當前，我國氫能產業戰略布局不斷強化，氫能基礎設施領域投資逐步開展，區域產業集聚效應初步顯現，但存在標準體系不健全、產業同質化苗頭顯現、產業鏈尚未打通且應用場景單一等挑戰，為此，文章建議，進一步加強氫能產業發展頂層設計，系統構建制氫、儲氫及用氫技術標準體系，加大氫能全產業鏈的試點示范與推廣，提升氫能科技創新，實現高水平自立自強，進而推動我國氫能產業高質量發展。

 

 

（一） 產業規模

 

近年來，我國氫能源產業發展加快，產業規模不斷增大。根據《中國氫能源及燃料電池產業白皮書2020》的數據，我國氫氣產能約為每年4.1×107 t，產量每年約為3.342×107 t。截至2021年年底，我國已建成加氫站255座，氫燃料電池汽車保有量約9315輛，已成為全球最大的產氫國和燃料電池商用車市場。從產業未來規劃來看，目前已有北京市、河北省、上海市、河南省、浙江省、山東省、四川省、重慶市、山西省、內蒙古自治區、廣州市、武漢市、蘇州市、佛山市、蘭州市等數十個省（市）和地區發布了氫能產業發展規劃/實施方案/行動計劃；在已經發布的地方規劃中，預計到2025年燃料電池汽車累計推廣量將超過15萬輛，加氫站將超過1000座，氫能產業累計產值將超過9600億元。另外，從研發投入來看，盡管我國的氫能源布局較晚，但正逐漸成為研發預算投入增幅最大的國家。

 

（二） 產業布局

 

經過多年科技攻關，中國已掌握了部分氫能基礎設施與燃料電池相關的核心技術，制定出臺了國家標準112項次，具備一定的產業裝備及燃料電池整車的生產能力。當前我國氫能產業整體特點如下：

 

一是行業快速發展，許多省份紛紛出臺文件，加快培育一批擁有氫能源產業關鍵技術、核心裝備和創新能力的企業，并且開始布局關鍵材料和核心部件以及制氫、儲運、加氫站、燃料電池汽車、燃料電池發電系統等重點項目，國內氫能源產業呈現出快速發展的態勢。

 

二是大型能源企業開始入局，隨著“推動充電、加氫等設施建設”列入2019年國務院政府工作報告，以及中國石油化工集團有限公司、國家能源集團、中國石油天然氣集團有限公司、國家電力投資集團公司等大型能源企業加大氫能產業布局，氫能基礎設施領域投資逐步開展。

 

三是區域性特征明顯，在區域產業集聚效應也初步顯現，例如：北部的北京、張家口、天津；中部的武漢、鄭州；東部的濟南、青島、濰坊；長江三角洲的上海、蘇州、寧波；西南地區的成都；珠江三角洲的佛山、廣州等根據自身資源稟賦研究編制地方氫能產業發展規劃，并先行先試推動氫能源及燃料電池產業化發展。

 

（三） 產業政策

 

近幾年，我國出臺了系列政策和文件鼓勵及支持氫能發展。2019年3月，中國第一次將氫能發展納入政府工作報告。國家能源委員會會議提出：要加快能源開發利用關鍵技術和重大裝備攻關，探索先進儲能、氫能等商業化路徑，依托互聯網發展能源新產業、新業態、新模式。同時，我國發布的《中國制造2025》《國家創新驅動發展戰略綱要》《“十三五”能源領域科技創新專項規劃》等系列政策，都在積極鼓勵氫能產業發展。2022年3月，國家發展和改革委員會、國家能源局聯合印發的《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》，對氫能在未來國家能源體系的重要地位給予肯定，并從產業目標、裝備建設和應用示范幾個方面入手，為氫能產業發展指明了方向。

 

（一） 氫能的定位與頂層設計滯后

 

與發達國家將氫能納入國家能源體系不同，我國氫能定位與頂層設計布局較晚，直到近期才頒布了我國氫能源中長期規劃，正式明確了氫能的能源體系定位，但尚未全面建立產業垂直管理與監管體系。與此同時，針對國家層面的戰略目標、科技創新、重大裝備研制、示范工程、產業化方向等方面提出的要求還需進一步深入研究，氫能產業化發展政策保障體系與實施路線圖仍需進一步探索，立足長遠的國家氫能產業頂層設計仍需進一步加強。

