為應對氣候變化全球掀起氫能發展熱潮，普遍認為氫將在能源轉型中發揮關鍵作用。國內穩定的政策環境，支持產業鏈上下游企業及社會資本介入，推動氫能及燃料電池產業快速進入示范應用階段，但大規模發展仍面臨著氫燃料電池成本高、加氫站設施薄弱、終端用氫成本高等技術與成本瓶頸。未來，技術、標準規范、政策等多因素協同發力將有助于加快氫能及燃料電池產業商業化步伐。

氫是宇宙中最豐富的元素。氫能作為二次能源是最佳碳中和能源載體，可用于發電、發熱、交通燃料，具有零污染、熱值高、可存儲、儲量足、應用廣等優點。氫的儲能屬性使其具備跨時間和空間靈活應用的潛力，能與可再生能源有效銜接，助力可再生能源消納與更大規模發展。正是基于氫的優點與潛能，在應對氣候變化、全球能源轉型的大背景下，國際上普遍認為氫能將成為未來能源系統的關鍵節點，在全球能源轉型及提高能源系統靈活性方面發揮關鍵作用。而近些年全球資本、技術、輿論等因素正共同催生本輪氫能熱潮。

日前，天津大學教授焦魁團隊成功研發超高功率密度的質子交換膜燃料電池，其性能較主流同類產品提升近兩倍，相關成果已發表于國際權威能源研究期刊《焦耳》。

氣候變化危機下，全球能源系統正在經歷深刻轉型。氫能作為一種潛力巨大的低碳能源載體，在轉型進程中發揮重要作用。氫燃料電池被視為最有前景的氫能應用技術之一。然而，如何提高其體積功率密度，成為目前技術上的重大挑戰。

據巔峰了解，焦魁團隊對質子交換膜燃料的電池結構進行重構，集成新的組件，改善了氣-水-電-熱傳遞路徑，成功實現了超薄、超高功率密度的燃料電池；團隊通過引入靜電紡絲技術制成的超薄碳納米纖維薄膜及泡沫鎳，去除了傳統的氣體擴散層和溝脊流道，有效降低了膜電極組件約90%的厚度，降低了80%以上的反應物擴散導致的傳質損失，最終將燃料電池體積功率密度提升約兩倍。

經研究團隊估算，采用這種新型燃料電池結構的電堆峰值體積功率密度有望達到9.8千瓦每升，相比目前市面上主流同類產品性能提升超過80%。這項成果不僅為質子交換膜燃料電池技術的進一步發展提供了重要的指導，也預示著清潔能源領域邁向新高度的可能性。

氫能產業發展現狀

本輪氫能熱潮起于歐美日發達國家，并逐步擴展至全球。歐盟、美國、日本已將氫能納入國家能源發展戰略，并出臺產業發展規劃和支持政策。美國重視氫能產業鏈關鍵技術培育，應用方面固定式燃料電池發電、氫燃料電池叉車和汽車有絕對優勢。歐盟實現凈零碳排放，氫能是其重要抓手，德國制定《國家氫能戰略》支持可再生能源制氫、氫基合成燃料、燃料電池產業與技術發展。日本、韓國發布詳細的發展路線圖，政策導向明確，在燃料電池車、家用燃料電池、加氫站網絡和氫技術開發處于領先。國際氫能理事會發布的《Hydrogen Scaling Up》報告預測，2050年氫能約占全球能源需求的18%，工業、交通、建筑供暖供電是氫能應用重點領域[1]。

