（原标题：多国加快部署！中国氢能能否破局？）
近年来，随着各国陆续明确碳中和时间表，全球氢能源加速发展，并成为各国能源技术革命和应对气候变化的重要抓手。日本、德国、美国、澳大利亚等国纷纷加快氢能发展顶层设计，相继制定了氢能发展战略和路线图。氢能重卡、氢能冶金、氢能发电等应用创新方兴未艾。
党的十八大以来，习近平总书记亲自指导推动能源革命，强调“要科学规划建设新型能源体系，促进水风光氢天然气等多能互补发展”。这为我国氢能产业指明了方向，明确了氢能在新型能源体系里的独特价值。
我国氢能正处于规模化导入期，尽管全国各地陆续发布了上百份氢能相关规划和政策，但产业尚未形成统一有序的管理机制，关键技术和标准体系支撑较为薄弱，各界对于氢能的认知尚不全面。如何加快培育发展氢能产业，引导行业健康有序发展，助力“双碳”目标达成，值得深入思考。
氢燃料电池动力示范船“三峡氢舟1”号在长江上航行。（三峡集团供图）
你了解氢能源吗
今年政府工作报告提出，加快前沿新兴氢能、新材料、创新药等产业发展。这是氢能源作为前沿新兴产业首次被提及，氢能产业热度再起。
氢能源是指氢和氧进行化学反应释放出的化学能，是一种二次能源，需要通过风能、太阳能、煤炭、天然气等一次能源生产出来。氢单位质量能量密度高，燃烧的产物是水，被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源。当前，全球氢能全产业链关键核心技术趋于成熟，氢能基础设施建设明显提速。我国是世界上最大的制氢国，氢气年产能超4000万吨，产品主要用于化工原料。已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池等主要技术和生产工艺，全产业链规模以上工业企业超300家。
3月的东北大地，春寒料峭，吉林省白城大安市吉林西部清洁能源化工产业园内，数台破碎机掘开一米厚的冻土层。厂区另一侧，6个巨大的球型储氨罐拔地而起，标准化厂房钢架结构全面落成。
大安吉电绿氢能源有限公司综合部副主任赵煜初到这里时，眼前还是一片荒芜的芦苇塘，仅仅两年后，随着项目建设加速推进，全国首个绿氢合成氨工程将于今年底在此投产。
距大安200多公里的松原市，中国能建松原氢能产业园一期项目也在抓紧建设。80万千瓦新能源电源、电解水制氢装置、合成氨装置、绿色甲醇装置、电解槽生产线等五大板块即将全面上线。这是松原近年来最重磅的项目之一，石油之城正在加速转型。
为助力东北振兴，在众多新能源领域中，吉林省率先抢占氢能新赛道，10余个百亿元级“绿氢+”项目正在同时推进。
视线投向长江南岸，名列全国百强县前三的江苏张家港已经完成了氢能全产业链布局。凭借良好的低温压力装备产业基础，张家港已为我国100余座加氢站提供了成套设备，为全国三分之一的氢燃料电池汽车提供了氢瓶和供氢系统。
“氢能产业市场规模大，产业链条长，发展前景广阔。”张家港市发展改革委主任曹鹰飞表示，发展氢能产业是张家港加快新旧动能转换、调高调轻调优产业结构、助力“双碳”目标的重要抓手。
沿长江上行来到安徽芜湖，依靠良好的区位优势和汽车产业基础，芜湖率先布局氢能交通。截至目前，奇瑞商用车开发了4款氢燃料车辆，其中氢燃料大巴已实现量产；中鼎恒盛气体设备公司生产的加氢站专用隔膜压缩机系统实现量产，全国市场占有率达50%；埃科泰克2.0T燃氢发动机落地……
芜湖市发展改革委副主任董亮介绍，加快发展氢能产业，是助力应对气候变化、保障能源供应安全的必由之路。芜湖已经形成涵盖氢能汽车、氢燃料电池、氢能储运装备制造的产业体系。
工作人员在为氢燃料物流重卡加氢。唐奕摄（新华社）
2022年初，国家发展改革委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，首次明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，提出稳步推进氢能多元化示范应用等目标。受利好政策影响，各地投资氢能产业热情高涨。迄今几乎所有省份都发布了涉及氢能的规划和政策，明确氢能产业发展目标、路线图或时间表。
过去一年，我国氢能产业进入快速发展期。中国氢能联盟理事长刘国跃表示，各地政府积极研究支持氢能产业发展的指导意见，可再生能源制氢大基地建设、氢能高速、海洋氢能等创新应用工程加快推进，全产业链关键技术攻关及装备自主化持续深入，氢能企业融资及上市步伐加快。
据统计，当前我国规划和建设可再生能源制氢项目超过400个，已建成加氢站约480座，燃料电池汽车保有量约2万辆，新增加氢站、在运加氢站两项指标均居世界第一，氢能在交通、化工、冶金等领域示范规模引领全球。
发展氢能意味着什么
虽然我们早就知道氢能的巨大潜力，但过去很长一段时间里，氢能屡遭质疑。这是因为与化石燃料相比，氢的利用成本高、储运困难、转换效率低，难以大规模当作能源使用。那么我们制氢的意义是什么呢？目前各地对氢能产业的大力投入会不会点错了“科技树”？