 

（二） 氫能管理部門待明確且標準體系不健全

 

氫能產業鏈“制?儲?輸?用”等環節系統全面的標準體系尚不健全。燃料電池相關標準體系逐步完善，但在氫氣制取碳排放標準、車載儲氫瓶組標準、液氫民用標準、氫安全體系標準等方面仍然薄弱。各地在氫能發展過程中的先行先試極大地提升了氫能的發展速度，產業各環節參與方眾多，由于標準的不統一給地方帶來了管理歸屬不統一的問題。目前，涉及氫能相關環節的規劃、安全、標準、項目核準等沒有明確主管部門，相比于電動汽車由國家主導、地方落實、企業推動的模式，中國氫能產業呈現出自下而上的發展態勢，更多的是由地方和企業來主導。

 

（三） 地區層面存在產業同質化苗頭

 

氫能產業橫跨能源、材料、裝備制造等多個領域，既能有效帶動傳統產業轉型升級，又能催生新產業鏈。因此，地方政府發展氫能的積極性高，多地發起氫能產業園區建設，各企業也在尋求項目落地。但由于缺少氫能產業鏈上、中、下游的統籌，地方和企業規劃雷同性較高，甚至出現低水平的重復建設，短時間內面臨產能過剩風險。同時，各地區氫能產業普遍存在重應用、輕研發，重短期效果、輕長期投入等問題，各地競相開發氫能，抓技術、挖人才、找項目，目前氫能發展處于無序狀態。

 

（四） 產業鏈尚不完善且應用場景有待擴展

 

經過近年來的快速發展，我國已在氫能產業鏈實現系統集成以及關鍵零部件的自主化，但在電解槽的膜催化劑、氫瓶密封管閥件材料、加氫槍套管材料等原材料和基礎制造工藝方面以及氫安全機理研究與檢測裝備技術方面仍存在明顯短板。同時，我國氫能產業目前仍處于起步階段，氫能全產業鏈條有待進一步完善。受技術、成本以及基礎設施等因素影響，目前我國氫能應用場景集中在交通領域，氫能產業鏈落后于全球氫能產業化進程，且現有各地出臺的氫能源發展規劃也大多圍繞交通領域，商業模式和持續路徑不明確。

 

綜合國際國內形勢以及目前我國氫能源發展存在的問題與挑戰，充分立足于氫能產業發展對我國綠色低碳發展、推動能源革命、建設制造強國的作用，從氫能產業的制備、存儲和應用等關鍵環節，科學分析產業高質量可持續發展的重點任務和實施路徑，通過改革創新破解發展難題，助力實現氫能產業高質量發展。

 

（一） 發展目標

 

1. 2021—2025年：政策引導局部示范導入期

 

到2025年，形成較好的氫能產業發展制度政策環境，初步具備較為完善的氫能供應鏈和產業體系。氫能示范應用取得顯著成效，制氫、儲氫和用氫相關技術取得較大進展，具有一定的市場競爭力，且初步建立氫能供應體系。

 

2. 2026—2035年：市場驅動商業模式培育期

 

到2035年，形成較完備的氫能技術創新體系，整體產業鏈布局合理，可再生能源制氫得到廣泛應用，消費占比顯著增加，在交通、儲能、工業等領域具有很強的市場競爭力，為我國實現碳達峰和能源轉型發揮重要支撐作用。

 

3. 2036—2060年：產業生態綠色智慧成熟期

 

該階段屬于氫能產業發展成熟期，氫能源將同傳統能源一樣，充分進入交通、電站和儲能等各個細分市場參與競爭，到2060年，氫能占終端能源消費比重達到20%左右，在全國乃至全球范圍內實現將綠色能源轉化為動力的系統解決方案。

 

（二）實施路徑

 

1. 制氫環節

 

（1）加強可再生能源電力輸入條件下電解水制氫重要性的認識，加快可再生能源直接制氫技術研發，開展應用示范。針對電解水設備跟隨可再生能源電力的響應能力、可再生能源波動性對電解效率和設備壽命的影響、電解設備接入可再生能源電力的模式以及風場和光伏場等廠級電解水設備的配置與運行模式等開展模擬仿真與示范運行，強化數據支撐。此外，加大可再生能源電解制氫與綠氫消納結合的相關示范力度。

