氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一。从能源战略的角度来看，氢能被视为各种能源转换的关键，可以实现不同能源种类的传输到各个终端，从而增加未来低碳能源网络的灵活性和稳定性。
氢能被认为是实现“零碳排放”的终极能源，因为它具有许多优点，如广泛的来源、高燃烧热值、大能量密度、可储存、可再生、可电可燃、零碳排放等。作为可再生的二次能源，氢能可以通过氢燃料电池技术应用于汽车、轨道交通、船舶等领域，也可以用于分布式发电（家庭和商业）和储能领域。此外，氢能还可以直接燃烧，为炼油、钢铁、冶金等行业提供高效原料、还原剂和高品质的热源。
一、现状与形势
当今世界正经历百年未有之大变局，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汇。以燃料电池为代表的氢能开发利用技术取得重大突破，为实现零排放的能源利用提供重要解决方案，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，加速推进我国能源清洁低碳转型。
从国际看，全球主要发达国家高度重视氢能产业发展，氢能已成为加快能源转型升级、培育经济新增长点的重要战略选择。全球氢能全产业链关键核心技术趋于成熟，燃料电池出货量快速增长、成本持续下降，氢能基础设施建设明显提速，区域性氢能供应网络正在形成。 从国内看，我国是世界上最大的制氢国，年制氢产量约3300万吨，其中，达到工业氢气质量标准的约1200 万吨。可再生能源 2 装机量全球第一，在清洁低碳的氢能供给上具有巨大潜力。
国内氢能产业呈现积极发展态势，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，在部分区域实现燃料电池汽车小规模示范应用。全产业链规模以上工业企业超过300家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。
但总体看，我国氢能产业仍处于发展初期，相较于国际先进水平，仍存在产业创新能力不强、技术装备水平不高，支撑产业发展的基础性制度滞后，产业发展形态和发展路径尚需进一步探索等问题和挑战。同时，一些地方盲目跟风、同质化竞争、低水平建设的苗头有所显现。面对新形势、新机遇、新挑战，亟需加强顶层设计和统筹谋划，进一步提升氢能产业创新能力，不断拓展市场应用新空间，引导产业健康有序发展。
二、战略定位
氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。充分发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势，促进异质能源跨地域和跨季节优化配置，推动氢能、电能和热能系统融合，促进形成多元互补融合的现代能源供应体系。
氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。以绿色低碳为方针，加强氢能的绿色供应，营造形式多样的氢能消费生态，提升我国能源安全水平。发挥氢能对碳达峰、碳中和目标的支撑作用，深挖跨界应用潜力，因地制宜引导多元应用，推动交通、工业等用能终端的能源消费转型和高耗能、高排放行业绿色发展，减少温室气体排放。
氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。以科技自立自强为引领，紧扣全球新一轮科技革命和产业变革发展趋势，加强氢能产业创新体系建设，加快突破氢能核心技术和关键材料瓶颈，加速产业升级壮大，实现产业链良性循环和创新发展。践行创新驱动，促进氢能技术装备取得突破，加快培育新产品、新业态、新模式，构建绿色低碳产业体系，打造产业转型升级的新增长点，为经济高质量发展注入新动能。
三、氢能发展的主要驱动力
氢能，绿色低碳、来源丰富，应用广泛，对构建清洁低碳、安全高效的能源体系， 具有重要意义，已成为全球加快低碳、绿色转型，培育经济新增长点的战略选择。 发展氢能的主要驱动力可以归结为： 1. 减轻“温室效应”，呵护人类家园是核心驱动力； 2. 构建安全能源体系的重要选择； 3. 氢能产业链环节众多，是潜在经济新增长点。
