研究报告 | 我国氢能产业商业化探索前景及挑战
来源：中能传媒研究院 时间：2023-05-31 10:35
我国氢能产业商业化探索前景及挑战
中国能源新闻网记者 伍梦尧
氢能重量轻、密度大、燃烧热值高，是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源。相比传统化石能源，氢能主要通过氢气和氧气反应产生能量，不仅能够实现发电、储电、用电全过程零碳排放，还能通过“电—氢—电”的电氢耦合形式提供长时间或季节储备，近年来正在全球能源转型中发挥越来越重要的作用。
自20世纪70年代，氢能通过美国提出的“氢经济”概念首次作为一种替代能源进入人类视野，到现在，氢能已成为全球推进经济绿色低碳转型的重要力量。据不完全统计，截至2022年底，全球已有近30个国家和地区发布氢能发展政策，并积极规划氢能相关项目建设。其中，仅2022年，全球就启动大型氢能项目130余个。据国际氢能委员会预测，到2030年全球氢能领域投资总额有望达到5000亿美元，到2050年氢能或能满足全球18%的终端能源需求。
经过数年快速发展，我国氢能产业积累了丰富的氢能供给经验和产业基础，当前我国已成为全球最大制氢国，年制氢产量约3300万吨，全产业链规模以上工业企业超300家，产业发展前景得到资本市场充分认可。同时，氢能发展浪潮正在向经济社会更多角落蔓延，在交通、建筑、电力、工业等多个领域，我国积极开展氢能应用的探索实践，并取得一定成果。
我国氢能行业发展概况
（一）我国已成为全球最大制氢国
我国氢能产业发展兴起于21世纪初期的氢燃料电池领域。从“十五”到“十三五”，在一个个国家级重要规划的接续支撑下，氢燃料电池技术创新能力持续提升。“十三五”时期，我国对清洁能源重视程度的大幅提升，以及碳达峰碳中和工作的有序推进，带动氢能产业全面发展。
国家能源局发布数据指出，当前，我国已成为全球最大制氢国，年制氢产量达3300万吨，其中达到工业氢气质量标准的约1200万吨，此外，全球领先的可再生能源装机规模也将有力支撑氢能供给增长。目前，我国氢能产业已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，部分关键技术的试验数据水平接近国际先进水平。
据不完全统计，2022年，我国累计发布氢能重点投资项目35个，投资总额近700亿元，投资范围覆盖整个产业链。值得关注的是，在发布的35个项目中，有33个位于示范城市群、12个位于其他区域，氢能产业发展热潮正在向全国范围蔓延。
据中国氢能联盟预测，2026—2035年，我国氢能产业产值将达5万亿元。到2050年，氢能在我国终端能源体系中占比有望超过10%，产业链年产值达到12万亿元。
（二）氢能政策框架日益完善
伴随我国对氢能行业重视程度的不断提升，推动氢能产业发展提速被越来越多部门列入年度重点工作任务之中，政策体系日益完善。
图1 氢能在我国能源发展中扮演愈发重要的角色
早在2006年，“氢能及燃料电池技术”就被国务院发布的《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006—2020年）》列入先进能源技术的行列，行业创新能力得到重点加强，以推动行业实现跨越式发展。
其后，2007年5月发布的《高技术产业发展“十一五”规划》、2011年7月发布的《国家“十二五”科学和技术发展规划》、2016年8月发布的《“十三五”国家科技创新规划》等多份文件，均把氢能列为新能源的重要组成部分，明确提出要“积极发展氢能”。氢能行业的创新能力培养及氢能燃料电池在交通、通信等领域的应用推广等工作，得到国家越来越多的政策支持与引导。
伴随我国经济社会绿色转型的日益深化，氢能在我国能源转型中发挥的作用越来越重要。2019年3月的《政府工作报告》明确提出要“推动充电、加氢等设施建设”，这也是氢能首次被写入我国政府工作报告。2020年4月，《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》拟将氢能列入能源范畴。
2021年，《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》相继印发，碳达峰碳中和“1+N”政策体系日渐成型，国家重点研发计划中的“氢能技术”重点专项启动实施，为氢能等清洁能源发展提供了更为具体的路径和方向。同时，《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》的发布，正式启动燃料电池汽车示范应用工作。自此，从国家到地方，从技术研究到燃料电池、氢能多元利用，氢能产业“制—储—输—用”全产业链条全面获得更多政策支持。
