氢能是一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，是推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想互联媒介，是实现交通运输、工业和建筑等领域大规模深度脱碳的有效选择。氢能产业链较长，氢能产业的快速发展有望带动当地经济发展。我国已做出“2060年实现碳中和”的庄严承诺，随着我国能源转型战略的逐步推进，以可再生能源为主导的能源体系将改变传统的能源供给方式，电能将作为可再生能源的承接载体，在未来能源系统中扮演重要角色。但在全球实现碳中和的过程中，“可再生能源+电气化”手段并不能解决所有碳排放问题，钢铁、化工、重载卡车、高品位热力需求等“难以减排领域”成为新的热点难点，氢能将作为工业原料、高能燃料，发挥化石燃料的替代作用，助推“难以减排领域”的深度脱碳、实现碳中和目标。同时，氢能还可以与电力协同，在可再生电力季节性供需平衡中发挥更大作用，提高能源系统整体效率和可再生能源渗透能力，切实推动新型电力系统建设和能源深度绿色转型。

 

因此，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是实现“碳达峰碳中和”战略的重要抓手。能源低碳转型的前提是风、光、氢、储等能源技术的突破，以及新材料、智能电网、分布式能源、能源互联网等配套科技的创新发展。开发氢能先进技术和推动氢能产业化，也正在成为深入推进能源供给和消费革命的重要方向。

 

 

(一)支撑新型电力系统建设

 

氢气可作为灵活高效二次能源，支撑以新能源为主体的新型电力系统建设。可再生能源目前的利用方式导致其能源供应具备时空不稳定性，能量密度较低，难以在部分场景大规模利用，氢电耦合为解决这一问题提供了方案，促进可再生能源消纳。从短周期看，制氢装置功率运行范围宽、功率变化率快，与可再生能源的快速波动特性非常匹配。将氢能与可再生能源耦合，可有效降低可再生能源对电网的冲击，促进可再生能源消纳。从长周期看，氢打破了现有传统能源与可再生能源等清洁能源单一的能量转换模式，可成为现有能源体系的互转点与耦合中心，通过电解水制氢技术及氢气与其他能源品种之间的转化，可以在保证经济性的条件下实现大规模长周期储能。因此，氢能可提高可再生能源的消纳、提供长时间储能、优化区域物质流和能量流，可实现多异质能源跨地域和跨季节的优化配置，形成可持续、高弹性的创新型多能互补系统，对于碳中和场景下全时段源荷能量平衡具有重要的意义。

 

氢能既可以作为储能侧的“稳定器”，也可以作为用电侧的“燃料源”，是未来新型能源系统的重要补充。氢能可成为部分场景下较电力更优的脱碳选择，为能源转型提供更高的灵活转换能力。燃料电池热电联供综合效率高，是发展综合能源的重要技术手段。针对海岛、边防等偏远地区，可构建分布式电-氢耦合清洁供能系统，利用分布式电源制取氢气，利用燃料电池进行热电联供，满足用户多种用能需求。此外，固体氧化物燃料电池(SOFC)、熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)可以直接使用碳基燃料，与现有能源供应系统兼容，在大中小型固定及分布式发电领域都有着广阔的应用前景;以氢气为能源、低温运行的质子交换膜燃料电池(PEMFC)，在中重型交通、建筑脱碳领域则有广阔的发展空间。

 

(二)推动难脱碳领域深度脱碳

 

在加速推进能源转型过程中，氢能在钢铁化工、建筑和交通领域中将逐步广泛应用，以氢代油、以氢代煤推动终端用能清洁化、多元化。在工业领域，我国是全球最大的工业化国家，钢铁、石化、化工等行业需要作为还原剂或原料的化石工业原料是典型的难以减排领域，无法由直接电气化手段来替代，但可用氢替代。同时，钢铁、冶金、石化、水泥的生产过程中需要大量的高位热能，可利用绿色氢能燃烧热值高的特性，作为工业领域深度脱碳的重要抓手。在建筑领域，绿色氢能供热将成为未来天然气供热的有利替代。在现有天然气管道中掺杂氢气，满足建筑领域供热需求，同时减少碳排放量，是氢能连接电网和天然气管网的重要途径，也是氢气大规模普及的重要渠道，可以充分利用现有的基础设施而不额外增加成本。近中期实施中低比例掺氢，在氢气浓度(体积最高为10%-20%)相对较低的情况下，无需对基础设施和终端应用进行重大改变，投资成本较低，是建筑领域实现碳中和目标的重要方式。在交通领域，主要包括道路、铁路、航空和船运这四种方式，在完善的电力基础设施和技术进步的推动下，动力电池在道路交通上得到大规模应用，但动力电池特性不适用于大载重、长续驶、高强度的重型道路交通和船舶、航空等场景，上述交通方式需要更多地依靠氢能等方式满足脱碳需求。

 

(三)氢基合成绿色燃料和材料

 