全球能源绿色低碳转型的逻辑起点在于气候变化，这个问题迫使我们思考如何打造一个没有化石燃料的世界。为实现绿色发展，人们首先想到利用方便、资源丰富的光伏和风电。随着技术快速进步，风光发电成本大幅下降，在很多地区已经具备了与化石能源竞争的实力。即便如此，风电、光伏等新能源并不是应对气候变化的万能“良药”。
中国能源研究会研究员、双碳产业合作分会主任黄少中曾担任西北能源监管局局长，他见证了我国新能源装机跃升式发展。如今在西北地区，超半数发电装机容量来自风光等新能源。对于新能源进一步发展面临的消纳问题，黄少中有着清醒认识。
“随着新能源装机持续攀升、输电通道容量受限，如何有效消纳绿电是个挑战，需要从多方面入手，采取综合措施解决。”黄少中坦言。
氢能作为一种清洁、高效的二次能源，是重要的“能源连接器”，与风光等新能源协同发展有广阔前景。“风光有间歇性、波动性，很多时候不可控。氢气易制备，能跨季节长时间储存，且下游应用多元，恰好能弥补新能源不足，有利于建立一个更完善的能源体系，保障国家能源安全。”加拿大国家工程院院士、广州大学教授叶思宇说。
能源需求的季节性差异问题是全面电气化的一个巨大障碍。虽然从电力到氢气再回到电力整个循环的效率低于很多储能技术，但这项技术可用来储存更多能量，这是目前其他储能技术无法实现的。
在安徽省六安市，国内首个兆瓦级氢能综合利用示范站正在运行，用电低谷时，电站用电制氢并储存在站内20兆帕长管压力容器内，用电高峰时再利用氢燃料电池发电，既发挥了氢气的储能作用，又能利用峰谷电价差赚取收益。
安徽六安兆瓦级氢能综合利用示范站（无人机照片）。杜宇摄（新华社）
国网安徽电科院系统中心新能源及储能室副主管滕越介绍，示范装置放大约100倍后，就可以满足当地电网春秋、冬夏跨季度调节的需要。如果将余热加以利用，系统总效率能提升至60%以上。此外，示范站还计划将部分氢气出售给加氢站，进一步丰富商业模式，降低运营成本。
“电氢融合发展是大趋势。”国网浙江电科院科技研发中心章雷其博士表示，目前通过建设抽水蓄能、新型储能等调节电源，以及对煤电进行灵活性改造等手段，能够应对一定规模的新能源并网消纳，电力系统对氢长时储能需求还不迫切。等新能源渗透率达到40%至50%水平时，氢的长时储能价值就会显现。
未来，氢储能潜力广阔。中国科学院院士欧阳明高透露，按照国际能源署预测，未来10%的可再生能源消纳必须通过长周期储能来解决。在2060年，我国有1.5万亿千瓦时的电能需要由氢储存。
与绿电相比，氢除了燃料属性还有原料属性，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。在一些无法仅通过绿电完成气候目标的行业，氢能将扮演更重要的角色。比如，冶金、炼化、合成氨、合成甲醇等，通过原料端绿氢替代可实现深度脱碳。
更深层次看，氢是大国增强国际竞争力的重要抓手。2023年，全球氢能布局向具体落实加速推进，但各国自然资源、产业基础不同，随之诞生了国际氢能贸易需求。过去一年，各国间氢能贸易合作频繁，日韩、中东、欧洲等地区已经开始出现国际氢能进出口。
“氢能将成为全球性重要低碳能源，促进大规模氢基能源跨国贸易，氢未来还有望作为期货进行商品交易。”中国产业发展促进会副会长兼氢能分会会长魏锁表示，我国有望由能源进口国，转变为能源资源和技术装备输出国。
氢能的高品质能源特性，决定了氢能将在能源革命中扮演极为重要的角色。国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦强调，要从我国国情和能源绿色转型实际出发，坚持绿色低碳和经济实用为方向，强化氢能与电能互补融合，充分有效发挥氢能在清洁低碳、安全高效能源体系建设中的突出作用，稳步提升氢能在新型能源体系中的战略定位。
中国国际经济交流中心能源政策研究部部长景春梅预计，到2060年，氢能在我国终端能源体系中占比将达15%，氢能与电力协同互补共同成为终端能源体系的消费主体，可带动形成10万亿元级新兴产业，为高质量发展注入强大动力。
制备绿氢如何降成本
化石能源是全球经济活动的主要支撑，任何一种化石能源的替代品都必须能够大批量生产，并且比化石能源更清洁。氢能要想“飘”得更远，首先要面对的就是绿氢大规模平价制备的挑战。
可再生能源电解水制氢，是目前最成熟、应用最广泛的绿氢制备方式。在安徽合肥，阳光氢能电解水制氢实证基地内，300多片双极板通过拉杆集成为一个长6米、重50吨的圆柱体，这就是当前主流的1000标方碱性电解槽，运行一小时耗电4000至5000千瓦时，可生产90公斤氢气，能够让一辆氢能小轿车行驶9000公里。