据不完全统计，2021年，国家层面出台氢能相关政策近30项，发文机关包括国务院、国家发展改革委、国家能源局、工信部、财政部、科技部、交通运输部等十余个国家主管部门，无论是政策覆盖面还是支持力度，均远超往年。
2022年3月，我国首个氢能产业中长期规划——《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》由国家发展改革委正式发布。其中明确指出，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。规划再次明确了氢能在我国能源绿色转型中的重要地位，并为行业发展提供制度与政策支持。
同年6月，国家发展改革委、国家能源局等九部门联合发布的《“十四五”可再生能源发展规划》要求，推动可再生能源规模化制氢利用，在可再生能源发电成本低、氢能储输用产业发展条件较好的地区推进可再生能源发电制氢产业化发展，推进化工、煤矿、交通等重点领域绿氢替代，为行业发展进一步指明方向。
2022年，在国家政策的指引下，与氢能产业发展相关的地方性规划井喷式出台。除两批燃料电池汽车示范城市群中成员，还出现了湖北、四川、重庆等非示范地区，山东青岛、山西吕梁、内蒙古伊金霍洛旗、江苏常熟等地更是出台了相关补贴政策，积极支持地方行业发展。
当前，从中央顶层设计到地方产业支持政策，从燃料电池示范应用到技术创新奖励激励措施，我国氢能政策框架体系日趋完善，政策措施不断丰富，覆盖领域持续扩大，为引导氢能产业健康发展构筑坚强制度保障。
（三）示范城市群建设渐成规模
2021年8月，财政部、工信部、科技部、国家发展改革委、国家能源局五部门向北京、上海、广东三地下发《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》，京沪粤三个城市群入选首批示范城市群名单，面向矿石钢材运输、建筑材料运输、整车物流等超过18个应用场景，燃料电池汽车示范应用的大幕正式拉开。
2022年1月，国家第二批燃料电池汽车示范应用城市群名单公布，河北城市群、河南城市群榜上有名，燃料电池汽车示范城市群“3+2”发展格局基本形成，而2022年也被业内称为“氢能产业化发展元年”。
表1 氢能产业示范城市名单
从不同的优势特点来看，入选城市大致可分为三种类型。一是经济型，如上海、江苏、浙江、广东等多个入选城市，均位于我国沿海及长江经济带上，上海城市示范群的上海、苏州、嘉兴则直接位于两区域交汇处，较好的经济基础可为示范工作推进提供更坚实的财力支撑。二是资源型，如河北张家口及内蒙古乌海、鄂尔多斯等入选城市，风光资源富足，能够为清洁能源制氢技术创新能力提升及氢能参与电力系统提供有益经验及充足实践场景。三是经验型，如河北张家口作为2022年北京冬奥会的主赛区之一，已建成并投运多个绿氢项目，而山东省在不同城市群中入选的淄博和潍坊，都是国家“氢进万家”科技示范工程示范省份山东省的参与城市，不仅已拥有一定的工业副产氢产业发展基础，而且在交通、工业等多个领域和应用场景中也积累了一定经验。
与2018年发布的国补政策相比，本次开展的示范城市工作主要是采用“以奖代补”的方式，不仅在主要性能指标方面的要求出现明显提升，补贴的侧重点（从下游主机厂转向上游核心零部件及关键材料企业）、补贴的直接获得对象（从主机企业转为城市）、直接受益对象（从下游主机厂延伸到零部件和材料企业）等都发生了变化，且补贴覆盖面更广，能够更有力地拉动产业实现发展提速。
图2 2022年氢能产业示范城市群推广车辆数 （数据来源：长三角氢能科技研究院）
经过一年多的示范工作，目前，五大示范城市群建设已取得一定成果，示范期内推广燃料电池汽车总量超37000辆，推动我国2022年度燃料电池汽车推广数创历史新高，市场渗透率持续提升，整体产业进入商业化初期。其中，作为首批示范城市群成员，京津冀、上海、广州三个城市群产业基础良好，补贴政策较为明确，先发优势正在构筑规模优势，2022年内有多个几十亿到百亿量级项目相继落地，催动城市群氢能汽车行业发展不断提速。
（四）市场前景看好
进入“十四五”以来，在国家多项政策的有力支持下，氢能产业正在成为能源企业及社会资本布局和投资的重点。
目前，包含国家电投、国家能源集团、中国石油、中国石化、中国海油在内的超过三分之一的央企已开始在氢能领域布局，范围覆盖“制—储—输—用”全产业链，并在技术研发和示范应用方面获得一定成果。