氢气可合成绿色燃料和材料，构建零碳工业产品体系。随着氢的能量属性逐渐被重视，作为替代高碳燃料应用于高热值场景的氢基能源，绿氢合成氨、甲醇、甲烷、煤油等载能燃料进行储运或综合利用成为产业热点，带动传统火电、航运、航空等多个行业的基础设施再利用和深度脱碳。此外，绿氢与二氧化碳合成制取化工产品，提供大规模二氧化碳利用的机遇，有望成为重大颠覆性技术，对石油化工、煤化工体系产生革命性影响。

 

 

(一)发展现状

 

产业层面，我国氢能及燃料电池已具备产业化发展基础。产业链企业超过1000家，已初步形成京津冀、长三角和珠三角等氢能及燃料电池产业集群，以分布式能源领域、移动通信基站以及城市客运、物流等商用车型为先导开展了规模化示范运行。截至2021年9月，我国累计销售燃料电池汽车超过8500辆，上海、北京、河北张家口、广东佛山、云浮等地开展燃料电池客车商业化示范运营累计运行超过100万公里;累计建成(含试运营)加氢站近200座，位居全球第一。京津冀、长三角、珠三角地区建设运营加氢站总数共占我国加氢站总数的50%以上。各地已签约及在建可再生能源制氢项目超过100个。根据发布的相关产业规划，2025年京津冀、长三角和珠三角地区各规划加氢站超过百座，燃料电池汽车过万台，产业达到千亿规模。

 

技术层面，经过4个五年国家科技计划的组织实施，我国燃料电池从电堆、系统到关键部件技术研发均取得一系列关键突破，形成了涵盖制氢、储氢、氢安全、燃料电池及整车应用等技术的产学研用研发体系。但在多个环节也存在明显的差距。在制氢环节，整体处于并跑阶段，部分技术存在差距。工业氢气纯化技术水平与国外持平;碱性电解水制氢也已基本实现国产化，成本较国外也有显著优势，质子交换膜电解水装备仍处于研发向示范过渡阶段。在储运环节，技术相对落后，但基本具备了自主化能力。高压气氢方面，车用储氢容器罐体和T700、T800强度碳纤维等材料已初步实现国产化，具备IV型瓶制造能力;液氢储运方面，我国已基本掌握基于氦膨胀制冷循环的氢液化系统研发能力，透平膨胀机、控制系统、压缩机、正仲氢转化器等核心设备在内的90%以上的设备完全采用国产;加氢站方面，我国35MPa加氢站技术已趋于成熟，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，70MPa国产化设备已经开展示范试验。在综合应用环节，燃料电池商用车发展已处于并跑阶段，其余领域处于跟跑阶段，部分国产化装备竞争力提升明显。燃料电池方面，质子交换膜燃料电池系统的膜电极、双极板、氢气循环泵、空气压缩机等核心组件，质子交换膜、催化剂、气体扩散层等关键材料，均已实现小规模自主生产，系统国产化程度已提高到80%左右。氢冶金方面，富氢冶金技术已经基本掌握，与瑞典、日本、德国等钢铁企业合作共同开发示范纯氢冶金相关技术。合成燃料方面，已在甘肃等部分地区开展了示范运行。

 

但同时，氢能产业发展仍然面临的诸多的挑战。一方面，地方政府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，抢夺头部企业批量上马燃料电池车辆。但由于缺少氢能产业链上中下游的统筹，规划雷同性较高，甚至出现低水平重复建设，短时间内面临产能过剩风险。同时，各地区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”和“炒剩饭”的现象，产业发展存在原材料和基础制造工艺“卡脖子”风险。

 

另一方面，氢能产业处于产业化前夜，实现关键核心技术自主可控，是推动我国氢能产业高质量发展、走向全球产业链中高端的必行之举。要加强基础研发领域创新，以技术先行、产业驱动的原则，探索建立以市场为导向，产学研用一体化的新型举国体制。有效整合氢能产业研发资源，消除跨部门、跨领域和跨国界合作障碍，汇聚政产学研用力量，实现联合攻关、知识产权共享，加快氢能全产业链关键核心技术、材料研发及装备制造自主化。

 

(二)发展建议

 

1. “先立后破”，逐步推动氢源结构低碳化

 

随着我国“双碳战略”的提出，化石能源清洁化和清洁能源规模化加速发展，氢能供应链清洁化发展大势所趋，但氢源结构优化仍需遵循市场规律。与化石燃料制氢相比，可再生能源制氢成本近期较高，考虑氢能应用经济性，“煤制氢+CCUS”、工业副产氢提纯将有效发挥过渡支撑作用，与再生能源制氢技术、将共同构成未来清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系。在多元化的供应格局中，技术发展度取决于不同发展阶段的适用性、经济性、能源效率和环境效益。对于可再生能源制氢而言,重点是提升现有制氢装备技术水平以及规模化降本; 对于化石能源制氢而言, 重点是研发 CCUS 技术来控制碳排放; 工业副产氢则应聚焦提纯技术，在近期应得到优先、高值化的利用。从中长期看，加速推动可再生能源制氢规模化发展，降低可再生氢成本，逐步替代化石燃料制氢，是实现氢能可持续发展的应有之义。