國內將氫能定位戰略能源技術，政策利好逐步釋放。2019年氫能首次被寫入政府工作報告，2020年《中華人民共和國能源法（征求意見稿）》第一次將氫能列為能源范疇，同年氫能納入年度國民經濟和社會發展計劃，并啟動燃料電池汽車示范推廣及國家氫能產業發展戰略規劃編制。國家層面從立法、頂層設計、示范應用等層面給予氫能產業持續的政策支持，統籌規劃、引導、規范氫能產業健康持續發展。在持續穩定的政策環境下，社會資本、產業鏈上下游相關企業、地方政府等多因素疊加催化下，近幾年國內以加氫站為代表的氫能基礎設施（表1），制－儲－運－用產業鏈關鍵技術與裝備得到發展，初步形成珠三角、長三角、京津冀等氫能產業熱點區域，目前產業整體處于技術研究與示范應用階段。根據公開資料整理，目前國內氫燃料汽車超過6000輛，在運營加氫站46座。《中國氫能源及燃料電池產業白皮書（2019）》預測，2035年氫能占國內終端能源總量5.9%，加氫站數量1500座，燃料電池車保有量130萬輛[2]。

面對全球應對氣候變化政策倒逼，Shell、Total、BP等歐洲石油公司相繼提出2050年“凈零碳排放”目標[3]，押注綠色低碳能源成為普遍選擇，其中布局綠色氫工廠、加氫站等氫能業務是重點方向。至今，殼牌氫能業務已在美國、日本、德國投資超過24座加氫站，并與道達爾等企業合作在德國加速推進H2 Mobility項目（預期加氫站建設規模超過400座）。國內石化企業在發展氫能方面，具有氫源和銷售網絡的優勢[4]，中國石化等已開展制氫、加氫站及儲運設施網絡的規劃和建設，2018年中國石化加入國際氫能委員會，2019年與法液空開展氫能合作[5]，采用“油氫電一體化”新模式，在現有加油站基礎上配建加氫站，目前已在廣東、上海、浙江建成油氫合建站4座。

產業鏈技術與成本瓶頸分析

全球氫能及氫燃料電池車示范應用進展顯著，但氫能產業涉及制、儲、運、用多個環節，產業鏈長，技術復雜，現實中氫能大規模推廣應用仍面臨氫燃料電池制造成本高、加氫站設施薄弱、終端用氫成本高等瓶頸。

2.1技術因素導致制造氫燃料電池成本較高

氫燃料電池系統由電堆、供氣系統、控制系統等部件共同構成。電堆是將化學能轉化為電能的核心部件，電堆成本占氫燃料電池系統總成本60%左右（見圖1）[6]。造成電堆成本居高的主要因素包括：膜電極、電堆加工制造過程及使用環境要求。而電堆技術的瓶頸也導致氫燃料電池系統成本較高。

膜電極是電堆的核心部件，由催化劑、質子交換膜、碳紙組成，其成本約占氫燃料電池系統的36%。目前商用催化劑為鉑/碳，其成本約占氫燃料電池系統成本的23%，是成本的主要來源[6]。質子交換膜、碳紙材料成本也較高，國內主要依靠進口，在性能和批量化上與國外還存在差距。膜電極已經發展到第三代有序化膜電極技術，趨勢是降低大電流密度下的傳質阻力，進一步提高燃料電池性能，降低催化劑用量，使膜電極的材料成本大幅降低。

均一性是制約電堆性能的重要因素，也是影響制造成本的關鍵。電堆通常由數百節單電池串聯而成，均一性與材料的均一性、部件制造過程的均一性有關；特別是流體分配的均一性，不僅與材料、部件、結構有關，還與電堆組裝過程、操作過程密切相關。由于操作過程生成水累積引起的不均一、電堆邊緣效應引起的不均一等，電堆中一節或少數幾節單電池的不均一會導致局部單節電壓過低，限制了電流的加載幅度。設計、制造、組裝、操作控制等環節產生的不均一性直接影響電堆的比功率，進而影響電堆成本。

氫燃料電池使用環境對其壽命和性能有重要影響。鉑基催化劑與燃料中的一氧化碳、硫等物質發生反應會導致其失去活性，無法再進行催化作用，進而導致電堆壽命縮減。空氣中極少量SO2和NOx雜質會引起燃料電池中毒，造成燃料電池電壓衰減，進而影響燃料電池性能。有關空氣質量、氫氣品質對氫燃料電池車使用性能的影響已被業界關注。2017年10月豐田公司啟動氫燃料電池車Mirai在中國的適應性實證實驗。2019年7月1日實施的GB/T37244—2018《質子交換膜燃料電池汽車用燃料氫氣》對適用于聚全氟磺酸類質子交換膜燃料電池汽車用燃料氫氣的純度、雜質含量等指標進行了規定。

