中国氢能源与燃料电池发展战略及未来展望

2020年9月，碳达峰、碳中和目标提出后，减碳降碳成为热点话题，能源问题成为重要议题。其中，氢能作为一种绿色、高效、应用广泛的二次能源，受到广泛重视。因为它对节能、提高能效，乃至推动能源结构转型可以发挥积极作用。

从“双碳”战略理解氢能是传统和未来的“黏合剂”

在“双碳”战略大背景下，氢能不仅是能源，还是重要载体，能够将传统化石能源和可再生能源连接起来，实现二者平稳过渡，也就是氢能被视为传统能源与未来能源的“黏合剂”。

尤其是中国能源结构存在着特殊性，概括起来说就是“一多三少”：煤比较多，油气、非化石能源、核能占比较少。目前，以煤为基础的能源利用形式转化效率不高，油气供应安全形势严峻，大规模可再生能源近期还很难全面替代煤炭。此外，二氧化碳资源化回收及高值化利用技术不足。对比欧美日等国家和地区，中国核电占比也小，这意味着中国减碳难度更大，需要更好更快发挥氢能的“转化作用”。

对于氢能的发展利用，各国资源禀赋的不同凸显出不同特色。同时，不同发展目标决定了不同技术路线和发展模式。日本发展氢能主要是解决国家的能源安全问题，澳大利亚主要是发展氢能贸易，欧洲是为了解决工业脱碳，美国主要是固定式发电，韩国主要是发展氢燃料电池汽车。

我国对氢能的认识正逐步深入。从最初对氢能的制备技术、成本、安全等问题存在诸多争议，到工业制备技术成熟，氢能成为重要的补充能源；到2022年3月23日《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》发布，氢能成为中国能源的重要组成部分。

氢能作为我国低碳发展的重要途径，主要体现在三个方面：一是在现有能源结构基础上，节能和提高能效的减排潜力巨大；二是调整能源结构，加大可再生能源的比例，同时如何把化石能源比例降下来；三是在解决不了可再生能源占比扩大、对碳中和的作用还不明显的时候，我国要采用CCS（Carbon Capture and Storage，二氧化碳捕获和封存技术）或是CCUS（Carbon Capture、 Use and Storage，碳捕获、利用与封存技术）来兜底。氢能与电能的耦合，是解决“双碳”问题的重要选择。氢能产业链非常长、应用前景广阔，它涉及上游的制氢、输氢、储氢、加氢，再到下游的用氢发电、供热、交通等，它涉及的领域主要包括交通、发电、储能、新型利用等。国际氢能专家理事会预测到2030年，氢能将为大约1000万到1500万辆汽车和50万辆卡车提供动力；2050年，氢能约占全球总能耗的1/5。

国内外氢能源与燃料电池产业发展现状与趋势

从2006年起，我国已着手制定氢能源相关政策，2020年度发展规划草案里已明确制定国家氢能产业发展战略规划，2021年采取“以奖代补”扶持氢燃料电池汽车产业发展，目前正推动“氢进万家”的计划。

全世界的“纯氢”产量超过7000万吨，最大可达1.1亿吨，主要用于化工精炼、合成氨等领域，交通领域的消费占比不到0.1%。目前，我国是全球最大的产氢国之一，产氢能力超过4100万吨，实现产量在3300万吨左右，但交通领域应用也只有0.1%左右，主要用于化工行业。

氢的来源主要是天然气制氢和煤制氢。世界其他国家主要是天然气制氢，中国煤制氢占比较大。目前，可再生能源电解水制氢占比很小，国内在1%以下。2019年全国统计是50万吨，其中碱性水电解槽已基本实现技术的国产化。电解水制氢为代表的低碳制氢，无论在市场应用，还是技术水平方面，我国都落后于国际水平。

从供氢产业发展来看，2020年全球共有544座加氢站，中国有128座，日本有137座，韩国有56座，欧洲145座，美国45座，其他国家加起来只有三十多座。另据Information Trends研究表明，截至2022年底，全球加氢站部署已超1000座大关。其中，中国加氢站数量占全球加氢站总数的1/3，遥遥领先，而美国则远远落后，加氢站数量仍不到100座。紧随中国其后的是日本、韩国。德国则是欧洲唯一一个超过100座加氢站的国家。

