的波动性和电网的消纳能力是不匹配的，上网过程中需要储能，不能100%上网就将其变成氢存起来。其次，上网之后电网的电力和实际用户的消纳能力还存在波动性差异。现在可以用电解水制氢把谷电消纳不了的电网上的电变成氢存起来，并可将氢变成电/化工燃料/燃料。氢储能一是在发电厂的源头端对上不了网的电进行储能，还可以把电网上消纳不了的电变成氢存起来，前景广阔。峰谷电价差异的增大也暗示用谷电制氢已具备经济性。通过分步式制氢消纳电网上的钴电A：工作原理和所用设备均不同，消耗的原料也不同。碱水制氢要用30%的氢氧化钾溶液作为电解质，不断补充水、碱液保持电解平衡。Pem电解质水制氢只需要纯净水即可。A:氢电互转的效率在40%-50%之间，要不要转和用在哪有关。低谷电价格足够低才值得做，降到2毛以下有一定经济效益。
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