1 世界主要发达国家高度重视氢能产业发展

氢能作为一种清洁、高效、安全、可持续的二次能源，是未来构建以清洁能源为主的多元能源供给系统的重要载体，氢能的开发与利用技术已经成为新一轮世界能源技术变革的重要方向。世界上主要发达国家都高度重视氢能的开发和利用，目前主要集中在交通领域，美国、日本、欧盟、韩国都将发展氢能及燃料电池作为国家重要能源战略。截至2018年底，美国在营加氢站42座,燃料电池乘用车5899辆,累计固定式燃料电池安装超过500兆瓦；日本在营加氢站113座，燃料电池乘用车保有量2839辆；欧盟在营加氢站152座，燃料电池乘用车保有量约1080辆；韩国在营加氢站14座，燃料电池乘用车保有量约300辆。

美国

美国在1970年提出“氢经济”概念，1973年石油危机时期，成立国际氢能源组织。2002年发布《国家氢能发展路线图》，“氢经济”理念由设想阶段转入行动阶段。2004年颁布《氢能技术研究､开发与示范行动计划》《氢经济的基础研究需求》，提出了美国氢经济发展的四个阶段：技术､政策和市场开发阶段（2000-2015），向市场初步过渡阶段（2010-2025），市场扩大与基础设施建设阶段（2013-2035），实现向氢经济的转化阶段（2025-2045）。2006年提出《氢立场计划》，旨在突破技术瓶颈，实现商业化氢生产、氢运输、氢存储、氢转换。2012年成立美国燃料电池和氢能联盟，2013年启动H2USA计划，制定加氢站网络规划、融资方案、市场拓展方案。2014年发布《全面能源战略》，将“发展低碳技术、为清洁能源奠基”作为放眼长远的战略支点，并明确提出，氢能作为替代性能源，在交通业转型中的引领作用。2015年发布《2015年美国燃料电池和氢能技术发展报告》，肯定了未来氢能市场的发展潜力，大力投资发展先进氢能与燃料电池技术。

日本

日本从1973年开展氢能生产、储运和利用相关技术研究，并为其提供财政支持。2013年，《日本再复兴战略》把发展氢能提升为国策。2014年，在第四期《能源基本计划》中将氢能定位为与电力和热能并列的核心二次能源，提出建设和发展“氢能社会”，发布《氢能和燃料电池发展战略路线图》，明确了到2050年之间的氢能长期发展路线。2017年，发布《氢能基本战略》，提出率先在全球实现“氢社会”，将“国际化”作为重要举措之一，提出日本要构建从氢气制造到存储、运输和利用的全供应链技术，并将其打包推向全世界；在国际氢能经济和燃料电池伙伴计划等政府层面的国际框架中，积极宣传日本的措施；引领国际标准制定。2019年公布《氢能利用进度表》，提出到2025年，使氢燃料电池汽车价格降至与混合动力汽车持平，氢燃料电池轿车年产量达到20万台，建成320座加氢站；到2030年，实现氢能发电商业化，并持续降低氢气供应成本，使其不高于传统能源，氢燃料电池轿车年产量达到80万台，建成900座加氢站。

欧盟

欧盟2008年出台燃料电池与氢联合行动计划项目（FCH-JU），确定在2008-2013年至少斥资9.4亿欧元用于氢能和燃料电池的研究与发展。2012年，欧盟12个成员国实施Ene-field项目，包括9家燃料电池系统制造商和接近1000套微型CHP系统。2013年，欧盟宣布在2014-2020年启动Horizon2020计划，预计将在氢能和燃料电池产业投入220亿欧元的预算。2019年发布《欧洲氢能路线图：欧洲能源转型的可持续发展路径》，提出到2030年，氢燃料电池乘用车将达到370万辆，氢燃料电池轻型商业运输车将达到50万辆，氢燃料电池卡车和公共汽车将达到4.5万辆，使用氢燃料电池火车可替代约570列柴油火车，氢气可替代7%的天然气，将种类繁多的可再生能源发电转型为主要依靠氢能发电，并进行大规模氢能发电示范；到2040年，部署250万台氢燃料电池热电联产装置。

韩国

韩国2008年以来持续加大对氢能技术研发和产业化推广的扶持力度，先后实施“低碳绿色增长战略”“绿色氢城市示范”等项目，投入3500亿韩元进行氢能燃料电池研发和绿色氢城市建设。2018年，将氢能产业定为三大战略投资领域之一。2019年发布《氢能经济发展路线图》，具体目标为到2040年，累计生产620万辆氢燃料电池汽车，建成1200座加氢站；普及发电用、家庭用和建筑用氢燃料电池装置，开发用于大规模发电的氢燃气轮机技术；氢气年供应量达到526万吨，每公斤价格降至3000韩元（约合人民币17.7元）；构建稳定且经济可行的氢气流通体系，形成覆盖全国范围的管道网络；构建全流程安全管理体系，营造氢能产业发展生态系统。