各国氢能供应网络快速发展，我国制氢供氢产业的社会投入强度显著提升，加氢站数量和规模增长强劲，技术进步明显。

从典型国家和地区供氢布局来看，日本储运氢的技术处于先进地位，已经突破45MPa高压长管拖车储运氢技术和法规，氢气运输能力可以达到700kg以上，预计到2030年，日本加氢站数量可达1000座以上，成本有望大幅度降低。欧盟在储运氢技术方面也处于领先地位，如长管拖车、液氢槽车、氢气管道等。美国在储运氢方面，高压气氢、液氢与管道并行发展，加氢站部署主要集中在加州。目前，我国供氢情况主要是采用压缩氢气方式进行储存和运输。加氢站技术基本上是35MPa，加氢站的设计、建设，以及三大关键设备（45MPa大容积储氢罐、35MPa加氢机整机和45MPa隔膜式压缩机）均已实现国产化。储氢方面，国内关键装备技术有待突破，以20MPa的长管拖车运输为主，效率低成本高，产业规模化水平偏低。加氢基础设施网络总体薄弱，核心装备与零部件技术需要进一步提升。

燃料电池领域，目前的出货类型以质子交换膜燃料电池（PEMFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）为主。从商业应用上来看，PEMFC和SOFC是当前最主要的燃料电池技术路线之一。从商业角度，质子交换膜燃料电池在中国的市场占比大，固体氧化物燃料要少一点。PEMFC要求氢燃料的纯度高，工作温度比较低（80度到90多度），因此它启动比较快，主要应用在交通方面。SOFC工作温度比较高，在650~800度之间，比较来看，能源转化效率高，而且它不需要用昂贵的催化剂，适合于大型集中式供电、分布式发电、热电联供，在交通领域已有应用，尤其是重型卡车。

2020年，全球燃料电池出货量超过8万台，固定领域的出货量占了绝大多数，主要是小型的家庭型热电联供。美国Bloom Energy公司已经为苹果大型数据中心、沃尔玛大型商业中心、谷歌及可口可乐的大型数据中心提供服务。燃料电池是并联方式，即使其中一个构件坏了，也不会全线崩溃，是目前最稳定的发电方式之一。日本已开发出10套250kW的SOFC-微气轮机混合动力发电系统，发电效率期待值可以达到75%左右。家庭热电联供方面，日本ENE-FARM计划在2030年让家庭型热电联供燃料电池超过530万套。

氢燃料电池汽车是全球的重要热点，2022年全球保有量67315辆，较2021年增长35.8%。从发展类型来看，全球以乘用车为主，商用车为辅，而我国以商用车为主。截至2022年底，我国共拥有12682辆氢燃料电池车。

未来，氢能的重要新兴领域还有氢冶金、天然气管网掺氢、燃料电池无人机等。氢储能方面，2020年全球共有13个氢储能项目，装机规模共计20.23MW左右，有7个位于德国，装机规模占全球的77%。2023年初，我国氢储能相关的政策不断出台，项目也呈明显增多趋势。比如，工信部等六部门、青海省、甘肃省、河南新乡市等都将氢储能纳入政策规划，支持氢储能技术研发，积极培育氢储能商业化应用模式；项目方面，云南首个光伏制氢与电网氢储能综合示范工程投运，常温常压氢能储用一体化项目在上海正式运行，等等。

我国氢能源与燃料电池产业发展前景及存在的问题

从氢能与燃料电池产业发展前景看，为促进我国能源转型升级，在目前能源结构以煤为主以及“双碳”目标的情况下，如何把高碳能源低碳化应用，是必须考虑的问题。交通动力的转型是重要方向。前几年，铁路系统为什么要搞氢能源运输？原因即在于，以电动机车为主体的能源动力，如果电网出现问题，整个线路都会受影响。氢能源机车只是一个车辆出问题，并不影响整个路网的运行。交通领域里大型海上运输的实际排放量很高，今后可能通过固体氧化物燃料电池作为船舶动力系统，比其他技术更有前景。

我国氢能产业发展的基础是拥有比较丰富的氢气资源，开发潜力较大，完全可支撑我国中长期氢能源发展愿景。我国是世界第一大制氢国，也是第一大汽车市场。但总的来讲，我国跟国际上还有比较大的差距，氢燃料电池技术落后于国际水平，相关核心设备及技术主要是依赖进口。