 

（2）持續提高堿性電解水技術水平，降低可再生能源電解制氫的成本。目前電解制氫的成本仍然高于化石能源制氫，降低可再生能源電解制氫的成本除了依賴于可再生能源度電成本的下降之外，還取決于電解水制氫技術的進步。堿性電解水（ALK）技術是短期內最有潛力實現低成本制取綠氫的技術。提高堿性電解水技術的電流密度是降低綠氫成本的重要途經，當電流密度從0.4 A/cm2提高到0.8 A/cm2時，在相當的電解槽成本下產氫量提高一倍，可降低氫氣成本約2元/kg。國際可再生能源機構在2020年度報告中提出，將來堿性電解水的電流密度目標為大于等于2 A/cm2，不僅可顯著降低氫氣成本，而且電解設備將實現緊湊小型化。

 

（3）持續攻關質子交換膜（PEM）和固體氧化物電解電池（SOEC）電解水技術。PEM電解水技術采用質子交換膜，使用貴金屬鉑和銥分別作為析氫和析氧催化劑，具有電流密度高（≥1 A/cm2）、氫氣純度高、耐高壓和體積小、重量輕的優點。在場地有限制、壓力有要求的應用場景具有明顯優勢，如加氫站現場制氫、管網注氫和分布式加氫樁等。SOEC電解水技術不同于PEM技術，是一種高溫電解水技術。其運行溫度在700——850 ℃，具有比PEM更高的電效率，適應于高溫熱源場景。對上述兩種制氫技術，應根據實際應用需求，有針對性地在成本、壽命方面加大研發力度，促進技術應用。

 

（4）加快煤制氫耦合碳捕集、利用與封存（CCUS）的示范論證及技術研發。與CCUS結合，是化石原料制氫的必然選擇，而CCUS技術實現其大規模產業化取決于技術成熟度、經濟性、自然條件承載力及其與產業發展結合的可行性。CCUS技術在各行業廣泛推廣應用不僅可實現化石能源大規模低碳利用，而且可與可再生能源結合實現負排放，成為我國建設綠色低碳多元能源體系的關鍵技術。國內外CCUS技術均處于研發示范階段，需要持續降低捕集能耗和成本，拓展轉化利用途徑并提升利用效率，突破陸上輸送管道安全運行保障技術，開發經濟安全的封存方式及監測方法等。

 

2. 儲運環節

 

（1）加快高壓氣氫儲運技術和裝備研發應用。提高存儲壓力等級，增加氫氣存儲密度，提升儲運效率是當前有效降低儲運成本的方式之一。在高壓氫氣路運方面，逐步開發50 MPa、70 MPa大容量管束瓶，由現有的Ⅰ型瓶和Ⅱ型瓶逐步過渡至III型瓶和IV型瓶，儲氫密度提高到5 wt%以上。在車載高壓儲氫方面，突破70 MPa以上Ⅳ型瓶設計制造和瓶口組合閥關鍵技術，開展高性能碳纖維材料、碳纖維纏繞技術及成套設備攻關，優化35 MPa瓶口組合閥工藝。在固定式儲氫裝備方面，持續優化50 MPa以上超大容積固定式儲氫容器材料工藝，破解存儲空間和成本障礙。在安全性測試方面，提高70 MPa儲氫容器及配套裝備驗證和性能綜合評價核心能力。

 

（2）加速大規模氫氣液化與液氫儲運關鍵技術研發。在運輸成本、儲存純度、計量便捷性等方面，液氫儲運要顯著優于高壓儲運，在尚未具備大規模管道輸氫的階段，將氫液化以提高儲運密度是解決氫大規模儲運的最直接有效方法。在長距離大規模氫儲運需求方面，突破大規模氫氣液化技術與成套技術裝備，實現大規模高效低成本儲運。在液氫制備方面，重點開展大規模、低能耗氫液化系統研制，高效率、大流量氫透平膨脹機研制，高活性、高強度催化劑研制。在液氫運輸方面，重點開展低漏熱、高儲重比移動式液氫容器研制。在液氫儲運方面，優化大型固定式球形液氫儲罐和運輸用深冷儲罐工藝，提高性能水平，降低日蒸發率，開展車載深冷+常壓儲氫技術研究，落實深冷+高壓超臨界儲氫技術布局，開展適用于固定式儲罐和車載儲氫瓶的常壓、大流量和高壓、低流量液氫加注泵方案設計和技術工藝。依托大規模氫氣液化與液氫儲運關鍵技術與示范項目，提高氫液化技術和裝備水平。