“目前能够大规模生产和应用的就是碱性电解槽。”阳光氢能董事长彭超才介绍，碱性电解技术最大的优势是不含稀贵金属，成本相对较低，便于实现大型化规模化电解制氢，再结合可再生能源柔性制氢技术，非常适合对氢气需求量大的工业场景使用。
一种高度适应新能源特性的电解槽也将加速推广。在吉林省长春市中韩产业园长春绿动氢能科技有限公司车间内，一套占地200多平方米的电解水制氢系统正在进行带电带压测试。该公司董事长樊焕然说，质子交换膜电解槽负荷范围宽，调节更加灵活。目前公司生产的制氢系统核心设备正在实现国产化替代，即将在吉林大安风光制绿氢合成氨一体化项目上大规模示范应用。
随着技术成熟、应用场景放开，可再生能源制氢成为投资热点。截至2024年1月，我国公开在建及规划电解水制氢示范项目制氢装机总规模超过41吉瓦，绿氢项目投建呈爆发式增长态势。在此形势下，电解水制氢装备企业及上游材料企业正加速产能扩张，电解槽出货量每年都以翻番的趋势增长。
目前，我们已经开发出了较为成熟的清洁方法来制氢，但绿氢普及面临的最大障碍是生产成本高昂。在地球上很少能找到单质形态的氢，与方便开采、储量丰富的化石燃料相比，氢很难从地球上其他元素中分离出来，这种特性使得制造绿氢的成本高昂。
“并不是人们不想用燃料电池，只是没有合适成本的氢燃料。”氢能未来是否能具备经济性，才是各界对氢能最关心的问题。数据显示，我国煤制氢成本约9至13元/公斤、天然气制氢约10至18元/公斤，可再生能源电解水制氢成本受电力成本影响较大，约15至45元/公斤。
通过剖析电解水制氢成本构成可发现，电力成本约占总成本70%左右。要想大幅降低制氢成本，关键在于选取风光发电资源丰富、成本较低的地区设立制氢项目。
今年3月，国家能源集团携手鄂尔多斯人民政府，共同签订了“氢洲”项目合作框架协议，将依托当地丰富的风光资源，打造全球领先的可再生能源制氢大基地，实现绿氢成本降低和多场景应用。中国氢能联盟秘书长、国家能源集团氢能事业部主任刘玮表示，“希望氢洲项目能够起到标杆示范作用，通过规模化绿氢开发把成本降到每公斤16元，真正具备商业竞争力”。
我国拥有丰富的风光资源，可再生能源装机量全球第一，风电光伏设备产能全球第一，在清洁低碳的氢能供给上具有显著优势和巨大潜力。在产业培育过程中，要合理布局制氢设施，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。
具体来看，应结合资源禀赋特点和产业布局，因地制宜选择制氢技术路线。在焦化、氯碱、丙烷脱氢等行业集聚地区，优先利用工业副产氢。在风光水电资源丰富地区，开展可再生能源制氢示范，逐步扩大示范规模。推进固体氧化物电解池制氢、光解水制氢、海水制氢、核能高温制氢等技术研发。探索在氢能应用规模较大的地区设立制氢基地。
业内人士普遍认为，虽然当前可再生能源电解水制氢成本偏高，但是考虑未来绿电价格、电解槽成本继续下降，能效持续提升，以及碳减排收益，实现大规模平价制备绿氢只是时间问题。
建基础设施还有哪些难题
提枪、加注、收枪，仅用10分钟，一辆氢能公交就在芜湖马饮桥加油加氢充电站完成了补能。2021年建站以来，该站每年加氢量都以30%的速度增长。
然而，氢气运输一直是中石化芜湖公司发展基建部经理宦祖飞的“心病”。“现在氢气枪口价每公斤60元，换算后要比柴油贵1倍。其中，运输成本占加氢站氢气总成本超过三分之一。”宦祖飞说。
加氢站内，两辆氢动力商用车在补充动力（无人机照片）。刘潺摄（新华社）
中石化（安徽）绿氢能源有限公司副董事长尹志胜告诉记者，中国石化加油站网点布局已比较完善，根据未来需求改造成加氢站并非难事，但氢能大规模发展必须解决储运成本高的问题。
我国东部地区氢气需求量大，但制绿氢成本高；西部地区拥有丰富风光资源，在低成本、大规模制氢方面优势明显。“西氢东送”是绿氢替代的较好方案，但由于氢气在常温常压状态下单位体积能量密度低，安全高效输送和储存难度较大，导致储输环节成本占比在现有氢能全产业链中接近一半。
若不能有效降低运输成本，再便宜的氢源到了东部市场也丧失了竞争力。因此，提高氢能竞争力还要靠扩大基础设施建设，提升氢储运技术水平，以便进行高效规模化运输。
中材科技（苏州）有限公司车间内，数根长度12米的长管正在进行碳纤维缠绕，这种复合长管是构成管束式运氢集装箱的核心部件。“目前管束式集装箱仍是我国气态氢运输的主要方式。”该公司党委书记、总经理付朝军告诉记者，相较于传统I型钢管，II型复合长管设计构成的管束式集装箱在工作压力和储氢效率方面得到显著提升，公司30兆帕-8管的集装箱储氢量可达628公斤，有效降低氢储运成本。
但由于氢气在70兆帕压力以上压缩效应会大幅缩减，气态氢公路运输能力难以持续大幅提升，此种方式的经济运输半径为500公里左右，显然无法满足氢能大范围规模化应用需求。