近年来，央企纷纷入局氢能，为加快产业走向商业化持续注能。例如，由中国石化于2021年11月底启动建设的新疆库车绿氢示范项目，计划全部采用光伏和风电等可再生能源发电制氢，制氢规模达每年2万吨。据了解，该项目投产后将充分利用新疆丰富的太阳能及风能资源，就地加工、就地利用，有效压缩电解水制氢工艺中成本占比最高的电费部分，扩大项目利润空间，有望为加快电解水制氢工艺的商业化应用提供有益经验。
部分国有企业直接出资设立氢能产业基金，支持氢能技术创新及产业制造能力提升，其中规模较大的甚至超过百亿元，规模较小的也达到了千万元。同时，国家开发投资银行、中国国际金融公司及诸多省级投资基金也相继布局氢能产业，投资规模持续上升。当前，在氢燃料电池领域，行业龙头如东风汽车、重塑科技、国电投氢能公司等可获得数十亿的大额融资，小微企业及初创企业则有望获得千万级的融资规模，资本市场对氢能的关注正在持续升温。
从产业链的投资项目来看，制氢环节的项目数量占比达到29%，无论是在数量还是在投资规模方面，占比均相对较高。同时，氢燃料电池环节也得到企业的热烈追捧，2022年签约项目二十余个，涉及固定发电、氢燃料电池热电联供设备生产制造、氢燃料电池汽车等多个领域。
需要说明的是，不仅是大型央企和国企，阳光电源、隆基股份等新能源民企也在利用自身技术研发能力、产业基础、资金规模等方面的优势向制氢、储氢装备、燃料电池等领域延伸。其中，隆基氢能正在研究通过光伏进行间歇式电解水制氢，比亚迪已取得燃料电池相关专利44项，内容涉及双极板、膜电极、储氢装置等多个层面。
我国氢能供应网络的商业化探索
（一）制备：制氢工艺向“清洁化”迈进
我国氢气制造工艺以引进技术为主，目前已相对成熟。根据制取过程的碳排放强度，制氢工艺主要可分为化石能源制氢、工业副产氢、电解水制氢三种类型。
图3 我国制氢工艺市场占比（2022年）（数据来源：中国标准化研究院）
1.我国主流制氢工艺类型
化石能源制氢，即通过煤炭、石油、天然气等化石能源燃烧、提纯制氢，多年来市场占有率超过80%，制取的氢被称为灰氢。相比石油、天然气相对较高的成本价格，来源稳定、经济性明显的煤制氢工艺发展更为成熟，目前已形成更为完整的制氢工艺体系和产业链条，是我国低成本氢气的主要来源（化工、化肥企业多数会选择煤制氢工艺），且短期内仍将保持这一地位。
需要说明的是，尽管上游原料同为化石能源，煤制氢和天然气制氢的成本构成存在较大差距。天然气制氢的成本结构中，天然气成本占比达70%，而天然气的价格是由政府核定，波动曲线相对固定，因此天然气制氢的成本价格也相对固定。煤制氢的成本结构中，占比最高的煤炭成本约为总成本的三分之一，且煤炭价格受政策及实时供需影响较大，波动时会带动煤制氢上游价格随之发生变化。因此，煤制氢的成本相较天然气制氢并非永远占据优势。
化石能源制氢过程中，会排放大量的二氧化碳等污染物。部分项目会在工艺中增加碳捕集利用与封存（CCUS）等技术降低碳排放量，以实现低碳制氢，制取的氢被称为蓝氢。目前，CCUS技术仅在示范项目中落地，行业整体还处于探索示范阶段。据业内测算，增设CCUS会使每千克的制氢成本提高近7元，其大规模开展有待技术进一步成熟。
工业副产制氢，即通过对工业废气等副产中的氢气进行提纯制氢，主要包括炼厂的催化重整、丙烷脱氢、焦炉煤气及氯碱化工等。其中，高温焦化副产焦炉气和兰炭副产荒煤气的产量最高，氢含量分别达到约55%、25%。这一工艺能够提升资源利用效率和经济效益，同时降低污染物排放。
与其他两种方式相比，工业副产氢前期投资较少，具备一定成本优势。目前，我国工业副产制氢已达到百万吨级，但受上游规模限制，难以实现大规模扩产。
电解水制氢，即向电解质水溶液中通入直流电，可以分解出高纯度（>99%）氢气，又被称为绿氢。以每生产1吨氢气排放的碳排量做比较，煤制氢的过程约排放二氧化碳15~20吨，天然气制氢约排放二氧化碳9~11吨，而电解水制氢的排放量仅为约0.03吨，更符合当前能源绿色发展趋势。
近年来，电解水制氢的生产规模已逐渐从兆瓦级迈入吉瓦级。然而，这一工艺的制备成本相对较高，技术路线及技术水平尚存在较大提升空间，距离商业应用还有一定距离。
2.推动电解水制氢成本下行成为商业化关键
在能源绿色低碳转型的大背景下，推动制氢流程从化石能源制氢、工业副产氢向电解水制氢转变，将是行业发展必然。如何降低电解水制氢工艺的生产成本，使其价格具有市场竞争力，成为绿氢规模化进程提速的关键。