1 减轻“温室效应” 呵护人类家园是核心驱动力
2015 年，《巴黎协定》在联合国气候变化大会（巴黎气候大会）上达成。由于温室 效应，全球各地极端天气频发，世界面对气候变化和自然灾害加剧的压力持续增大。 《巴黎协定》因此设定了主要目标：到本世纪末把全球平均气温升幅较工业化前的 水平控制在 2℃之内，并为把温升控制在 1.5℃之内而努力；全球将尽快实现温室 气体排放达到峰值，以促进温室气体排放实现回落，并在本世纪下半叶实现温室气 体的净零排放。由此，国际社会开启了绿色减排新规划、新征程。 根据国际能源署（IEA）和氢能联盟（Hydrogen Council）预测，限制 2℃的温升， 需将与能源相关的 CO2 排放量减少 60%，由 2015 年的 340 亿吨，调整到 2030 年的 260 亿吨，到 2050 年降低到 130 亿吨。 2020 年 9 月，我国在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布：“中国将提高国 家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前 达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。” 2021 年 1 月，美国重返《巴黎协定》，然后积极推动气候变化治理，发布一揽子 应对气候变化政策，包括《清洁能源革命与环境正义计划》、《关于应对国内外气 候危机的行政命令》和《通胀削减法案》等，期望到 2050 年实现零碳排放。 2021 年 7 月，欧盟着手制定“Fit for 55”计划，核心目标是“2030 温室气体排 放量较 1990 至少减少 55%”。 控制地球温度上升幅度，减轻“温室效应”，减少温室气体排放，实现碳中和，呵护 地球生态，守护人类家园已经成为国际社会普遍共识。
减碳目标时间紧，任务重。中国科学院院士于贵瑞团队预测：在 2100 年大气升温 控制在 1.5℃目标下的 2030 年和 2050 年全球温室气体年排放量需要分别控制 在约 275 亿吨和 70 亿吨 CO2 当量以内。然而以目前的排放情况估算， 2030 年温 室气体排放总量将在 520 亿—580 亿吨 CO2 当量区间。单就 CO2 来说，预计排 放量将于 2025 年达峰，其峰值约为 420 亿吨/年，即在历史发展模式下基本不可 实现 1.5℃ 的控温目标。要实现全球 1.5℃控温目标，2030 年和 2050 年的全球 CO2年净排放量需要分别控制在 203 亿吨和-5 亿吨 CO2 以内，并且至 2100 年 应达到每年从大气中净固定 102 亿吨 CO2 状态。
能源领域是碳排放大户，能源领域减碳对“碳中和碳达峰”意义重大。我国是世界 能源生产大国和消费大国，能源碳排放占全国碳排放总量的 80%左右。传统燃料所 产生的碳排放系数高（每种能源在燃烧或使用过程中单位能源所产生的碳排放数 量），排碳严重。
2 构建安全能源体系的重要选择
氢能来源丰富，电解水，化石能源重整制氢，工业副产物制氢均可以制氢。在当前 全球地缘政治日渐复杂、局部地区爆发冲突频发的背景下，能源安全重要性日益提 升，各国也将重新布局能源生产与消费。氢能来源广泛，可以摆脱自热禀赋限制， 助力掌控能源自主性。氢能源技术革命与产业化的受重视程度加速提升。
3 氢能产业链环节众多 潜在经济新增长点
氢能产业链涉及环节众多，已成为全球培育经济新增长点的战略选择。氢能产业链 总体可分为制取、 储存、 运输和应用等 4 个环节。其中，制氢方式主要分为：电 解水制氢；煤，天然气等化石燃料重整制氢；氯碱尾气、焦炉煤气等工业副产物制 氢。储运方式主要有：压缩气体储运、低温液化储运、有机液态储运、固态吸附储 运。氢能的下游应用领域十分广阔，包括工业应用、交通运输、发电发热等。交通 领域中氢燃料电池汽车是行业的焦点，发展前景广阔。从培育经济增长点角度看， 氢能产业链条长，涉及领域众多，氢能产业的发展必将带动产业链上下游零部件、 原材料、设备等厂商发展，为经济增长提供强劲动力。
四、氢能发展的主要挑战
氢能发展的挑战主要是经济性问题，随着技术迭代，“制储运加”氢等环节的成本大 幅降低，产业链条不断完善，助力氢能步入“快速发展期”。