2 氢能源革命三大环节中我国具有

两大优势、一个短板

氢能资源是我国氢能产业发展绝佳优势

我国工业体系完善，制氢工业基础良好，氢气作为原料气体及工业气体的生产和使用规模都很庞大，为氢能的规模化利用提供了前提。2018年全国氢气产量约2100万吨，产氢量全球第一。根据中国氢能联盟的预计，到2030年全国氢气需求量将达到3500万吨，到2050年全国氢气需求量将接近6000万吨。

制氢方法主要包括：热化学法制氢、工业副产氢提纯制氢、水电解制氢、太阳能光催化分解水制氢、生物制氢等。其中，工业副产氢成本最低，热化学法制氢次之，水电解制氢成本主要由电价决定，太阳能光催化分解水制氢和生物制氢尚不具备大规模生产的技术条件。目前，氢能源产业尚处于市场启蒙阶段，投入多、产出少，需要政策支持和补贴。较低的氢气成本可降低市场门槛，有利于市场推广。我国化工产业规模较大，工业副产氢提纯制氢潜力巨大，而欧美、日本等氢能源发展较快国家工业副产氢资源较少，我国在工业副产氢资源方面具有无可比拟的绝对优势；另外，我国每年有大量弃风弃光弃水电量，用来电解水制氢可作为氢能源产业重要氢气来源之一。现阶段，以工业副产氢为切入点，以弃电量制氢为补充，在工业副产氢气富集地区开展氢能源应用示范，并鼓励示范地区周边使用弃电量制氢作为补充，将资源优势进一步转化为市场优势，同时带动基础设施网络和相关标准体系逐步完善，促进上游技术研发和设备制造领域的进步，实现发挥优势、补齐短板的效果，从而实现我国氢能源产业跨越式发展。

我国每年工业副产氢提纯制氢潜力约580亿立方。我国是焦炭生产大国，2019年焦炭产量4.7亿吨，占全球焦炭产量近70%。焦炭生产过程产生大量的焦炉煤气（生产1吨焦炭约副产430立方焦炉煤气），焦炉煤气中约55-60%是氢气（另外还有甲烷23%-27%、一氧化碳5%-8%及少量氮气、二氧化碳、氧气等其他气体），扣除用于焦炉加热的焦炉煤气（不到总焦炉煤气产生量的50%），我国2019年炼焦副产焦炉煤气提纯制氢（考虑提纯回收率92%）可制取氢气约550亿立方。另外，我国石油化工、氯碱化工等行业工业副产氢提纯制氢潜力约30亿立方/年。工业副产氢提纯制氢是目前所有制氢方式中成本最低的（据了解，焦炉煤气制氢成本低于1元/标方），也是技术相对成熟的，我国大量工业副产氢资源相对日本、欧美等国家具有无可比拟的绝对优势，是我国氢能源产业发展的催化剂。目前，山西、河北、内蒙等焦化产业较集中的地区均已计划开展工业副产氢应用示范。

2019年我国弃风弃光弃水电量可制取氢气约100亿立方。近年来，我国水电、风电、太阳能发电等可再生能源发电规模逐渐增加，截至2019年底，全国发电装机容量21.1亿千瓦，其中，水电3.56亿千瓦（占比17.7%）、并网风电2.1亿千瓦（占比10.4%）、并网太阳能发电2.05亿千瓦（占比10.2%）。我国水、风、光等资源分布和资源自身特性与我国电力生产消费结构、电力输送能力现状之间不匹配矛盾突出，弃风弃光弃水现象严重，随着风、光、水等新能源装机规模的进一步扩大，这一矛盾将愈发严重。加大电网自身调节能力，建设灵活可靠的储能装置，是有效解决这一矛盾的主要手段之一。可再生能源电力水电解制氢是一种近零碳排放的制氢方式，同时也是一种有效的储能方式，能够提高可再生能源利用率。2019年我国弃水电量约300亿千瓦时，弃风电量169亿千瓦时，弃光电量46亿千瓦时。若利用这些弃电量电解水制氢，2019年三弃电量可制取氢气约100亿立方，不但可有效缓解弃风弃光弃水现象，近期还可作为工业副产氢提纯制氢的可靠补充，远期将成为氢能产业成熟后的主流氢气来源。弃电量的边际成本近于零，而用电费用占水电解制氢成本的70%-90%，因此利用弃电量电解水制氢可获得大量廉价氢源。目前，河北省拟在张家口开展氢能应用示范，创建张家口世界级氢能应用示范城市，若利用好张家口及周边地区弃风电量制氢，将极大降低制氢成本，推进氢能示范城市建设。

基础设施建设是潜在优势

在基础设施方面，虽然日本、欧美等发达国家的加氢站数量上略有差异，但总体都处于起步阶段，进一步而言，这也是我们将来发挥集中力量办大事、率先实现突破的优势领域。

近年来，国家相继发布了《国家创新驱动发展战略纲要》《“十三五”国家科技创新规划》《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》《节能与新能源汽车产业发展规划（2012—2020年）》《汽车产业中长期发展规划》《“十三五”交通领域科技创新专项规划》等一系列政策措施，将氢能综合利用作为重点发展方向，引导并鼓励发展氢能及燃料电池产业，提出燃料电池汽车、车用氢能源产业与国际同步发展，2020年实现5000辆级规模在特定地区公共服务用车领域的示范应用，建成100座加氢站；2025年实现五万辆规模的应用，建成300座加氢站；2030年实现百万辆燃料电池汽车的商业化应用，建成1000座加氢站。