从行业发展前景来看，煤炭、天然气、石油等化石能源，受到储量、地缘政治等因素叠加影响，成本价格基本不可能发生大幅下滑；而业内频频提及的“碳税”一旦成为现实，将进一步抬高化石能源制氢及工业副产制氢工艺的成本价格。与此同时，我国陆上风电、光伏发电2021年平均度电成本较2012年分别下降了48%和70%，伴随技术创新能力的持续提升，以风电、光伏发电为代表的清洁能源成本还将进一步下行，从原料端为绿氢成本下降夯实基础。
从工艺本身来看，电解水制氢的成本水平主要取决于固定资产投资、电费和固定生产运维四个方面。其中，电费占到总成本的60%~70%，是电解水成本的最大决定因素。据测算，采用电解水工艺制备氢气时，每生成1千克的氢气就需电量约40千瓦时，再加上流程中的其他损耗，合计需要电量约56千瓦时。如果想要电解水制氢在开放市场与化石能源制氢竞争，其上游电价每千瓦时至少需降到0.05元，短期内在我国还很难实现。在此情况下，提升电解水技术水平成为降低生产成本的唯一路径。
表2 电解水制氢技术路线对比
资料来源：中国能建
我国电解水制氢系统由电解槽、电力转换模块、水循环系统、氢气处理系统等部分组成。由于纯水的电离度很小，导电能力低，属于典型的弱电解质，所以需要加入氢氧化钠、氢氧化钾等更强的电解质，以加强溶液的导电能力。因此，电解槽是电解水制氢工艺的核心设备，其成本占到总成本的四到五成。
根据电解质和隔膜的不同，电解水制氢技术主要可分为碱性电解制氢、质子交换膜电解制氢、固体聚合物阴离子交换膜电解水技术和高温固体氧化物电解水技术四种类型，其中碱性电解槽、质子交换膜电解槽技术在我国制氢环节占据主流。
近年来，我国碱性电解水制氢技术路线已相对成熟，设备基本实现国产化，在国内得到大规模应用，如能通过增加电流密度、降低隔膜厚度等方式延长设备使用寿命，还可进一步降低成本。质子交换膜电解槽技术正处于技术攻坚阶段，虽已在小范围内投入使用，但由于质子交换膜、铂电极催化剂等关键组件尚未实现国产化，导致质子交换膜电解槽的制造成本为相同规模碱性电解槽的3~5倍，还需通过技术研发及更多的项目验证，推动这一技术路线成本加速下行。据统计，在地区相关政策的支持下，近年来，新建绿氢项目中选择质子交换膜电解槽技术路线的项目占比正在持续提升。
伴随我国风电、光伏发电等清洁能源装机规模快速提升，利用我国储量丰富的风电、光伏发电等可再生能源电量制备氢气的技术路线开始得到更多重视。
据了解，可再生能源电解水制氢的技术路线并无特别之处，但相较煤制氢每立方米0.8~1.5元的成本，这一路线每立方米1.7元的成本水平明显较高，在市场竞争中不具备优势，而这其中还没有算上电解水制氢前期需购置的价格更为高昂的制氢设施。因此，尽管可再生能源制氢有助于提升清洁能源消纳水平，利用便宜的弃风、弃光、弃水电量还能实现电解水制氢经济性的明显提升，但实际上还需继续深挖成本下降空间，距离规模化应用尚有很长的路要走。
2022年，我国电解槽出货量约为800兆瓦。据中国氢能联盟预测，到2030年，全国电解槽装机量有望达到102吉瓦，行业发展蕴藏巨大潜力。
（二）储运：关键设备国产化率亟待提升
氢气的储存、运输，被视为整个产业链难度最大的环节。一方面，氢气是世界上密度最小的气体，体积能量密度低，扩散系数大，容易泄露；另一方面，氢能燃点低，爆炸极限1宽（4.0%~75.6%），爆炸危险性较高，对安全性提出较高要求。因此，如何提升氢能的储存、运输安全性及效率，并持续降低成本，正是当前我国氢能产业发展亟待突破的技术瓶颈。
氢能储存，主要可分为高压气态、低温液态、固态和有机氢化物四种方式。当前阶段我国储存氢能以高压气态和低温液态为主，后两种方式尚处于研发试验阶段，有待在技术成熟后再规模化应用。
高压气态储氢主要通过压缩机将高压氢气储存在储氢瓶或储氢罐中，容器结构简单、充放氢速度快，是当前我国最为常见、技术成熟度最高的储氢方式。得益于持续的技术研发和产品更新迭代，我国用于制造高压储氢瓶的关键原材料——碳纤维的进口占比已从2015年的超过80%下降到2020年的60%左右，伴随碳纤维生产工艺的进一步完善以及规模效应的逐渐显现，碳纤维国产化进程有望持续加快，带动高压气态储氢成本进一步下降。
目前，全球车载储氢瓶主要可分为35兆帕和70兆帕两个等级。我国自主生产的高压储气瓶主要集中在35兆帕及以下压强等级，仅有中材科技、天海工业、国富氢能等少数企业具备质量更轻、工作压力更大、储量更大的70兆帕储氢罐的生产能力，而海外部分地区已能够实现70兆帕高压储运。与国际先进水平相比，我国自主产品在储氢密度和安全性等性能参数方面存在一定差距。