1 制氢：绿氢是重点 降本可期
绿氢是未来产业的重点发展方向。氢能产业发展初衷是零碳或低碳排放，我国当前 电网以火电为主，当前电网电解水制氢生命周期 CO2 排放量是煤制氢的 1.7 倍。虽 然灰氢、蓝氢成本较低，但将会逐渐被基于可再生能源的绿氢所替代。
在技术层面，电解水制氢主要有 4 种：碱性水解（AWE/ALK）、质子交换膜水解 （PEM），固体聚合物阴离子交换膜（AEM）水解、固体氧化物（SOE）水解。 AWE：商业化早，成熟度高，寿命长；可使用非贵金属电催化剂（如 Ni、Co、 Mn 等），因而成本低，但产气中含碱液、水蒸气等，需经辅助设备除去；另一方 面， AWE 难以快速启动、无法快速调节制氢的速度，因而与可再生能源发电的 适配性较差。 PEM：电流密度高、电解槽体积小、运行灵活、利于快速变载，与风电、光伏发 电具有良好的匹配性。随着技术进步，以及 PEM 电解槽的逐步推广应用，其成 本有望快速下降，是未来的重要发展方向。 AEM 和 SOE 目前处于实验室研发和初步示范阶段，短期不会大规模应用。
电解水制氢成本主要在于电价和设备成本。电解水制氢成本组成包括 3 个部分：电 解设备成本、电价和其他运营成本。电力占绝大部分份额。未来随着钙钛矿等低成 本光伏发电技术的发展，电力成本有望大幅降低，制氢成本也有望随之下降与当前 煤制氢、工业副产物制氢成本相当。由于 AEM 和 SOE 还未广泛商业应用，所以在 此我们仅讨论 AWE 和 PEM 电解水制氢成本。
AWE：在单位设备成本 0.85 万元/Nm3 /h，电价 0.3 元/kWh 等假设前提下，测算得 AWE 制氢成本为 1.8 元/Nm3，其中电费成本为 1.5 元/Nm3，占比 84%。AWE 制氢技术经过几十年的发展，比较成熟，未来的降本路径主要会依靠 电价的下降。在电价为 0.2 元/kWh，相应制氢成本可降为 1.3 元/ Nm3。
PEM：在单位设备成本 3 万元/Nm3 /h，电价 0.3 元/kWh 等假设前提下，测算得 PEM 制氢成本为 2.2 元/Nm3，其中电费和设备成本分别约占 68%， 23%。虽然当前成本较高，但响应速度快，适配性更强。随着技术进步，未来 PEM 会减少贵金属催化剂用量，而且，钙钛矿等低成本光伏发电技术正逐步商业化， 未来，PEM 电解水设备成本和电价均会降低。在它们成本分别为 1 万元/Nm3 /h， 0.1 元/kWh 的情况下，PEM 制氢成本可达 0.9 元/ Nm3，与煤制氢成本相当。
2 储运：短距储运有保障 长距输运已启动建设
氢气储运技术的发展对实现氢能大规模应用起重要支撑作用。 储氢的挑战在于：氢气易燃、易爆，在空气中的体积浓度在 4%～75.6%之间时，遇 火源就会爆炸。同时，氢气分子“简单小巧”—由 2 质子和 2 电子组成，容易泄露， 钻进分子间隙，和钢材发生“氢脆”现象，导致储运装置材料力学性能下降、塑性 下降，出现开裂或损伤的情况。 储氢方式多样，高压气态储氢比较成熟。氢能储存主要有高压气态储运、低温液态 储运、有机液态储运、固氢储运等方式。目前高压气态储运技术比较成熟，应用比 较广泛，可以用在燃料电池汽车上，满足中长里程需求。
从运输方面来看，主要有车载运输和管道运输。 车载运输：短距离成本优势明显。目前，中国氢能产业处于发展初期，运输距离 短、氢气需求量小，车载运输足以满足目前发展需求。 管道运输：远距离成本优势明显。初期投资成本高。今年 4 月，中国石化主导的、 我国首个纯氢长输管道项目已经启动。此外，以现有的天然气输运管网为基础， 进行天然气掺氢运输，也是潜在可能途径。
3 加氢：高速发展 布局持续完善
加氢站高速发展，布局持续完善。2022 年，中国和全球加氢站数量分别为 330 个， 814 个，同比增速分别为 29%，19%。根据中国氢能联盟数据，我国加氢站已累计 覆盖 28 个省（直辖市）。广东佛山新建加氢站 8 座，累计建成运营 35 座，位居全 国首位；山东省共建成 30 座，位于全国第二。船舶、火车用加氢站开展试点应用。 我国 30 兆帕加氢站技术已基本实现自主化贯通，70 兆帕加氢站加氢机处于示范验 证阶段。
