氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，对减少二氧化碳等温室气体排放、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。目前，我国已初步掌握了氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，积累了丰富的经验和产业基础。然而，也应看到，我国氢能产业仍处于发展初期，与国际领先水平相比，在一些领域仍存在产业创新能力不强、技术装备水平不高等问题，产业发展路径尚需进一步探索。在全球氢能产业竞争中，我们要抓住机遇，抢占国际前沿阵地，推进氢能与燃料电池技术全面成熟，促进氢能在交通、工业等重点应用领域大规模市场渗透。
一、我国氢能产业发展现状
（一）我国已基本构建较为完善的氢能产业链
目前我国已基本构建了较为完善的制氢、储运、加注和应用的氢能产业链。在制氢环节，目前我国已成为世界上最大的制氢国。2022年，氢气年产量超3500万吨，已规划建设超300个可再生能源制氢项目，72个在建、建成的项目总产能超20万吨/年，在氢能供给上具有巨大潜力。此外，电解水制氢成本稳中有降，在内蒙古鄂尔多斯等地，随着光伏、风电度电成本的下降，电解水制氢的经济性大幅提升。在储运环节，目前我国氢气的储运主要以20兆帕高压长管拖车高压气态运输方式为主，同时开展纯氢管道输氢和天然气管道掺氢的运输方式。在加注环节，全国已建成加氢站数量超过350座，约占全球总数的40%，位居世界第一，35兆帕智能快速加氢机和70兆帕一体式移动加氢站技术获得突破。在应用领域，我国氢能以交通领域为突破口快速发展，其他领域不断取得突破，部分国产化装备竞争力提升明显。交通方面，氢燃料电池汽车保有量超万辆，已成为全球最大的氢燃料电池商用车生产和应用市场。工业方面，氢基化工规模化试点落地，氢冶金技术示范项目开启。能源方面，发电与热电联产完成重点技术试点示范。建筑方面，全国首个氢能进万家智慧能源示范社区项目在佛山落地，后期将试点光伏发电耦合电解水制氢装备，并接入局域氢气管网。
（二）三大氢能区域规模化产业集群逐步形成
氢能产业呈现集群化发展态势，京津冀、长三角和粤港澳大湾区汇集全产业链规模以上工业企业超过300家，苏州、佛山、武汉、成都等地汇集多家氢能企业及研发机构，形成了领先的氢能产业集群。一是依托区域产业特色优势，聚焦制氢、储运、加氢、氢燃料电池及配件、终端应用等诸多环节，形成了覆盖技术研发、装备制造等全产业链体系。二是推动氢燃料电池汽车示范应用，逐渐从以燃料电池为主的交通领域向能源、工业、建筑等多领域拓展。三是依托“氢进万家”和“冬奥会”等重大工程项目，推动了氢能多场景应用和推广。
（三）多主体协同创新
我国已逐渐形成多主体、集成创新发展的氢能产业生态。一是氢能市场投融资热度不断提高，氢能产业相关企业注册的数量创近十年的新高。据统计，截至去年底，我国已经有氢能相关企业超过2000家，涉氢上市公司150多家。二是产业布局全面覆盖氢能关键技术、核心部件、先进工艺、基础材料，推动氢能市场化规模化发展。三是各地纷纷出台文件，加快培育一批拥有氢能源产业关键技术、核心装备和创新能力的企业，并且开始布局关键材料和核心部件以及制氢、储运、加氢站、燃料电池汽车、燃料电池发电系统等重点项目。
（四）关键领域核心技术取得突破
电解水制氢和氢燃料电池两大关键技术取得重要突破，部分性能参数达到国际先进水平，成本大幅降低，成功打破了国外企业垄断格局。一方面，我国电解水制氢技术路线已经逐步成熟，其中，碱性电解水技术设备基本实现国产化，已能够实现大规模制氢应用，国内已实现兆瓦级制氢应用。质子交换膜电解水制氢技术取得快速突破，催化剂和膜电极成本显著降低。另一方面，目前我国已初步掌握催化剂、质子交换膜、碳纸、膜电极组件、双极板等关键材料的制备技术和工艺，全面掌握氢燃料电池电堆设计与制造技术，基本建立了具有自主知识产权的燃料电池汽车动力系统技术平台。
二、面临的挑战
（一）氢能产业链整体成本偏高，尚未突破规模化降本难点