低温液态储氢是将氢气深度冷冻至零下252.72摄氏度变为液体，再通过0.6兆帕的专用低温绝热槽罐进行运输，其密度相当于气态氢的800多倍。当前，我国透平膨胀机、液氢泵液等液氢关键设备大部分还需依赖进口，导致整体成本偏高，基本只能运用于军工及航天领域，无法启动规模化应用。同时，液氢储存过程中每天会产生1%~2%的挥发，而汽油每月的挥发量仅为约1%，进一步压低液氢的经济性，抬高项目成本。
据国际能源署发布的数据，当运输距离达到500千米时，高压气态运输配送成本将上升5倍以上，接近每千克2美元，而同样距离下，液氢的配送成本每千克仅增加约0.3美元，展现了更高的经济性。因此，从长期来看，伴随液氢技术研发能力进一步提升、生产规模不断扩大，在逐渐实现规模化应用后，液氢储运将更具市场优势。
据国际能源署发布的数据，当运输距离达到500千米时，高压气态运输配送成本将上升5倍以上，接近每千克2美元，而同样距离下，液氢的配送成本每千克仅增加约0.3美元，展现了更高的经济性。因此，从长期来看，伴随液氢技术研发能力进一步提升、生产规模不断扩大，在逐渐实现规模化应用后，液氢储运将更具市场优势。
表3 氢气储存方式特点对比
资料来源：根据公开资料整理
下一阶段，氢气储运环节的技术研发将主要集中在两个方面。一是在储存容器方面，需加快关键材料研发，不仅要尽快提升70兆瓦储氢罐的国产化水平，还要进一步研发储氢密度更高、重量更轻的更大型储罐，为氢能规模化发展提前打好基础。二是持续开展储氢路线的探索，推动液氢、固态储氢等现有路线尽快实现规模化应用，并继续探索能够实现更高密度、更高放氢效率的储氢方法。
（三）加氢：连接制氢端与用氢端的重要桥梁
作为氢气供应链的终端，加氢站是连接制氢端与用氢端的重要桥梁，其建设布局与氢燃料电池汽车行业发展紧密相连。
根据不同的氢气来源，加氢站可分为站内制氢加氢站和外供氢加氢站两种类型，外供氢加氢站又可分为高压氢气压缩站、外供液氢加氢站和复产氢源站。尽管液氢加氢站的建设成本更低、存储量更大、占地面积更小，但建设难度也相应提升，因此目前我国加氢站仍以高压加氢站为主。
高压加氢站，主要由压缩、储存、加注、控制等工序组成。其中，压缩机、储氢系统、加氢机是最重要的三个核心设备，其性能和参数决定了加氢站的整体加注能力和储氢能力，当前进口依赖度较高，也是我国技术研发的重点领域。
作为高压加氢站的核心设备之一，压缩机主要用于卸装拖车内的氢气并加压至储氢目标压强，在密封性、承压力方面具有较高要求。目前，国内压缩机主要可分为隔膜式压缩机、液驱式压缩机两个类型，市场占比分别约为70%、30%。经过多年发展，国内企业在隔膜式压缩机领域已形成规模化生产能力，市场份额从2017年的0扩大到2022年的已超过30%（主要市场仍由美国公司产品占据），技术成熟度较高，达到全球领先水平。
由于关键设备仍需依赖于海外进口，我国高压氢气加氢站的造价成本偏高，一般要达到千万元，远高于传统加油站。为提升加氢站的经济性，并缓解地区供氢紧张及氢价过高等问题带来的运营压力，近年来油氢合建站、油氢气电合建站等综合能源站在我国新建站中的比例持续提升，其中油氢合建站在我国2021、2022年度新建站中的占比分别接近50%、60%，制氢加氢一体站建设数量明显增多。未来，伴随核心设备国产化率和关键技术研发能力持续提升，以及加氢站规模化发展带来的成本下降，国内高压加氢站造价成本还有较大下行空间。
截至2022年底，我国已建设加氢站超300座，处于全球领先水平。目前，除西藏没有建设加氢站，我国其余省级行政区均已建设或发布加氢站建设计划。尤其是示范应用政策发布后，市场情绪高涨，驱动加氢站建设不断加快。从地区分布看，广东省运营加氢站超五十座，远超其他地区，Top4地区广东、山东、上海、江苏四地的合计数量全国占比超50%，占据我国加氢站市场半壁江山。
图4 我国加氢站运营规模增长趋势（2017—2022年）（ 数据来源：根据公开资料整理）
作为氢燃料电池汽车的“加油站”，加氢站的建设布局对于氢燃料电池行业乃至我国新能源车行业的整体发展都会产生较大影响。目前，我国加氢站的高造价和长投资回报周期一定程度上阻滞行业发展，需要国家相关部门在政策、财政、技术研发等方面持续给予更多支持。
氢能的多元化应用
（一）电力领域
氢能在电力系统的应用，目前主要聚焦于燃料电池领域，一般可分为氢储能和氢气发电两种形式。尤其是氢储能，能够为我国建设新型电力系统提供储能方案，未来发展潜力巨大。
1.氢储能
伴随我国光伏发电、风电等清洁能源装机规模快速提升，电力系统实现绿色转型的同时，安全稳定运行也在面临挑战。具备清洁、长周期、季节性等优势的氢能，有望通过电氢耦合提高电力系统的灵活性，成为平抑新能源发电波动、保障电网稳定运行的一条有效途径。