 

2. 加速推进核心技术、关键装备自主化

 

近年来，我国高度重视氢能技术自主创新与产业化，氢能供应链各类关键技术取得较大突破，技术成果转化成效显著，全产业链关键技术自主化加快。在核心技术、关键装备自主化过程中应坚持重点突破与协同推进相结合的原则，对于产业需求迫切、“卡脖子”现象严重、降本效益显著的技术与装备应予以重点突破，对于前瞻性技术、储备性技术、配套技术则协同推进。结合现有产业基础与需求，制氢领域应以可再生能源制氢为重点突破，攻关与可再生能源耦合负荷波动下电解水系统，探索多能互补可再生能源电解水最优容量配置，同时提升碱水制氢设备电流密度，综合提高和优化PEM制氢电耗、设备成本与寿命性能，协同推进副产氢提纯技术以及SOEC、光解水制氢、热化学循环制氢等前瞻性技术。储运领域近期需聚焦氢能短途运输密集、液氢民用开启与天然气掺氢示范三大发展趋势，攻克50MPa压力等级长管拖车运输;降低氢气液化能耗、氢气液化成本和液氢制备与储运装置自主化;以及管道运氢核心技术，协同推进轻质化固体材料、有机液态储氢等技术。加注领域以降低加注成本为核心目标，重点攻关氢气压缩机、70MPa加氢机、传感器、流量计等核心零部件及整机的自主化，协同推进液氢储氢加氢站、制氢加氢一体站技术研发。燃料电池领域考虑多应用场景兼顾低温与高温燃料电池，长寿命PEM系统、关键零部件自主化、低载铂量催化剂开发;高耐久性SOFC电极材料、低成本量产技术，性能提升、集成优化设计;MCFC堆叠技术优化，百千瓦级功率放大是主要攻关目标。氢安全领域关键在于要着力加强氢能安全的基础理论研究，譬如氢能设施与设备的材料适用性与相容性研究、氢泄漏的预防与监测技术研究、应急处置装备等。

 

3. 完善顶层设计体系，促进产业健康有序发展

 

氢能纳入能源管理范畴，以推进氢能服务于经济发展，同时加强其安全监管。安全是氢燃料电池产业健康持续发展的命脉，从氢能使用的设计、制造、建设、生产、运行和维护各个环节都应有足够高的可靠性，包括人员的可靠性。一是根据氢能特性，加强氢能安全性监管。我国能源领域适用安全法律与规程缺少足够的系统性，不足以满足整个氢能经济的发展，现有的石油天然气安全监管体系与法规明显不适应氢能安全监管的需要，现有的氢能安全技术标准与技术规范亦不完善，应组织完善氢气制、储、运、用等各环节法律法规和安全技术标准。同时强化安全法律与标准执行，细化各风险点的操作规程。制定风险防范和危机处置方案，加强人员培训和安全知识普及推广。产业推进节奏要与安全监管体系建设、安全监管力量配备等相匹配，切勿盲目追求规模，忽视安全。二是高度重视技术预防，提高氢能基础设施与设备的本质安全。了解熟悉其安全特性，总结经验与教训，持续加强安全管理，才得使氢能造福于民。关键在于要着力加强氢安全的基础理论研究，完善整体技术和装备布局，打造具有第三方公证地位的氢安全实验室，不断推动技术进步，加大对氢气安全生产和安全使用智能控制、智能监控的投入，持续提高氢能设备的可靠性和安全性。三是推动氢能领跑者行动计划，推动标准治理效能与技术迭代创新协同，从重点环节技术装备、系统到项目整体分步实施，实现关键技术自主化水平整体提升。

 

强化产业引导手段，准确把握氢能产业发展趋势，充分吸取国内风电、光伏以及新能源汽车发展的经验和教训。一是宜氢则氢、准确定位，确立“清洁低碳”和“灵活高效”的氢能技术发展布局。基于氢能在能源转型与双碳目标下的发展定位以及技术发展现状，我国氢能产业发展必须紧紧围绕上述氢能的核心优势领域，重点布局氢能与可再生能源协同发展、工业清洁化生产以及基于燃料电池技术的交通运输动力系统。二是把技术水平作为制定氢能发展路径的依据。在氢能产业发展的初期阶段，坚持“示范先行”原则，在基于技术自主可控的前提下推动燃料电池汽车示范应用基础上，探索开展制氢示范、装备技术研发示范，并结合各地资源禀赋设立综合发展示范区，逐步在制氢、储能、氢冶金、绿色化工等其他应用领域开展示范，按照成熟一个、推进一个的原则以点带面地推动多领域示范推广应用，带动全产业链技术进步与产业规模化、商业化发展，以避免产业链重复建设和无序发展。