首先，我国可再生能源制氢和大规模储运技术还处于起步阶段，氢气主要以长管拖车等公路运输方式为主，运输成本高且效率低，多种零部件和材料尚未实现完全自主可控，致使氢气制备和储运成本较高。其次，氢气产、用空间分布不匹配，我国光伏、光热、风电等可再生能源集中在西北、东北等地区，而高耗能、高碳排放且难以脱碳的钢铁、煤化工、水泥等工业以及氢燃料电池汽车等交通工具，大多集中在东中部经济发达地区，与可再生能源制氢空间分布上存在不均衡。长距离输送能源效率低、能耗损失大，在清洁能源逐渐占主导地位的情况下，靠特高压和输气管道来输电输气，工程浩大，且时间紧张，容量不够。第三，加氢站等基础设施配套不足，建设资金投入大，建设成本偏高。
（二）绿氢大规模制备技术有待进一步突破
绿氢作为最理想能源，是未来氢能发展的主要方向。一直以来，技术和成本制约着我国氢能源产业发展，目前绿氢仍面临生产成本高、缺少专用基础设施、制取过程中能量损失严重等难题，尤其是未来大规模的氢气用量使其对氢能价格更为敏感。目前，绿氢制备主要依靠碱性电解水和质子交换膜电解水技术，其中质子交换膜电解水技术因其具有更广泛的负载范围和更短的响应启动时间，具有环境友好性且运维简单，更有利于与风电、光伏等波动性间歇性发电相耦合，国外发展较为成熟，已开始商业应用，但我国尚处于研发走向工业化的前期阶段。
（三）高压氢气储运技术与国外存在较大差距
目前我国氢能储运长管拖车仍以20兆帕的Ⅰ、Ⅱ型瓶为主，单车运输氢气量260～460千克，储运成本高、效率较低。国外则采用45兆帕纤维全缠绕高压氢瓶长管拖车运氢，单车运氢可提至700千克。从储氢密度、轻量化等角度出发，轻质Ⅲ/Ⅳ型瓶高压储运的优势更为明显，我国这一技术与国外相比，存在较大差距。日本、韩国、法国与挪威等国的Ⅳ型储氢瓶均已量产。Ⅳ型瓶中碳纤维复合材料成本占比较高，当前罐体材料已基本实现国产化，但高性能碳纤维材料、碳纤维缠绕工艺设备和高压瓶口阀仍依赖进口。国际上已经推出50兆帕的氢气长管拖车，每次可运氢气1000～1500千克。
（四）地方层面存在产业同质化苗头
各地培育氢能产业链的积极性愈发高涨，但产业发展同质化苗头有所显现。燃料电池汽车示范应用政策发布以来，部分地方为抢占先机，纷纷启动氢能规划，设立氢能园区，各企业也在寻求项目落地。据统计，目前全国氢能产业投资超过千亿元，各地已落地氢能产业园超过70个，短时间内面临产能过剩风险。同时，各地氢能产业普遍存在重应用、轻研发，重短期效果、轻长期投入，急于求成等问题。加之对攻克关键材料和核心技术缺乏协同，国企民企未形成统一合力，一定程度上出现了“重复造轮子”，仅关注氢能在交通领域的应用，未有效发掘氢能清洁低碳属性和多元应用的潜力。
三、政策建议
（一）加大关键核心技术攻关，助力氢能产业补链强链
持续推进绿色低碳氢能制取、储存、运输和应用等各环节关键核心技术研发。在氢能制取环节，重点突破质子交换膜电解水制氢技术。在氢能储运环节，加快高压气态、低温液态核心技术攻关，推动纯氢管道和天然气管道掺氢输送技术攻关和示范，将氢气由中西部风光可再生资源丰富地区低成本输送至东部发达地区，提高氢能供应能力，降低用氢成本。加快推进质子交换膜燃料电池技术创新，开发关键材料，推进核心零部件以及关键装备研发制造，加快国产自主化装备推广应用。
（二）优化氢能产业发展空间布局，鼓励各地开展试点示范
在供应潜力大、产业基础实、市场空间足、商业化实践经验多的地区稳步开展试点示范。支持试点示范地区发挥自身优势，改革创新，探索氢能产业发展的多种路径，在完善氢能政策体系、提升关键技术创新能力等方面先行先试，形成可复制可推广的经验。依托长三角、粤港澳大湾区、京津冀集群化优势，通过“点线面”结合方式，建立全产业链多主体发展模式。
（三）以市场应用为牵引，推动氢能多元化发展
坚持以市场应用为牵引，通过强化财政金融支持、推动各地创新发展模式，积极推进氢能产业发展。点线结合、以点带面，引导各地有序推进氢能在交通领域的示范应用，因地制宜拓展氢能在储能、分布式发电、工业等领域的应用场景，推动规模化发展，加快探索形成有效的氢能产业发展的商业化路径。
作者：中能传媒能源安全新战略研究院 邱丽静