氢储能指将其他形式的能量转化为氢能，在需要时再进行氢能发电以满足用电需求。部分企业还会将氢气混掺入天然气管网，通过气网进一步拓展储能规模，实现“电网—气网”融合，推动电能实现高效利用。
据全球长时储能协会测算，当新能源电量在电力系统中的占比达到60%~70%时，就需要跨季节的长时间储能，以保证电力安全稳定运行。在我国光伏发电、风电等新能源装机占比持续提升过程中，加快推动氢储能发展，不仅能够降低新能源发电波动性、随机性对电网安全有序运行的不利影响，还能将超过用电需求的弃风、弃光资源有效利用，使之成为新型电力系统的有效补充。
图5 不同储能类型特性对比
一般来说，电化学储能兆瓦级容量的储能时间是以日为单位，抽水蓄能吉瓦级容量的储能时间是以月为单位，而氢能储能太瓦级容量则可提供超过1年以上的储能周期，且可以跨越区域限制。因此，相较其他储能方式，当前只有氢储能能够在容量规模（百吉瓦级别）、时间（最长达数月）两方面同时占据优势，在大容量长周期调节的场景中能够展现更高经济性。
2022年7月，我国首座兆瓦级氢能综合利用示范站在安徽六安投运，标志中国首次实现兆瓦级制氢—储氢—氢能发电的全链条技术贯通。这一电站采用质子交换膜水电解制氢技术，最高发电功率达1.2兆瓦，能够实现从绿电到绿氢再到绿电的低碳循环。
项目建设期间，其技术团队自主研制了兆瓦级质子交换膜电解槽、兆瓦级质子交换膜氢燃料电池等国内首台首套设备，为推动我国氢能规模化发展贡献积极力量。
目前，我国氢储能的转换效率相对较低，经过“电—氢—电”过程的两次能源转换，整体效率仅为40%，而抽水储能、锂电池储能等储能方式的能源转化率为近70%，两者存在明显差距，还需企业通过更深层次的技术研发提升氢储能运行效率。
2.氢能发电
氢能发电，是指利用掺氢天然气或者纯氢替代天然气，带动燃气轮机发电。氢能发电在发电过程中碳排放低、效率高，且15分钟就可以将负荷从零拉满，能够快速响应电网需求，具有很好的负荷调节能力，发展潜力巨大。
氢气轮机是氢能发电的关键设备。目前，纯氢气燃气轮机在全球均未实现商业化应用。我国首台纯氢燃气轮机示范项目已于2022年10月核准建设，计划于2023年年底正式投运。
由于氢能成本相对较高，目前，全球氢能发电领域均主要采用氢气与天然气混掺的方式，且天然气占比接近90%，完全不符合绿色低碳的发展要求。下一阶段，需通过进一步技术研发，大幅降低项目运行成本，并在氢含量增加的情况下保证项目安全、可靠运行，才能推动真正清洁的纯氢发电实现规模化应用。
得益于自身储能特性，氢能发电能够有效提升电网调节的灵活性，实现能源跨地域、跨季节的优化配置，且显著降低发电过程中的碳排放，为我国电力系统绿色低碳转型增添助力。
2023年3月25日，国家重点研发项目固态氢能发电并网率先在广州和昆明同时实现，这也是我国首次将光伏发电制成固态氢能应用于电力系统。
广州南沙电氢智慧能源站将7个最高压力为80兆帕的固态储氢装置，用以储存200立方米的氢气，在需要时升温释放高压氢气，为新能源汽车加氢。云南站存储的165千克氢能，在用电高峰时可持续稳定出力23小时、发供电2300千瓦时。两个项目的成功投运，为推进我国固态储氢及氢能产业的商业化进程提供有益探索。
从规模来看，氢能在电力领域的应用可以分为发电站和小型发电装置两种类型。目前，发电站建设在我国尚处于起步阶段，还需通过降本增效提升其经济性，以进入商业化运行。小型发电装置中应用最广泛的氢燃料电池，当前已拥有一定技术基础和产业规模，在国家相关政策的支持下正处于加速发展中。
（二）交通领域
在国家政策的积极引导下，我国氢能产业以交通领域为突破口，推动氢燃料电池行业实现了快速发展。尤其是两批燃料电池示范应用城市群名单的相继公布，为氢燃料电池行业提供了明确发展目标和有力政策支持。
图6 我国燃料电池汽车产销量（2015—2022年）
1.燃料电池技术持续提升
氢燃料电池的工作原理是以氢为原料，将进行反应的氢气通过被催化剂吸附离解成氢离子，再从燃料电池的阳极到达阴极与氧气及电子反应后产生直流电。
从结构看，氢燃料电池可分为电堆和支持系统两部分。其中，电堆是燃料电池系统的核心部分，主要由多层膜电极、双极板堆叠而成。
膜电极被称为燃料电池的“心脏”，其成本约占电堆成本的60%，制备技术能直接决定电池性能，并在降低电池成本、提高电池比功率与比能量等方面发挥重要作用。膜电极的核心材料主要有质子交换膜、催化剂和气体扩散层三种类型。其中，国内催化剂材料的产品性能已达到国际一流水平，如规模出现明显增长，或其中采用的铂金材料用量下降，成本依然存在下行空间；质子交换膜和气体扩散层材料的国产化率较低，验证比例偏低，产品的升级和迭代速度很慢，尚有较大降本空间。