破局需要新路径。“氢能与天然气产业链高度相似，氢能基础设施建设可对标天然气，我们能从遥远的新疆把天然气运到东部，现在也能把氢运出来。”国富氢能战略总监魏蔚说，“液氢因其能量密度高、储存压力低、安全性好、纯度高，对于大规模、远距离氢能储运和高效利用有较大优势。”
类似于当前成熟的液化天然气，从气态氢转化为液态氢，意味着大小相同的容器可装运更多的氢。去年4月，国富氢能下线自主研发的国内首台日产10吨级氢液化工厂核心设备，打破了国外对大规模氢液化产品的长期垄断。我国实现大规模低成本液氢制备初见曙光。
与此同时，液氢储运装备也迎来重大突破。走进张家港中集圣达因低温装备有限公司厂区，上百台各式白色低温储罐矗立其间，仿佛置身于一片“罐式丛林”。“丛林”一角，一辆装配复杂阀门系统的液氢罐车正在测试中。公司总工程师兼中集氢能液氢事业部总经理罗晓钟说：“去年底，我们设计制造的商用液氢罐车成功下线，打破了国际垄断，在氢运量上提升了10倍。”
与液氢相比，管道输送储运能效更高、输送能力更强，这在油气领域已得到验证。欧美的氢气管网已有70年历史，目前全球范围内氢气输送管道总里程已达5000公里左右，我国输氢管道建设尚处起步阶段，发展潜力巨大。
中国石油管道局新能源研究所氢能高级专家尹倩介绍，目前我国开展前期设计工作的氢气管道总里程共计1850.8公里，最大设计输量每年50万吨，各企业已规划的氢能管网总里程约1.7万公里。
纯氢管道建设验证周期长，且投入巨大，只有当氢气下游需求足够支撑大规模氢能输送时，管道输氢才具备明显成本优势。短期看，如果能借用现有油气基础设施，成本更低，现有资产也可得到再利用。研究结果表明，在含量较低时氢气可以在不做重大技术调整的情况下掺混天然气。当前，欧洲各国、俄罗斯、澳大利亚等都在积极开展天然气管道掺氢技术研究示范。
在江苏泰兴经济开发区，我国首个商业化原有管道天然气掺氢碳减排技术改造项目，已经顺利完成调试与试运行工作。“泰兴经济开发区工业副产氢资源丰富。”泰兴市发展改革委主任燕荣华告诉记者，项目充分利用园区富余氢气，参照天然气体积的10%掺氢，该站年内掺氢量为240万立方米，可替代减少二氧化碳排放5184吨。
项目投资方泰兴新奥燃气有限公司副总经理季留根表示，理论上，掺氢比例最高可达23%。随着下游客户用气量增大，掺氢技术提升，掺氢比例可逐渐提高，将为企业节能减排、碳足迹认证等方面发挥积极作用。“天然气管道掺氢更适合相对集中的工业园区，用量大，且不用进行氢气分离，也不用提纯，具备较好经济性。”
氢能储运网络建设是一项系统工程，资金投入巨大，存续周期长且具有排他性。专家建议，为避免资源浪费，需要加强顶层设计，统一规划，根据市场发展初期、中期和远期不同阶段需求特点，合理匹配低压高压、气态液态固态等各类储运方式，逐步提高氢气储存和运输能力，为构建新型能源体系提供有力支撑。
主力应用场景怎样开发
氢能与人们最密切相关的应用就是交通。早上8时，在北京德胜门公交场站，每隔3分钟就有一趟919快公交车发往延庆，这是北京市首批常态化运营的氢能公交。
一辆氢能中运量公交车（左）驶入氢能公交车加气站（无人机照片）。方喆摄（新华社）
在开了10多年919快的驾驶员李彦斌看来，“这车比燃油车操作体验好，没有噪音，起步平稳顺畅，尤其爬坡时动力十足”。
虽然氢能可以直接用于我们的出行，但在实际推广中并不理想。根据我国规划，到2025年，燃料电池车辆保有量要达到5万辆，但目前这一数字仅为2万辆左右。业内人士坦言，氢燃料电池车全环节耗电远高于纯电汽车，转换效率更低，价格更高。只有在长距离重载运输、高寒地区等纯电车性能不占优势的场景下，氢能车才有机会。
但调研中记者发现，当前已发布氢能产业政策的省份，几乎都将重点聚焦在氢燃料电池汽车及其产业链上，对氢能其他领域应用较少提及。过于单一的应用场景，不仅制约了氢能发挥比较优势、确立市场地位，也让一些真正脱碳困难的领域进展缓慢。氢能要推广，必须要找到更多主力应用场景。
事实上，氢能应用远不仅是汽车，在那些氢已经被用作原料的领域进行绿氢替代效率会更高。2023年6月，中国石化宣布，我国首个万吨级光伏绿氢示范项目——库车绿氢示范项目顺利产氢，标志着我国首次实现了规模化光伏发电直接制氢工艺与工程成套技术的工业应用。“项目每年可向下游炼化企业供应绿氢2万吨，减少二氧化碳排放48.5万吨。”中石化新星新疆绿氢新能源有限公司总经理范林松说。
如果把绿氢储存后转换为绿氨、甲醇或者绿电，氢气的利用价值还可更多元。“我们希望把氢转化为可长时间储存、低成本运输的产品，目前主要是以绿氢为原料合成绿氨，再进行销售。”大安吉电绿氢能源有限公司副总经理李斌透露，全球低碳转型提升了绿色产品需求，绿氨产品主要瞄准日韩和欧洲市场，已经和航运、火电、化工等客户签约了意向协议，产品供不应求。
在吉林松原，全球最大体量绿色氢氨醇一体化项目正在建设中。“受制于氢气的经济运输半径，绿氢应用辐射范围较小，但氨醇产品应用已经很广泛，存量市场体量很大，商业模式也很清晰。”负责该项目的中国能建绿色氢氨新能源松原有限公司副总经理孙翔也看好这片蓝海市场。
