2020年9月，碳达峰、碳中和目标提出后，减碳降碳成为热点话题，能源问题成为重要议题。其中，氢能作为一种绿色、高效、应用广泛的二次能源，受到广泛重视。因为它对节能、提高能效，乃至推动能源结构转型可以发挥积极作用。

虽然我国低碳制氢技术水平和市场化应用均与国外有一定的差距，但仍是目前全球最大的产氢国，氢能未来潜力巨大。

氢能是传统和未来的“黏合剂”

(资料图片)

在“双碳”战略大背景下，氢能不仅是能源，还是重要载体，能够将传统化石能源和可再生能源连接起来，实现二者平稳过渡，也就是氢能被视为传统能源与未来能源的“黏合剂”。

尤其是中国能源结构存在着特殊性，这意味着中国减碳难度更大，需要更好更快发挥氢能的“转化作用”。

对于氢能的发展利用，各国资源禀赋的不同凸显出不同特色。同时，不同发展目标决定了不同技术路线和发展模式。日本发展氢能主要是解决国家的能源安全问题，澳大利亚主要是发展氢能贸易，欧洲是为了解决工业脱碳，美国主要是固定式发电，韩国主要是发展氢燃料电池汽车。

氢能作为我国低碳发展的重要途径，主要体现在三个方面：一是在现有能源结构基础上，节能和提高能效的减排潜力巨大；二是调整能源结构，加大可再生能源的比例，同时如何把化石能源比例降下来；三是在解决不了可再生能源占比扩大、对碳中和的作用还不明显的时候，我国要采用CCS（Carbon Capture and Storage，二氧化碳捕获和封存技术）或是CCUS（Carbon Capture、 Use and Storage，碳捕获、利用与封存技术）来兜底。

氢能与电能的耦合，是解决“双碳”问题的重要选择。氢能产业链非常长、应用前景广阔，它涉及上游的制氢、输氢、储氢、加氢，再到下游的用氢发电、供热、交通等，它涉及的领域主要包括交通、发电、储能、新型利用等。国际氢能专家理事会预测到2030年，氢能将为大约1000万到1500万辆汽车和50万辆卡车提供动力；2050年，氢能约占全球总能耗的1/5。

中外氢能的较量

从2006年起，我国已着手制定氢能源相关政策，2020年度发展规划草案里已明确制定国家氢能产业发展战略规划，2021年采取“以奖代补”扶持氢燃料电池汽车产业发展，目前正推动“氢进万家”的计划。

全世界的“纯氢”产量超过7000万吨，最大可达1.1亿吨，主要用于化工精炼、合成氨等领域，交通领域的消费占比不到0.1%。目前，我国是全球最大的产氢国之一，产氢能力超过4100万吨，实现产量在3300万吨左右，但交通领域应用也只有0.1%左右，主要用于化工行业。

氢的来源主要是天然气制氢和煤制氢。世界其他国家主要是天然气制氢，中国煤制氢占比较大。目前，可再生能源电解水制氢占比很小，国内在1%以下。无论在市场应用，还是技术水平方面，我国都落后于国际水平。

从供氢产业发展来看，2020年全球共有544座加氢站，中国有128座，日本有137座，韩国有56座，欧洲145座，美国45座，其他国家加起来只有三十多座。另据Information Trends研究表明，截至2022年底，全球加氢站部署已超1000座大关。其中，中国加氢站数量占全球加氢站总数的1/3，遥遥领先，而美国则远远落后，加氢站数量仍不到100座。紧随中国其后的是日本、韩国。德国则是欧洲唯一一个超过100座加氢站的国家。

各国氢能供应网络快速发展，我国制氢供氢产业的社会投入强度显著提升，加氢站数量和规模增长强劲，技术进步明显。

从典型国家和地区供氢布局来看，日本储运氢的技术处于先进地位，已经突破45MPa高压长管拖车储运氢技术和法规，氢气运输能力可以达到700kg以上，预计到2030年，日本加氢站数量可达1000座以上，成本有望大幅度降低。欧盟在储运氢技术方面也处于领先地位，如长管拖车、液氢槽车、氢气管道等。美国在储运氢方面，高压气氢、液氢与管道并行发展，加氢站部署主要集中在加州。

目前，我国供氢情况主要是采用压缩氢气方式进行储存和运输。加氢站技术基本上是35MPa，加氢站的设计、建设，以及三大关键设备（45MPa大容积储氢罐、35MPa加氢机整机和45MPa隔膜式压缩机）均已实现国产化。