全国各地争相布局氢能产业，产业化态势全球领先。目前20多个省市发布了氢能产业发展规划与支持政策，加快布局氢能产业。主要可分为三类地区：一是以上海、江苏、湖北为代表的长江经济带，产业基础较好，产业链资源较丰富，着力全产业链同步发展，规划打造氢走廊创新发展模式；二是以佛山、云浮为代表的珠三角地区，以引进培育创新技术为抓手，以氢能源产品市场示范应用为突破，逐步延伸至全产业链；三是以河北、山西为代表的北方地区，依托氢能资源优势，重点发展工业副产氢和可再生能源制氢，逐步延伸至全产业链。

关键核心技术是短板

我国氢能产业从基础研究发展至局部示范应用，目前已初步形成一支由高等院校、科研院所、石油化工及汽车工业等部门为主的从事氢能研究、开发和应用的专业队伍，氢能和氢燃料电池技术领域取得一定突破，初步掌握了氢气制备、储运、加注，以及燃料电池电堆与关键材料、动力系统与核心部件、整车集成等技术，水电解制氢和天然气重整制氢技术具有一定优势，燃料电池膜电极、双极板、质子交换膜已实现国产化，燃料电池商用车具有较强的研发制造能力。但对标国际先进水平，我国在氢能储运、氢燃料电池以及燃料电池汽车整车技术上还存在较大差距：

电池关键材料：燃料电池的关键材料如质子交换膜、气体扩散层、密封件、碳纸等优质技术和产品长期被国外公司垄断，国内现阶段还处于实验室和样品阶段。催化剂、膜电极、双极板虽然能够实现国产化，但性能和成本仍有差距，技术仍处于示范应用阶段，距离产业化落地较远。比如膜电极，国内企业大多采购国外公司的关键产品后再进行组装，而且除了少数企业具备规模化生产能力外，大部分企业仍然是半手工生产，在功率密度、电流密度和动态工况寿命上与国外领先水平存在较大差距。

电池寿命：在电池寿命方面，国际先进水平己经超过10000小时，而国内相关企业燃料电池的稳定寿命在5000小时左右，明显低于国外先进水平。

空压机：燃料电池系统对空气的需求非常大，要求空压机转速非常高，因此也对空压机能耗、噪声、加工精度等要求很高，不仅如此还要求空压机体积尽可能小，质量尽可能轻，所有要求都集成在一起就形成了这一技术难题。

储氢瓶：国外乘用车已经开始使用质量更轻、成本更低、质量储氢密度更高的Ⅳ型瓶，而国内的Ⅳ型瓶还处于研发阶段，成熟产品只有35MPa和70MPaⅢ型瓶，其中70MPaⅢ型瓶在乘用车样车上应用。国内存在的问题是难以掌握碳纤维技术，尤其是产品不能达到一致性要求。

氢气循环泵和加湿器：目前国内暂无比较成熟的生产厂商，仅有部分公司能小批量供货，产品质量尚未经历市场长期检验。

低温启动：低温启动核心在于如何在燃料电池低温状态下实现暖机升温。国外汽车公司已基本解决汽车在常用环境的低温启动问题，我国产品目前还有一定的差距。

3 整体谋划氢能产业布局，推进氢能产业有序发展

西北部地区重点发展制氢和运氢技术

在焦化、氯碱产业发达、风光资源充裕的我国西北部地区，充分发挥化工副产氢和弃风、弃光及低谷电制氢优势，研发制氢关键设备，推进制氢工程项目，降低制氢成本。掌握液氢储运技术，完善氢气的液化、吸附、灌装产业链，积极探索液氢储运业务。同时布局加氢站建设，首先满足公共交通、工业用车等燃料电池商用车的加氢需求。规模化降低燃料电池和氢气成本，带动加氢站等配套设施建设后，再拓展到乘用车领域。

东南部地区重点发展氢能终端利用技术

在产业基础较好、技术研发应用能力较强的我国东南部地区，加快氢燃料电池、氢能源汽车以及氢气制造、储存、运输、加注等关键技术研发，推进技术转化和产业化，逐步形成与我国氢能源产业发展相适应的氢能源汽车和相关基础设施设备生产和制造的规模和能力。在交通领域燃料电池发展到一定程度后，推动固定式发电领域的发展，在分布式电站和热电联产装备中，使用氢气代替传统燃煤。

加强区域优势互补融合

推动我国氢能产业发展区域优势互补融合，西北部地区发挥资源优势重点发展制氢和运氢技术，东南部地区发挥产业优势重点发展氢能终端利用技术，以示范城市为引领，从产业链两端同时发力，以氢能为中心建立特种装备研发生产基地，创建氢能产业园区，推动氢能源产业跨越式发展。