国内市场绿氨需求也在逐步打开。在皖能铜陵火电厂，乘电梯到4层抵达3号机组锅炉中部，记者见到了全国首台火电掺氨燃烧器。借助等离子裂解器高温点燃，每小时可消耗20吨氨，让这台已经运行了30年的老煤电机组重焕新生。
全国能源工作会议在部署2024年重点任务时提出，研究探索火电掺烧氢氨技术，推动建设一批“低碳电厂”。氨邦科技有限公司技术主管马宁介绍，在燃煤火力发电领域应用氨混烧时，基本不需要改变现有主体设备，仅需在锅炉单元改造添加一些支持氨燃烧的装置，即可达到碳减排效果。这为煤电绿色转型开辟了一条切实可行的路径，也为绿色氢氨产品提供了新市场。
一些更加前沿的电氢融合应用也在积极探索中。在杭州格力园区，国网杭州供电公司通过低碳电氢耦合应用示范项目，实现格力电器生产基地利用清洁能源与电网谷电制氢，并供给基地的氢燃料大巴和物流车使用。制氢时产生的氧气则用于空调生产焊接助燃，系统运行产生的余热供高温注塑使用。预计每年可减少基地用能成本约256万元，减少碳排放860吨。
氢能应用场景广泛，但如果仅仅依靠市场力量推广，需要很长时间，甚至将错过应用氢气的最佳时机。业内人士认为，需要通过财政支持与碳市场机制协同的方式，降低用氢成本刺激需求。同时，统筹考虑氢能供应能力、产业基础和市场空间，与技术创新水平相适应，有序开展氢能技术创新与产业应用示范。
此外，在绿色认证方面，我国尚未建立国家层面的绿色氢基能源认证标准体系。绿色氢基能源认证标准体系一定程度上属于绿色电力认证的延伸，我国绿电认证体系在与国际标准衔接方面尚未完全打通，涉及的不同领域政策与管理机制还需进一步理顺。
关键技术装备能否破局
氢气品质移动检测车填补全球在氢气品质移动、快速检测领域的技术装备空白；一站式海上绿色氢醇氨生产作业系统，是解决深远海海上风电等绿色能源离岸远、并网成本高等难题的有效途径；集成式增压加氢装置，可为中小型氢能设备提供加注服务，具有“全球最小加氢站”之称……
在3月底举行的2024中国国际氢能及燃料电池产业展览会上，一系列绿色、高效、前沿的氢能产品和技术竞相亮相，充分展示了这一产业的蓬勃生机。
参观者在观看氢能源的生产与应用智能模拟沙盘。潘旭摄（新华社）
当前我国氢能产业装备自主化发展迅速，但在大规模氢液化、高压力储氢容器、燃料电池等关键技术和零部件领域仍需进口。关键技术装备对外依赖度高，不仅不利于产业降本，也影响供应链安全。
“一些国产关键材料设备在耐久性、一致性和良品率方面还有差距，主要原因是我们的研发和产业化起步较晚，以及产业化验证环节比较稀缺。”叶思宇认为，燃料电池汽车发展主要挑战是核心技术和关键部件缺失。应重点围绕燃料电池汽车关键零部件核心技术攻关，即氢燃料电池全产业链中八项“卡脖子”的关键环节：催化剂、质子交换膜、气体扩散层、膜电极、双极板、电堆、空压机、氢气循环泵。
在芜湖奇瑞科技创新中心，工作人员正不断试验配制催化剂浆料，从而调整出最佳方案。“现在国产替代已经进入关键材料国产化替代阶段。”安徽瑞氢动力科技有限公司常务副总经理潘陈兵说，浆料配置对燃料电池性能影响最大，关键是降低贵金属使用量的同时保证性能。未来几年内，要将燃料电池成本从当前每千瓦4000元降到500元，从而大幅降低氢燃料电池汽车售价。
今年6月，我国液氢产业也有望迎来历史性时刻——国内首台套日产10吨级氢气液化装置将在山东淄博齐鲁化学工业园区投运。
魏蔚博士毕业于上海交通大学低温工程专业。当国富氢能董事长邬品芳找到她，透露自己要攻克中国人自己的大规模氢液化技术时，魏蔚果断放弃了上市公司高管身份，加入国富氢能创业团队，因为这也是她毕生的梦想——在中国实现液氢的商业化应用。
“液氢在发达国家早已实现规模化民用，中国的氢能产业高质量发展不能没有液氢。”魏蔚说，国富氢能团队坚持自主化、国产化开发，历时7年，开发出了国内首套日产10吨级氢液化装置，未来将向日产30吨和100吨级别发展。“低温工程极具规模效应，因为单座液化工厂规模太小导致成本高昂，我国在液化天然气国产化领域已经吃过亏。液氢产业发展要吸取教训，百万吨级液氢工厂需要国家顶层规划。”
中国石化董事长马永生表示，中国石化在强化主体支撑、推动融通带动上取得了积极进展，国内氢能关键装备研发制造水平稳步提升。将继续发挥自身优势，聚焦应用场景打造等核心任务，在基础固链、技术补链、融合强链、优化塑链上持续发力，加快推动我国氢能产业高质量发展。
专家建议，我国应发挥新型科研举国体制优势，在氢能顶层设计中充分发挥顶层协调机制，统筹各部门政策和资金资源形成合力，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。持续推动氢能先进技术、关键设备、重大产品示范应用和产业化发展，构建氢能产业高质量发展技术体系。