 

（3）布局管道規模化輸氫及綜合利用關鍵技術。針對長距離、大規模氫氣輸運與多元化氫氣終端脫碳應用需求，開展天然氣管道摻氫輸送關鍵技術研究及氫綜合應用示范項目，推動交通、建筑、工業與發電全域型應用領域的脫碳以及傳統能源基礎設施的再利用。重點開展天然氣管道及裝備材料摻氫輸送適用性評價技術及安全邊界研究、天然氣和氫氣混合氣的氫氣分離技術開發研究、摻氫管道內檢測技術研究、天然氣管道摻氫輸送示范項目方案設計及建設研究、摻氫輸送終端設備（燃氣灶、熱水器、鍋爐等）適應性測試研究、氫氣分離與純化工藝及設備開發研究，推進純氫管道輸送試驗管線示范。

 

（4）建立大容量、低能耗、快速加氫站技術與裝備體系。在技術裝備方面，研究90 MPa壓縮機設計制造技術，優化45 MPa壓縮機工藝，突破大排量、大壓比、低功耗、高可靠金屬隔膜式和往復式壓縮機裝備；完成70 MPa加氫槍技術裝備試驗驗證，實現加氫軟管、拉斷閥、流量計等核心零部件實現國產化；突破液氫加氫站在材料、結構、絕熱、密封等多方面技術難題，實現液氫加氫站的產業化和大規模應用。在基礎體系方面形成35/70 MPa加氫機、壓縮機性能評價與檢測認證體系，包括可靠性、計量、能耗、加注速率、壽命等重要性能指標。建立加氫站安全監控與評價體系。針對國內儲運環節成本較高問題，開展制氫加氫一體站關鍵技術研究及示范項目，突破一體站內高集約化制氫純化一體化技術，開發高性能國產化加氫機、壓縮機、工藝控制系統，為加氫站運營企業降低設備成本。

 

3. 用氫環節

 

（1）交通領域：以重卡、公交車等商用車為突破口，建立柴改氫示范。我國氫能在交通領域的應用處于初期階段，加氫基礎設施建設尚不完善，而商用車應用場景和運營路線較為固定，能夠大幅減少對加氫基礎設施的依賴。燃料電池功率大、替換柴油的特性在商用車領域可以得到很好的發揮，加氫問題也能較好的解決。以商用車的規模化示范應用為基礎，逐步實現加氫基礎設施的全面覆蓋，進而帶動乘用車的推廣應用。

 

（2）發電領域：“氫儲能+固定式燃料電池電站”模式有望成為發展出路之一。燃料電池發電系統需要尋找合適的發電場景和區域。國內發達的電網及廉價的電價使大型分布式燃料電池的發展較為困難，也缺乏相關的激勵政策，同時現階段國內的燃料電池技術水平與國外差距較大。但是隨著可再生能源的發展，燃料電池成本的下降，固定發電結合氫儲能將是國內發展的一個方向。

 

（3）建筑領域：天然氣管網摻氫可以有效解決大規模可再生能源消納問題。將大規模風電、光伏制造的氫按一定比例摻入天然氣，并依托現有天然氣管網進行輸送，摻氫天然氣可被直接利用，也可以將氫與天然氣分離后分別單獨使用。可開展社區天然氣管道改造，推動天然氣摻氫在居民家庭的綜合供能應用，對社區和建筑內的天然氣管道進行改造，使之具有摻氫能力，并通過管道輸送至居民房屋內部，滿足居民的日常取暖、烹飪等生活需求。考慮安全性需求，需要結合我國的實際情況進行管道材料與摻氫天然氣相容性的試驗研究，對現有天然氣管道輸送風險進行評估利用，為管道安全輸送提供依據。

 