双极板按照材料的不同，可分为石墨双极板和金属双极板。石墨双极板易加工、耐腐蚀、寿命长，国内技术已相对成熟，占据市场主要份额。
据测算，石墨板的材料成本与人工成本均占到其总成本的三成左右，未来可通过进一步优化流程设计、提高设备自动化程度、材料升级等方式，推动成本持续下行。金属双极板的厚度薄，更适用于大功率高效电堆，涂层性能可直接影响整个双极板的寿命。通过工艺改良及生产规模扩大，金属双极板还存在较大降本空间。
总的来看，目前，我国在电堆的关键材料、制造技术、发电效率、衰减率等方面较国际先进水平还有一定差距，且工程化、产业化程度低，行业还有较大提升空间。
2.应用场景持续拓展
近年来，伴随技术的持续迭代升级，我国氢燃料电池功率快速提升，最高达到300千瓦左右，使氢燃料电池汽车能够满足矿山、港口、长途重载、干线物流等场景的使用需求，应用场景快速拓展。
2022年北京冬奥会期间，氢燃料电池汽车在全部赛事交通服务用车中的占比达85.84%，在小客车中的占比达100%，堪称全球最大规模的一次燃料电池汽车示范应用。
除了氢燃料电池汽车，伴随全球船舶行业污染物排放标准的不断收紧，氢燃料电池在船舶领域也开始得到应用。国内氢燃料电池船的研制工作主要由中船重工第七一二研究所推进。
2019年底，七一二研究所推出自主研发的500千瓦级船用氢燃料电池系统，关键性能指标已达到国际先进水平，标志我国燃料电池清洁船舶研究取得重大突破。
总的来看，我国已积累了一批氢燃料电池相关核心技术，具备一定的产业装备及燃料电池整车生产能力，驱动氢燃料电池成本持续下行，为氢燃料电池及氢燃料电池汽车商业化奠定了良好基础。同时，我国氢燃料电池技术还不够成熟，氢能供应基础设施体系尚未完善，与传统化石能源车相比经济性较差，与国际先进水平仍存在差距，还需进一步加快产品更新迭代、增加政策扶持力度，以推动氢燃料电池汽车尽快实现商业化运营。
（三）工业领域
我国工业发展高度依赖于传统化石能源，其碳排放量在全国能源相关二氧化碳排放总量中的占比排名第一，脱碳空间小、难度大。为加快提升工业领域的电气化水平，清洁、高效的氢能成为化石能源的理想替代品之一。
作为高品质能源燃料和工业原料，氢能在我国工业领域主要应用于氢冶金和氢化工两方面。当前，工业已成为我国氢能应用的最大领域。
1.氢冶金
作为重要的基础工业部门，钢铁工业是仅次于电力行业的碳排放大户。近年来，氢冶金已成为钢铁工业“脱碳”的一条有效路径。
氢冶金是指在钢铁的还原冶炼过程中，主要使用氢气作为还原剂，从源头降低项目的二氧化碳排放量。由于钢铁行业的碳排放主要集中在碳还原反应环节，若氢还原能完全替代碳还原，理论上可降低碳排放量约34%~62%，减排空间巨大。
目前，我国氢冶金工艺主要可分为富氢还原高炉、非高炉氢基还原冶炼两种类型。其中，富氢还原高炉是指通过在高炉中喷吹氢气或富氢气体，替代部分碳还原反应以实现“部分氢冶金”，碳减排空间约为10%，减排潜力有限；非高炉氢基还原冶炼技术包括氢基直接还原冶炼、氢基熔融还原冶炼等工艺，目前技术尚处于起步阶段，理论减排空间可达50%~95%。
在“双碳”目标引导下，国内宝武集团、鞍钢集团等钢铁企业积极布局氢冶金项目，在氢直接还原、新能源制氢联产无碳燃料等多个领域深化技术创新，持续为氢冶金的规模化发展提供技术积累。
在现行阶段，我国氢冶金技术还处于起步阶段，在助力钢铁行业降碳减排的同时，也为行业发展带来诸多挑战。首先，我国铁矿石是以低品位磁铁矿为主，高品位铁矿资源匮乏。而氢基直接还原工艺要求铁精粉品位超过68%、脉石含量低于4%，以我国现有铁矿蕴藏量很难满足大规模开展直接还原铁生产的需求。其次，全氢直接还原炼铁技术无法直接在现有设备内进行。一方面，氢还原为强吸热反应，将影响到反应器内的温度场分布；另一方面，通过提高还原气温度和增加还原气流量来补充热量时，将影响到氢气在竖炉中的流速，对设备安全性提出更高要求。两重因素叠加，将降低氢气的利用效率，大大增加反应能耗。因此，还需对现有高炉—转炉工艺进行革新以提升项目整体经济性。
2.氢化工
化工行业是以化石燃料为主要能源基础和原料的高耗能高碳排放行业，也是我国开展氢气替代的重点领域之一。据统计，我国超过70%的氢气消费被用于合成氨、甲醇、炼油等工业原料，其中仅合成氨一项的每年耗氢量就达千万吨，消费占比接近全国总量的三分之一，还有部分副产氢气被用作回炉助燃的工业燃料。
一直以来，我国化工行业的氢源主要来自于化石能源制氢。在能源发展绿色转型的背景下，以绿氢为原料参与煤化工生产来开展绿氢替代，发展绿氢耦合现代煤化工，从源头降碳减煤，成为行业脱碳发展的必然方向。