“出于安全考虑，核电行业一个成熟堆型通常要使用几十年，短时间很难看到颠覆性创新。相比之下，近几年氢能技术装备创新迭代非常快。”樊焕然之前是搞核电的，对于氢能行业的创新活力和重要性感受颇深。在他看来，全球氢能产业总体处于起步阶段，我国氢能装备性能与国外差距不大，国产替代大有希望。
当前，新一轮科技革命和产业变革，同我国经济高质量发展要求形成历史性交汇。氢能开发利用技术已经取得重大突破，我们需要牢牢把握全球能源变革发展大势和机遇，加快培育发展氢能产业，加速推进能源绿色低碳转型。（记者王轶辰齐慧）
碳中和｜氢能及燃料电池产业瓶颈分析
文/于广欣 纪钦洪 刘强 肖钢 熊亮，中海油研究总院，现代化工
氢是宇宙中最丰富的元素。氢能作为二次能源是最佳碳中和能源载体，可用于发电、发热、交通燃料，具有零污染、热值高、可存储、储量足、应用广等优点。氢的储能属性使其具备跨时间和空间灵活应用的潜力，能与可再生能源有效衔接，助力可再生能源消纳与更大规模发展。正是基于氢的优点与潜能，在应对气候变化、全球能源转型的大背景下，国际上普遍认为氢能将成为未来能源系统的关键节点，在全球能源转型及提高能源系统灵活性方面发挥关键作用。而近些年全球资本、技术、舆论等因素正共同催生本轮氢能热潮。
1 氢能产业发展现状
本轮氢能热潮起于欧美日发达国家，并逐步扩展至全球。欧盟、美国、日本已将氢能纳入国家能源发展战略，并出台产业发展规划和支持政策。美国重视氢能产业链关键技术培育，应用方面固定式燃料电池发电、氢燃料电池叉车和 汽车 有绝对优势。欧盟实现净零排放，氢能是其重要抓手，德国制定《国家氢能战略》支持可再生能源制氢、氢基合成燃料、燃料电池产业与技术发展。日本、韩国发布详细的发展路线图，政策导向明确，在燃料电池车、家用燃料电池、加氢站网络和氢技术开发处于领先。国际氢能理事会发布的《Hydrogen Scaling Up》报告预测，2050年氢能约占全球能源需求的18%，工业、交通、建筑供暖供电是氢能应用重点领域。
国内将氢能定位战略能源技术，政策利好逐步释放。2019年氢能首次被写入政府工作报告，2020年《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》第一次将氢能列为能源范畴，同年氢能纳入年度国民经济和 社会 发展计划，并启动燃料电池 汽车 示范推广及国家氢能产业发展战略规划编制。国家层面从立法、顶层设计、示范应用等层面给予氢能产业持续的政策支持，统筹规划、引导、规范氢能产业 健康 持续发展。在持续稳定的政策环境下， 社会 资本、产业链上下游相关企业、地方政府等多因素叠加催化下，近几年国内以加氢站为代表的氢能基础设施（表1），制-储-运-用产业链关键技术与装备得到发展，初步形成珠三角、长三角、京津冀等氢能产业热点区域，目前产业整体处于技术研究与示范应用阶段。根据公开资料整理，目前国内氢燃料 汽车 超过6000辆，在运营加氢站46座。《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019）》预测，2035年氢能占国内终端能源总量5.9%，加氢站数量1500座，燃料电池车保有量130万辆。
面对全球应对气候变化政策倒逼，Shell、Total、BP等欧洲石油公司相继提出2050年“净零碳排放”目标，押注绿色低碳能源成为普遍选择，其中布局绿色氢工厂、加氢站等氢能业务是重点方向。至今，壳牌氢能业务已在美国、日本、德国投资超过24座加氢站，并与道达尔等企业合作在德国加速推进H2 Mobility项目（预期加氢站建设规模超过400座）。国内石化企业在发展氢能方面，具有氢源和销售网络的优势，中国石化等已开展制氢、加氢站及储运设施网络的规划和建设，2018年中国石化加入国际氢能委员会，2019年与法液空开展氢能合作，采用“油氢电一体化”新模式，在现有加油站基础上配建加氢站，目前已在广东、上海、浙江建成油氢合建站4座。
2 产业链技术与成本瓶颈分析
全球氢能及氢燃料电池车示范应用进展显著，但氢能产业涉及制、储、运、用多个环节，产业链长，技术复杂，现实中氢能大规模推广应用仍面临氢燃料电池制造成本高、加氢站设施薄弱、终端用氢成本高等瓶颈。
2.1 技术因素导致制造氢燃料电池成本较高
氢燃料电池系统由电堆、供气系统、控制系统等部件共同构成。电堆是将化学能转化为电能的核心部件，电堆成本占氢燃料电池系统总成本60%左右（见图1）。造成电堆成本居高的主要因素包括：膜电极、电堆加工制造过程及使用环境要求。而电堆技术的瓶颈也导致氢燃料电池系统成本较高。
膜电极是电堆的核心部件，由催化剂、质子交换膜、碳纸组成，其成本约占氢燃料电池系统的36%。目前商用催化剂为铂/碳，其成本约占氢燃料电池系统成本的23%，是成本的主要来源。质子交换膜、碳纸材料成本也较高，国内主要依靠进口，在性能和批量化上与国外还存在差距。膜电极已经发展到第三代有序化膜电极技术，趋势是降低大电流密度下的传质阻力，进一步提高燃料电池性能，降低催化剂用量，使膜电极的材料成本大幅降低。
