据能源圈了解到，作为战略性新兴产业，当前，我国氢能产业发展之路已行至几何？新的一年有何发展机遇？中能传媒记者就上述问题专访了中国电力科学研究院储能所氢能技术研究室副主任宋洁。
中能传媒：在能源法的指导下，未来我国氢能产业发展有何机遇？
宋洁：将氢能纳入能源法，体现了国家对氢能产业发展的高度重视，是在法律层面对氢能能源属性的进一步明确，为推动氢能产业健康发展扫清障碍，也为后续各地出台对应扶持政策提供了更有力的依据。
氢能入法对我国氢能产业发展将施加强有力的推动作用。首先，能源法对能源定价有明确规定，氢能价格将实行政府定价或指导价，有利于形成合理价格区间，提高氢燃料电池车等应用场景的市场竞争力。其次，伴随氢能被纳入能源管理体系，国家将建立相应的储备和应急体系，缓解区域性供需失衡导致的“缺氢”状况，为产业发展保驾护航。最后，从长远看，未来我国将有望放开制氢、加氢站建设等方面的限制，降低额外无效成本，推动氢能应用加速落地。
中能传媒：氢能产业作为新兴产业，发展初期一定会面临问题或阻碍。您认为，目前我国氢能产业发展主要面临哪些问题？
宋洁：一是电氢转换装备功率、效率不足，波动适应性欠佳，关键材料部件尚存短板，自主创新能力亟待提高。制氢方面，单机装备功率等级、效率需提升，波动工况下装备寿命、运行可靠性欠佳，调节能力有限；储输方面，输氢管道总里程远落后于美欧等国，氢脆、氢蚀等材料安全性问题亟待解决；气态储氢与国际存在代差，关键工艺与材料需攻克；低温液态储氢国内民用领域仍处于起步阶段；加氢站关键设备基本实现国产化，但加氢枪等关键部件依赖进口。氢利用方面，大部分燃料电池部件已实现国产化，但固定式发电/热电联供应用规模、功率等级、寿命等还需提升；纯氢/掺氢燃机初步示范，性能及可靠性有待验证；合成氨/甲醇等氢化工过程难变载，面临绿氢波动性供应下适配性问题。
二是绿氢制储输用全链条成本仍然偏高，大规模产业化应用尚不成熟。新能源制氢虽处于大规模示范阶段，但由于电价及制氢设备成本偏高、效率较低导致绿氢制取成本偏高，与灰氢、蓝氢制取相比经济性欠佳；氢能储运发展不足，电氢耦合、氢能化工等不同场景应用模式仍在探索，多元化氢利用商业模式欠缺，基础设施建设和运营成本偏高，均制约了氢能大规模产业应用。
三是加氢站、输氢等基础设施严重不足，氢能技术标准、检测体系不健全。国内现有加氢站、输氢管道数量和分布尚不满足日益增长的市场需求，基础设施管理机制仍需完善。此外，支撑行业发展的氢能标准及评价检测体系尚不健全，尤其是电氢耦合标准及检测评价严重缺乏，增加了安全风险。
四是氢能产业链条长，发展涉及多方利益主体，需国家顶层设计出台相关政策，引导氢能产业链良性发展。虽然中央和地方政府相继出台多项氢能政策，但在行政审批方面尚需多部门协同，各地主管单位不尽相同，明确各方责权利关系、简化审批流程对项目落地具有重要影响。此外，针对新能源制氢的支持性电价补贴政策、覆盖氢储能的储能价格机制、氢储能直接参与电力市场交易机制以及绿氢的溯源、认证和强制配额政策等尚在摸索过程。
中能传媒：相较于传统储能方式，氢储能在全球范围内的关注度和应用潜力不断提升。利用氢作为储能介质具有哪些优势？发展现状如何？
宋洁：氢储能具有宽范围灵活可调、规模化长周期存储优势，是日、周、季时间尺度长时储能技术，通过跨能源领域的氢能需求预测及调控，将在支撑新型电力系统电力电量平衡、保障电网安全运行方面将发挥重要作用。
近年来，我国氢储能的发展取得了显著进展。一是国家与地方加速出台系列政策，支持力度大幅提升，氢能在我国能源转型中的地位逐渐凸显。二是氢储能核心装备单机容量、效率、寿命、可调能力等大幅提升，成本下降趋势明显，经济性稳步提升。三是氢储能核心装备进入实质性应用阶段，兆瓦级质子交换膜氢电一体化站、电氢耦合直流微网、海岛氢利用等示范陆续建成，氢储能在新型电力系统应用进入提速期。此外，电氢耦合化工等多元应用示范加速落地，如亿吨级液态阳光绿色甲醇、十万吨级风光制绿氢合成氨等示范开工建设等。未来，随着氢储能技术的不断突破和应用的不断拓展，将会强有力地支撑新型电力系统构建。