2.2氫燃料電池車成本較高限制了商業化銷售規模

車用燃料電池系統成本高是造成氫燃料電池車售價高的主要根源。由電堆、氫瓶和空壓機等主要部件組成的燃料電池系統是氫燃料電池車的核心，約占氫燃料電池車成本的50%[6]。其中除電堆成本高外，供氫系統、空氣供給系統成本也較高，技術上與國外還存在較大差距。

氫燃料電池車尚未規模化生產，市場銷量有限。目前，全球最大的氫燃料電池車企業——豐田公司現有生產能力僅3000輛/年，2020年也只能達到3萬輛/年，本田、現代、日產、上汽等車企雖相繼推出商業化車型，但市場銷量依然有限（見表2）。氫燃料電池發動機企業億華通與宇通客車、福田汽車、中通客車等車企合作，建設了國內首條自動化氫燃料電池發動機生產線，年產能也僅1萬臺。生產規模小導致整車成本較高，如豐田公司官網上2020款Mirai售價為58550美元，是混合動力2020款PＲIUS售價（24325美元）的2.5倍，遠高于消費者預期。

降低燃料電池系統成本是目前車企及相關領域研究機構關注的重點和研究的方向。根據美國能源部研究數據，車用燃料電池系統生產成本從2006年的124美元/kW降至2015年的53美元/kW，下降幅度近60%，2020年目標降至40美元/kW[7]。我國《節能與新能源汽車技術路線圖》中，車用燃料電池系統生產成本2020年目標是1000元/kW，2025年500元/kW，2030年150元/kW，預期成本下降幅度很大。

2.3加注車輛少及設備國產化仍是早期加氫站發展的主要限制因素

加氫站的建設與運營仍面臨產業發展初期的困難。新建加氫站及將現有加油站改造為加油加氫站難度較大。新建加氫站建設標準主要采用《GB50516—2010加氫站技術規范》，其對氫氣儲運安全和建站選址條件的要求較高，特別是加氫站的氫氣工藝設施與站外建筑物、構筑物的防火距離。加油加氫合建站設計要符合《GB50156汽車加油加氣站設計與施工規范》，依托現有加油站設施進行改造困難較大，特別是在大城市、人口密集地區問題更加突出。

加氫站的網絡布局與氫燃料電池車的市場規模依然是產業初期互相掣肘的因素。純電動車推廣和充電樁建設也曾經面臨過同樣問題，加注車輛較少，限制了加氫站的良性滾動發展。目前國內建成和在運營加氫站分別是66座和46座，分布在19個省市，其中廣東、上海、江蘇、山東是加氫站主要集中地區（見表3）。目前國內加氫站數量與規劃2020年建設100座、2030年建成1000座還有較大差距。國內最早示范運營的上海安亭、北京永豐加氫站始終處于加氫車輛少的尷尬局面。德國H2 Mobility項目已建成的加氫站也存在車少的狀況，但仍在推進2023年建設400座加氫站網絡的目標，試圖解決產業初期問題。

加氫站設備國產化還面臨瓶頸，氫氣壓縮機、加注機等關鍵設備目前仍以進口為主。根據公開資料整理，加注量1000kg/d的35MPa加氫站建設成本高達1500萬元，高出加油站數倍。其中儲氫裝置、壓縮機、加注機、站控系統等占加氫站總投資約60%，其中氫壓縮機占比最高，約為30%。