均一性是制约电堆性能的重要因素，也是影响制造成本的关键。电堆通常由数百节单电池串联而成，均一性与材料的均一性、部件制造过程的均一性有关；特别是流体分配的均一性，不仅与材料、部件、结构有关，还与电堆组装过程、操作过程密切相关。由于操作过程生成水累积引起的不均一、电堆边缘效应引起的不均一等，电堆中一节或少数几节单电池的不均一会导致局部单节电压过低，限制了电流的加载幅度。设计、制造、组装、操作控制等环节产生的不均一性直接影响电堆的比功率，进而影响电堆成本。
2.2 氢燃料电池车成本较高限制了商业化销售规模
车用燃料电池系统成本高是造成氢燃料电池车售价高的主要根源。由电堆、氢瓶和空压机等主要部件组成的燃料电池系统是氢燃料电池车的核心，约占氢燃料电池车成本的50%。其中除电堆成本高外，供氢系统、空气供给系统成本也较高，技术上与国外还存在较大差距。
氢燃料电池车尚未规模化生产，市场销量有限。目前，全球最大的氢燃料电池车企业——丰田公司现有生产能力仅3000辆/年，2020年也只能达到3万辆/年，本田、现代、日产、上汽等车企虽相继推出商业化车型，但市场销量依然有限（见表2）。氢燃料电池发动机企业亿华通与宇通客车、福田 汽车 、中通客车等车企合作，建设了国内首条自动化氢燃料电池发动机生产线，年产能也仅1万台。生产规模小导致整车成本较高，如丰田公司官网上2020款Mirai售价为58 550美元，是混合动力2020款PRIUS售价（美元）的2.5倍，远高于消费者预期。
2.3 加注车辆少及设备国产化仍是早期加氢站发展的主要限制因素
加氢站的建设与运营仍面临发展初期的困难。新建加氢站及将现有加油站改造为加油加氢站难度较大。新建加氢站建设标准主要采用《GB —2010加氢站技术规范》，其对氢气储运安全和建站选址条件的要求较高，特别是加氢站的氢气工艺设施与站外建筑物、构筑物的防火距离。加油加氢合建站设计要符合《GB 汽车 加油加气站设计与施工规范》，依托现有加油站设施进行改造困难较大，特别是大城市、人口密集地区问题更加突出。
加氢站的网络布局与氢燃料电池车的市场规模依然是产业初期互相掣肘的因素。纯电动车推广和充电桩建设也曾经面临过同样问题，加注车辆较少，限制了加氢站的良性滚动发展。目前国内建设和在运营加氢站分别是66座和46座，分布在19个省市，其中广东、上海、江苏、山东是加氢站主要集中地区（见表3）。目前国内加氢站数量与规划2020年建设100座、2030年建成1000座还有较大差距。国内最早示范运营的上海安亭、北京永丰加氢站始终处于加氢车辆少的尴尬局面。德国H2 Mobility项目已建成的加氢站也存在车少的状况，但仍在推进2023年建设400座加氢站网络的目标，试图解决产业初期的问题。
加氢站设备国产化还面临瓶颈，氢气压缩机、加注机等关键设备目前仍以进口为主。根据公开资料整理，加注量1000kg/d的35MPa加氢站建设成本高达1500万元，高出加油站数倍。其中储氢装置、压缩机、加注机、站控系统等占加氢站总投资约60%，其中氢压缩机占比最高，约为30%。
2.4 终端用氢成本高，制储运关键技术亟待突破
目前，氢作为燃料的价格仍远高于化石燃料。氢燃料电池车的用氢成本包括从制、储、运到加注的全过程成本。与传统燃油车相比，氢燃料电池车百公里消耗的燃料费用要高于燃油车。根据国内示范项目的运行经验初步估算，氢燃料电池车的燃料费用约为燃油车的1.8倍左右。氢燃料终端售价虽高于化石燃料，但国内外仍通过车企、政府补贴方式来弥补氢燃料价格的劣势，推动氢燃料电池车产业发展。
化石能源制氢技术成熟、规模大、成本低（见表4）。国内现有工业制氢产能为2500万t/a，氢气来源构成主要是煤制氢、天然气制氢、石油制氢、工业副产氢以及电解水制氢，占比分别是40%、12%、12%、32%和4%。在氢能及氢燃料电池车产业发展初期，化石能源制氢以及工业副产氢是低成本氢燃料的主要来源，有利于推动产业发展。但化石能源制氢CO2排放量大，利用可再生能源制取低成本氢气是业界一直瞄准的方向和攻关重点，最终目标是氢气价格与化石燃料价格持平。
绿色、低成本制氢技术是氢能产业发展的关键。质子交换膜（PEM）水电解制氢技术在总体效率、工作电流密度、氢气纯度、产气压力以及动态响应速度等方面优于碱性水电解制氢技术（详见表5），能适应可再生能源发电的波动性，是氢能产业链发展的重点技术之一，但目前面临采用铂催化剂、电耗高而导致的制氢成本较高问题。突破铂催化剂、电堆等关键技术，进一步提高电流密度、系统能效、降低投资是PEM制氢技术的重点开发方向。