当前，全球多个国家、地区已提出绿氢化工的明确发展规划。《欧洲氢能经济路线图》明确，到2030年，超低碳氢的三分之一将用于包括炼油厂和氨生产在内的化工产业。《美国氢能经济路线图》明确，到2026年，氨、甲醇和石化产品的生产将过渡到使用低碳氢的模式。我国发布的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》明确表示，将积极引导合成氨、合成甲醇、炼化、煤制油气等行业由高碳工艺向低碳工艺转变，促进高耗能行业绿色低碳发展。
据不完全统计，截至2023年2月，我国规划绿氢项目四十余个，规划产能超800万吨。伴随多个氢化工项目的相继落地投产，我国氢化工、尤其是绿氢化工行业探索步伐不断加快。
2021年4月，宝丰能源“国家级太阳能电解水制氢综合示范项目”投产。这一项目是通过光伏发电进行电解水制氢，再利用生产出的绿氢替代煤作为原料和燃料，直供化工系统生产聚乙烯、聚丙烯等上百种高端化工产品。据测算，这一项目全部投产后，每年有望减少煤炭消耗25.4万吨、减少二氧化碳排放约44.5万吨，能够为我国推动氢能规模化提供技术积累及实践经验。
业内预计，未来10年，伴随优质低硫燃料的需求激增，以及轻质低硫燃油的减少，我国氢化工规模会出现明显增长。在规模化及技术提升的双重驱动下，低碳氢及零碳氢有望成为基本化工原料。随着绿氢成本的持续下降，甚至绿氢也将成为化工生产常规原料。
总而言之，供应稳定、成本低廉的氢源，是工业领域实现氢能规模化应用的关键，也是我国绿氢技术研发的重点方向。
当前，部分精细化工的产品附加值较高，且氢气仅用作保护气用量不大，现有利润空间即可支持企业开展绿氢替代；但对于钢铁、氢化工等大宗商品生产类行业来说，大规模的氢气用量使其对氢能价格更为敏感。按照现有技术水平，绿氢化工的成本约为灰氢化工的2~3倍，并不具备规模化应用的条件，项目经济性较低，需持续通过技术创新实现降本增效。
氢能产业商业化面临的挑战与建议
（一）深化技术研发能力，驱动氢能加快实现规模化
经过多年快速发展，我国氢能产业技术快速发展，已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺。但总体来看，产业创新能力不强、技术装备水平不高、关键设备国产化率偏低，导致行业整体发展距离国际先进水平还存在一定差距。
下一阶段，我国应集中突破氢能产业技术瓶颈，持续推动氢能、尤其是绿氢在制取、储存、运输、应用等各环节的关键核心技术攻关。通过产业发展扶持政策体系，引导企业着力提升关键设备的主要性能指标和批量化生产能力，持续推动先进技术、关键设备、重大产品的示范应用和产业化发展，不断提升氢能产业竞争力和创新力，为氢能产业规模化发展夯实技术基础。
（二）完善政策体系，引导产业健康有序发展
目前，我国已发布一系列氢能发展相关政策，范围覆盖产业链“制—储—输—用”各个环节，包含财政资金支持、税率优惠、示范引导等多种措施，日益完善的规范体系为行业发展提供了有力支撑。
为引导行业有序发展，我国还应进一步强化氢能产业政策体系建设，着力破除制约产业发展的制度性障碍和政策性瓶颈，不断夯实产业发展制度基础。首先，持续完善氢能顶层设计，全面建立产业垂直管理与监管体系，完善氢能基础设施建设运营有关规定，研究探索可再生能源发电制氢支持性电价政策，并根据行业发展实际情况制定更详尽的行业发展阶段性目标及具体路径。其次，制定更加明确的部门协调合作机制，明确主体责任，为氢能与电网、交通、工业等领域的顺利衔接提供依据。
（三）建立完善标准体系，引导氢能产业有序发展
目前，我国氢能行业标准体系已初步构建，但产业链多环节标准体系还存在空缺，部分环节在不同地区的标准并不统一，影响氢能产业健康发展。例如，尽管加氢站建设是连接制氢端与用氢端的重要环节，但目前我国还没有从国家层面对加氢站的建设和运营建立明确规范，且在法律监管性质上对加氢站属于危险化学品经营场所还是城市燃气设施也没有明确界定，影响了加氢站的整体布局建设。
因此，我国需加快建立完善氢能产业标准体系，重点围绕建立健全氢能质量、氢安全等基础标准，制氢、储运氢装置、加氢站等基础设施标准，交通、储能等氢能应用标准，增加标准有效供给。同时，统一地方产业标准，推动氢能产品质量认证体系建设，鼓励龙头企业、业内专家积极参与国际标准制定工作，为引导行业高质量发展提供有力保障。
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责任编辑：张栋钧