（4）儲能領域：在大容量、長周期儲能系統中，氫儲能更具競爭力。氫儲能被認為是當前一種新興的儲能方式，該技術對我國智能電網構建以及規模化可再生能源發電意義重大。要推動氫儲能技術的發展，關鍵是要解決電力到氫能的高效率轉化、降低規模化儲氫成本、提高氫能綜合利用效率等難題，突破風能、太陽能、水能等可再生能源波動性制氫、電管網絡互通以及協調控制等關鍵技術，建立高效率、低成本、規模化的氫儲能系統。

 

 

（一）加強氫能源產業發展頂層設計

 

加快出臺國家氫能發展1+N政策支撐體系，制定詳細的氫能產業發展實施路線圖。充分立足于氫能產業發展，對我國綠色低碳循環發展、推動能源革命、建設制造強國的貢獻，科學分析產業高質量可持續發展的技術路線、時間表與重點任務。發揮省級政府的作用，統籌發展需求和實施資源，加快氫能綜合應用示范區建設。引導行業骨干企業向有基礎、有條件、有優勢的產業集聚區布局，實現產業集聚。加大氫能產業對外開放合作，積極參與國際氫能產業鏈，構筑互助、共贏、安全、可控的供應鏈體系。

 

（二）加快氫能全產業鏈標準體系建設

 

加快建立健全我國氫能標準體系，逐步建立和探索以氫能領跑者計劃等項目為抓手，建立健全產業鏈重點技術裝備的計量 ? 檢測 ? 認證標準及體系，積極引導行業高質量開展技術創新和標準編制。開發快速高效的氫燃料檢測與計量方法，建立氫燃料質量評定流程，適時建立國家氫燃料質量檢測中心；參照充電設施，盡快出臺將加氫站納入城市建設規劃的指導意見。建立氫能作為能源的監管體制機制，做好氫能行業基礎性監管工作，依托中國氫能聯盟大數據平臺，全面掌握各地氫能行業發展情況、企業運行情況。推動綠色氫能減碳標準及機制研究，結合碳足跡全生命周期和《低碳氫、清潔氫與可再生氫標準與評價》標準，建立基于氫能產業的碳足跡標準和測量指標，制定氫能產業鏈發展路徑，形成低碳、清潔、高效的生產供應鏈。建立覆蓋氫氣全生命周期的安全管理體系和安全維護作業記錄數據庫，確保安全發展。

 

（三）加大氫能全產業鏈的試點示范與推廣

 

充分考慮目前氫能全產業鏈技術不成熟等現狀，早期以試點示范為主，逐步擴大應用規模。大力倡導以氫能產業重點地區為試點的政策支持力度，加強針對氫能產業的市場環境監管，控制限制煤炭、石油等石化能源消費總量，嚴格執行碳稅、碳排放交易等價格機制，為氫能產業市場培育與有序發展提供保障。結合氫能及燃料電池試點示范工作，出臺氫能“十四五”專項規劃，圍繞氫能交通、工業、儲能多元化應用，通過合理布局，加快探索形成有效的氫能商業化發展路徑。借鑒國際示范經驗，支持建設一批規模化可再生能源制氫綜合應用示范基地，通過規模化降低制氫成本，鼓勵“風光氫儲融”一體化、“油氫氣電”綜合能源站等創新發展模式，對于化工等減排需求較大的行業，新增綠氫用能不納入能源消費總量控制。

 

（四）提升氫能科技創新，實現高水平自立自強

 

健全完善氫能基礎研發體系。從市場需求出發，采取龍頭企業主導的方式，聯合產業鏈上下游企業、科研院所，建設涵蓋全產業鏈的協同創新平臺，聚焦氫能領域關鍵核心技術，進行設備、材料、零部件等共性技術開發和中試。集中資源推進頭部企業關鍵技術研發，建立氫能自主化重大技術裝備評定制度，列入“能源重大技術裝備推廣應用指導目錄”在能源項目建設中推廣應用，并給予相關單位研發費用及稅收優惠。超前開展產業鏈安全工作部署，鼓勵本土產業鏈上下游企業加強技術合作，通過產業基金強化產業鏈資本聯動和產業聯動，構建自主可控、安全可靠的生產供應體系。