目前国内氢储运标准、规范不完善，导致氢燃料只能以气态方式运输，限制了加氢站的技术选择。液氢储运在国内仅用于航天军工领域，商用加氢站未有液氢供应的标准和规范。国家层面正通过立法将氢能作为能源进行管理，并制定商用液氢制、储、运、用相关标准，2019年已完成三项液氢国家标准征求意见稿，将填补国内民用领域液氢标准空白，由此可能带来氢能全产业链技术突破，从而降低终端用氢成本。
液态氢密度高达70.6g/L（-253 ），相同有效装载容积下液氢储运能力远高于高压储氢。尽管氢液化的能耗比氢压缩的能耗高1倍以上，但在运输环节液氢的运输成本只有高压氢的1/5~1/8。国外仍采用高压氢气管束车作为主要运氢方式，气态氢限制了储运能力，详见表6。
3 思考与建议
氢能及燃料电池产业已进入早期示范应用阶段，大规模商业化推广仍需解决产业链关键环节的技术与成本瓶颈。具体来讲，加快氢能及燃料电池产业商业化步伐需要政策、规划、标准规范、技术等因素协同发力。
持续稳定的产业支持环境，配套相应的产业补贴，对早期氢能产业发展至关重要哦。国家应尽快启动氢能及燃料电池产业顶层设计，编写国家产业发展战略规划，制定产业发展实施方案，统筹规划氢能产业重点发展区域，明确产业链制、储、运、用环节的发展路径。技术方面，加强绿色低碳制氢、高效低成本燃料电池、氢压缩机、加氢机等产业链关键技术、核心零部件重点攻关，加快设备国产化，完善产业链标准规范。具体实施建议国家主导设立氢能 科技 重大项目，联合企业、高校科研院所，集中力量突破核心技术、材料、装备及关键零部件，打造自主技术、材料、设备生态链，进一步降低成本，推动产业 健康 快速发展。
展望未来绿色氢气制取、储运、加注与燃料电池技术突破以及氢能基础设施完善与普及，将激发氢能及燃料电池产业应用场景多元化与规模化应用，推动氢能在全球能源转型中担当更加重要的角色。
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氢能源还有机会吗
是的，氢能源在未来仍然有机会。 氢不仅是能源，也是能源的载体和基础原料，可广泛运用于化工、工业、交运、建筑和发电等领域。 党的二十大报告提出要加快规划建设“新型能源体系”，对于中国未来的能源发展方向，不仅要以新能源为主体建立新型电力体系，对于电力无法解决的能源问题，需要通过绿氢来解决。 氢能源已经纳入中国重要战略能源之中，中国氢能联盟预计，到2025年，中国氢能产业产值将达到1万亿元；到2050年，氢气需求量将接近6000万吨，实现二氧化碳减排约7亿吨，氢能在中国终端能源体系中占比超过10%，产业链年产值达到12万亿元。 过去市场对于氢的认识主要在车用燃料电池以及能源发电领域，限制了氢的发展范围和规模，随着氢产业发展的深入，绿氢本身不仅在化工、冶金和电力领域出现更多应用，绿氢的衍生产品如绿色甲醇、绿氨也在交运、化工等领域出现更多场景。 今年2月29日，工信部等7部门发布的《加快推动制造业绿色化发展的指导意见》提出：“围绕石化化工、钢铁、交通、储能、发电等领域用氢需求”“构建氢能技术体系”，极大地拓宽了氢发展方向，预测到2030/35年全球绿氢的需求有望达到1290/5900万吨，若全部由光伏电力满足则有望带动新增光伏101/356GW每年的装机需求。
我国氢能产业发展驶入“快车道”，氢产业发展未来将会是什么趋势？
近年来，我国大力推动氢能产业发展，已初步形成“全产业链”布局。日前，中国工程院院士、清华大学教授周天勇在接受媒体采访时表示：“未来10年，氢能产业将成为我国能源结构优化调整、促进绿色低碳发展、支撑国家经济高质量发展和推动经济结构战略性调整的重要力量。
业内专家指出，氢产业是21世纪全球最具发展潜力的新兴产业之一，是全球未来能源结构优化调整、促进绿色低碳发展的重要手段。在产业政策扶持、氢能技术研发和市场应用等多方面支持下，我国氢燃料电池汽车已经开始量产并投放市场，相关技术已处于国际领先水平，这为氢能及燃料电池汽车发展奠定坚实基础。
要围绕燃料电池汽车的核心技术攻关，加大研发投入，积极培育市场，推动燃料电池汽车产业化发展。积极推进示范应用，开展燃料电池汽车示范运营经验和示范运行技术标准研究，提升规模化示范运行能力。加快建设充电设施和加氢网络，完善基础设施配套机制，开展氢燃料电池车辆推广运营试点示范。
到2025年，形成覆盖全国大部分区域、具备较强示范带动作用和规模化应用能力的氢燃料电池产业体系。燃料电池汽车以燃料电池为核心组成的系统，在纯电动汽车产业规模达2万亿元以上的同时，燃料电池汽车产业也呈现出快速发展态势。我国燃料电池汽车起步较晚、应用不广，目前仅能实现纯电动汽车、插电式混合动力汽车、纯电动物流车的应用规模在市场中占比不大。 燃料电池汽车被称为继电动汽车、混合动力汽车、燃料电池汽车之后，第四代汽车技术平台。燃料电池技术主要包括电堆/电堆、电控系统和动力总成三个主要部分。