储氢方面，国内关键装备技术有待突破，以20MPa的长管拖车运输为主，效率低成本高，产业规模化水平偏低。加氢基础设施网络总体薄弱，核心装备与零部件技术需要进一步提升。

燃料电池领域，从商业应用上来看，质子交换膜燃料电池和固体氧化物燃料电池是当前最主要的燃料电池技术路线。如果采用固体氧化物燃料电池技术，因为工作温度在700C?，对氢气的纯度要求更低，而且还可使用液化气、天然气等碳基燃料，不但燃料成本和传统能源相似，而且能量转化率高，在大型集中供电、分布式发电、热电联供乃至交通领域都有广泛应用。因此，今后要加大力量开展对燃料电池技术的研究，从另一个方面推动氢能源在我国的发展。

在氢的生产方面，我国与国际水平相当，但氢能产业装备制造等方面相对滞后， 相关核心设备主要依靠进口，低碳制氢技术水平和市场化应用均与国外有一定差距。短期内，应加快突破固体氧化物燃料电池电堆及系统集成技术，大力助推氢能产业的发展。

氢燃料电池汽车是全球的重要热点，2022年全球保有量67315辆，较2021年增长35.8%。从发展类型来看，全球以乘用车为主，商用车为辅，而我国以商用车为主。截至2022年底，我国共拥有12682辆氢燃料电池车。

2023年初，我国氢储能相关的政策不断出台，项目也呈明显增多趋势。比如，工信部等六部门、青海省、甘肃省、河南新乡市等都将氢储能纳入政策规划，支持氢储能技术研发，积极培育氢储能商业化应用模式；项目方面，云南首个光伏制氢与电网氢储能综合示范工程投运，常温常压氢能储用一体化项目在上海正式运行，等等。

设备端卡脖子的难题

从氢能与燃料电池产业发展前景看，为促进我国能源转型升级，在目前能源结构以煤为主以及“双碳”目标的情况下，如何把高碳能源低碳化应用，是必须考虑的问题。交通动力的转型是重要方向。

氢能源机车只是一个车辆出问题，并不影响整个路网的运行。交通领域里大型海上运输的实际排放量很高，今后可能通过固体氧化物燃料电池作为船舶动力系统，比其他技术更有前景。

我国氢能产业发展的基础是拥有比较丰富的氢气资源，开发潜力较大，完全可支撑我国中长期氢能源发展愿景。我国是世界第一大制氢国，也是第一大汽车市场。但总的来讲，我国跟国际上还有比较大的差距，氢燃料电池技术落后于国际水平，相关核心设备及技术主要是依赖进口。

从氢能源与燃料电池发展存在的问题来看，制氢成本方面，中国发展的重点是以可再生能源为主体的绿氢。为什么提出绿氢，主要是我国已过度倚重质子膜燃料电池。质子膜燃料电池工作温度低，对氢气的纯度要求很高，一般是使用电解水制氢气源，若使用可再生能源发电，最大的问题是间歇性问题。

实际上，目前我国化石能源制氢，氢气纯度并不高，但是制氢成本相对较低，仍需把大规模煤制氢、工业副产提纯氢利用好。煤制氢进一步规模化之后，成本还会降低，但这仍是高碳能源。低碳利用方面的途径是进一步把煤制氢得到的二氧化碳资源化，把它作为一种化工原料利用起来。

储运氢方面，还需要在储运、加氢技术和装备方面进一步研究和完善。化石能源制氢和工业副产提纯氢技术与国际水平并跑，在煤制氢方面，国内技术处于领先地位。电解水制氢方面，跟国际有差距。燃料电池方面，国内质子膜成本仍较高，关键部件的国产化程度较低。国内关于固体氧化物燃料电池的研究基础薄弱，应该给予更多关注。另外，地区层面存在产业同质化现象，“技术空心化”问题凸显，产业发展商业模式有待检验等。

重点在突破“卡脖子”难题。在氢的生产上，中国与国际水平相当，但氢能产业装备制造等方面相对滞后，相关核心设备主要依靠进口，与美欧日韩差距有拉大的趋势。

储运上，我国以气氢为主，主要沿用国外技术手段，液态储氢尚未应用到民用领域，固态储氢国内基本处于研发阶段。车辆运输氢气的效率低、成本高，2020年储运占氢能成本的70%左右，更高压及大规模管道运输在技术、标准等方面仍存在较大障碍。氢能不便于存储、液化成本高等难题限制了氢能的远距离输送。