2.4終端用氫成本高，制儲運關鍵技術亟待突破

目前，氫作為燃料的價格仍遠高于化石燃油。氫燃料電池車的用氫成本包括從制、儲、運到加注的全過程成本。與傳統燃油車相比，氫燃料電池車百公里消耗的燃料費用要高于燃油車。根據國內示范項目的運行經驗初步估算，氫燃料電池車的燃料費用約為燃油車的1.8倍左右。氫燃料終端售價雖高于化石燃油，但國內外仍通過車企、政府補貼方式來彌補氫燃料價格的劣勢，推動氫燃料電池車產業發展。

化石能源制氫技術成熟、規模大、成本低（見表4）。國內現有工業制氫產能為2500萬t/a，氫氣來源構成主要是煤制氫、天然氣制氫、石油制氫、工業副產氫以及電解水制氫，占比分別是40%、12%、12%、32%和4%[2]。在氫能及氫燃料電池車產業發展初期，化石能源制氫以及工業副產氫是低成本氫燃料的主要來源，有利于推動產業發展。但化石能源制氫CO2排放量大，利用可再生能源制取低成本氫氣是業界一直瞄準的方向和攻關重點，最終目標是氫氣價格與化石燃油價格持平。

綠色、低成本制氫技術是氫能產業發展的關鍵。質子交換膜（PEM）水電解制氫技術在總體效率、工作電流密度、氫氣純度、產氣壓力以及動態響應速度等方面優于堿性水電解制氫技術（詳見表5），能適應可再生能源發電的波動性，是氫能產業鏈發展的重點技術之一，但目前面臨采用鉑催化劑、電耗高而導致的制氫成本較高問題。突破鉑催化劑、電堆等關鍵技術，進一步提高電流密度、系統能效、降低投資是PEM制氫技術的重點開發方向。

目前國內氫儲運標準、規范不完善，導致氫燃料只能以氣態方式運輸，限制了加氫站的技術選擇。液氫儲運在國內僅用于航天軍工領域，商用加氫站未有液氫供應的標準和規范。國家層面正通過立法將氫能作為能源進行管理，并制定商用液氫制、儲、運、用相關標準，2019年已完成三項液氫國家標準征求意見稿，將填補國內民用領域液氫標準空白，由此可能帶來氫能全產業鏈技術突破，從而降低終端用氫成本。

液態氫密度高達70.6g/L（－253℃），相同有效裝載容積下液氫儲運能力遠高于高壓儲氫。盡管氫液化的能耗比氫壓縮的能耗高1倍以上，但在運輸環節液氫的運輸成本只有高壓氫的1/5～1/8。國外加氫站低溫液態氫儲運已經商業化應用。但國內仍采用高壓氫氣管束車作為主要運氫方式，氣態氫限制了儲運能力，詳見表6。

思考與建議

氫能及燃料電池產業已進入早期示范應用階段，大規模商業化推廣仍需解決產業鏈關鍵環節的技術與成本瓶頸。具體來講，加快氫能及燃料電池產業商業化步伐需要政策、規劃、標準規范、技術等因素協同發力。

持續穩定的產業支持環境，配套相應的產業補貼，對早期氫能產業發展至關重要。國家應盡快啟動氫能及燃料電池產業頂層設計，編寫國家產業發展戰略規劃，制定產業發展實施方案，統籌規劃氫能產業重點發展區域，明確產業鏈制、儲、運、用環節的發展路徑。技術方面，加強綠色低碳制氫、高效低成本燃料電池、氫壓縮機、加氫機等產業鏈關鍵技術、核心零部件重點攻關，加快設備國產化，完善產業鏈標準規范。具體實施建議國家主導設立氫能科技重大項目，聯合企業、高校科研院所，集中力量突破核心技術、材料、裝備及關鍵零部件，打造自主技術、材料、設備生態鏈，進一步降低成本，推動產業健康快速發展。

展望未來綠色氫氣制取、儲運、加注與燃料電池技術突破以及氫能基礎設施完善與普及，將激發氫能及燃料電池產業應用場景多元化與規模化應用，推動氫能在全球能源轉型中擔當更加重要的角色。