在应用端上，燃料电池关键部件、测试装备有较大追赶空间。可以说，“卡脖子”难题分布在氢能产业的多个环节，亟待打破国外技术封锁。

短期内应重点突破固体氧化物燃料电池电堆及系统集成技术，完善我国可再生能源制氢技术链，建立绿色制氢试点示范项目，推动可再生能源制氢技术与产业的发展。

未来10-20年是氢能发展重要机遇期

未来10~20年是我国氢能源与燃料电池产业发展的重要机遇期，要从战略、政策、技术、资金、国际合作等方面积极谋划，在改革创新的过程中，还是以技术为本、区域协同，同时要尊重市场。相关企业在中国氢能源和燃料电池方面要唱主角，可以先行先试，利用行业的优势以及国家的扶持政策，拓展氢能市场，稳步推进氢能源与燃料电池产业的进步。

对于氢能源产业发展总体目标，2021—2025年是政策引导、局部示范导入期，企业能不能通过管网系统开展热电联供或分布式制氢，这是关于如何做的问题。2026—2035年是市场驱动商业模式培育期，需要建立比较完整的氢能储运供应体系，相关企业的基础设施网络占有优势，重点要布局在基础设施方面。制氢要进入化工园区，成本大幅度升高，燃气企业通过管网体系可否把分布式加氢站建起来？2036—2050年是产业生态绿色智慧成熟期。在碳中和阶段，通过今后10~15年的努力，为碳中和提供好基础设施、技术应用平台。

对于燃料电池产业发展总体目标，首先在PEMFC方面，2021—2025年开展在船舶、重卡等领域的示范应用；2026—2035年国产化低成本材料与部件建立批量生产线，提升电堆的性能和稳定性，成本降低；到2036—2050年，高性能、高耐久性的新材料及电堆要做到规模化商业应用。在SOFC/SOEC方面，2021—2025年把成本大幅度降低，把7万元/千瓦~8万元/千瓦降低到3万元/千瓦以下，寿命达到1万小时；到2026—2035年，要把固体氧化物燃料电池寿命提高到8万小时，在原有基础上进一步降低成本。规模上，到2025年左右做出十兆瓦系统，到2035年左右做出百兆瓦、千兆瓦系统，这样使我国能够真正实现能源转型。

制氢、供氢产业发展的重点任务，主要考虑可再生能源制氢和绿氢消纳。供氢产业，主要考虑从气氢向液氢、输氢、加氢几个角度如何做的问题。对供氢，首先可能是气氢往液氢、加氢方面发展。

对于质子膜燃料电池发电产业发展的重点任务，是提高燃料电池电堆关键材料的国产化，提高燃料电池耐久性、动力性、环境适应性、可靠性和安全性，降低燃料电池系统噪声。质子膜燃料电池技术成本降不下来，不利于整个氢能产业的进一步发展。

对于固体氧化物燃料电池产业发展的重点任务，是开发低成本高性能的单电池批量化制备技术，突破高可靠性的电堆设计、集成及产业化技术，掌握高效系统集成、控制管理及示范技术等。

用氢产业发展技术路线图也已经提出来了，今后我国在百MW级IGFC重大工程，低成本先进电解水制氢准备研制工程科技专项，氢能安全储存与快速输配工程科技专项，100千瓦级SOFC发电模块开发工程科技专项，分布式燃料电池热电联产工程科技专项，高能效长航时燃料电池船舶动力工程科技专项，固体氧化物电解池耦合可再生能源转化储存工程科技专项，氢冶金重大工程科技专项等方面，需要进行专项立项探索。

保障措施方面，一是进一步加强氢能源与燃料电池的顶层设计；二是国有资本要坚持稳妥有序进入、有所作为和有所不为的原则；三是建立健全产业政策、安全监管及技术标准体系；四是加大对氢能基础设施全产业链的补贴政策及金融支持；五是建立氢能基础设施关键技术攻关与核心装备自主化的长效机制。

政策建议方面，明确氢能源与燃料电池发展的顶层设计，健全氢能源产业政策、法规、标准体系和金融环境。加强技术的自主研发与应用示范支持，完成平台体系建设，鼓励务实的国际合作。因地制宜选择氢能源产业的发展技术路线，探索有效的商业模式。