从氢能源与燃料电池发展存在的问题来看，制氢成本方面，中国发展的重点是以可再生能源为主体的绿氢。为什么提出绿氢，主要是我国已过度倚重质子膜燃料电池。质子膜燃料电池工作温度低，对氢气的纯度要求很高，一般是使用电解水制氢气源，若使用可再生能源发电，最大的问题是间歇性问题。实际上，目前我国化石能源制氢，氢气纯度并不高，但是制氢成本相对较低，仍需把大规模煤制氢、工业副产提纯氢利用好。煤制氢进一步规模化之后，成本还会降低，但这仍是高碳能源。低碳利用方面的途径是进一步把煤制氢得到的二氧化碳资源化，把它作为一种化工原料利用起来。储运氢方面，还需要在储运、加氢技术和装备方面进一步研究和完善。化石能源制氢和工业副产提纯氢技术与国际水平并跑，在煤制氢方面，国内技术处于领先地位。电解水制氢方面，跟国际有差距。燃料电池方面，国内质子膜成本仍较高，关键部件的国产化程度较低。国内关于固体氧化物燃料电池的研究基础薄弱，应该给予更多关注。另外，地区层面存在产业同质化现象，“技术空心化”问题凸显，产业发展商业模式有待检验等。

重点在突破“卡脖子”难题。在氢的生产上，中国与国际水平相当，但氢能产业装备制造等方面相对滞后，相关核心设备主要依靠进口，与美欧日韩差距有拉大的趋势。

储运上，我国以气氢为主，主要沿用国外技术手段，液态储氢尚未应用到民用领域，固态储氢国内基本处于研发阶段。车辆运输氢气的效率低、成本高，2020年储运占氢能成本的70%左右，更高压及大规模管道运输在技术、标准等方面仍存在较大障碍。氢能不便于存储、液化成本高等难题限制了氢能的远距离输送。

在应用端上，燃料电池关键部件、测试装备有较大追赶空间。可以说，“卡脖子”难题分布在氢能产业的多个环节，亟待打破国外技术封锁。

短期内应重点突破固体氧化物燃料电池电堆及系统集成技术，完善我国可再生能源制氢技术链，建立绿色制氢试点示范项目，推动可再生能源制氢技术与产业的发展。

我国氢能源与燃料电池发展战略

未来10~20年是我国氢能源与燃料电池产业发展的重要机遇期，要从战略、政策、技术、资金、国际合作等方面积极谋划，在改革创新的过程中，还是以技术为本、区域协同，同时要尊重市场。相关企业在中国氢能源和燃料电池方面要唱主角，可以先行先试，利用行业的优势以及国家的扶持政策，拓展氢能市场，稳步推进氢能源与燃料电池产业的进步。

对于氢能源产业发展总体目标，2021—2025年是政策引导、局部示范导入期，企业能不能通过管网系统开展热电联供或分布式制氢，这是关于如何做的问题。2026—2035年是市场驱动商业模式培育期，需要建立比较完整的氢能储运供应体系，相关企业的基础设施网络占有优势，重点要布局在基础设施方面。制氢要进入化工园区，成本大幅度升高，燃气企业通过管网体系可否把分布式加氢站建起来？2036—2050年是产业生态绿色智慧成熟期。在碳中和阶段，通过今后10~15年的努力，为碳中和提供好基础设施、技术应用平台。

对于燃料电池产业发展总体目标，首先在PEMFC方面，2021—2025年开展在船舶、重卡等领域的示范应用；2026—2035年国产化低成本材料与部件建立批量生产线，提升电堆的性能和稳定性，成本降低；到2036—2050年，高性能、高耐久性的新材料及电堆要做到规模化商业应用。在SOFC/SOEC方面，2021—2025年把成本大幅度降低，把7万元/千瓦~8万元/千瓦降低到3万元/千瓦以下，寿命达到1万小时；到2026—2035年，要把固体氧化物燃料电池寿命提高到8万小时，在原有基础上进一步降低成本。规模上，到2025年左右做出十兆瓦系统，到2035年左右做出百兆瓦、千兆瓦系统，这样使我国能够真正实现能源转型。

制氢、供氢产业发展的重点任务，主要考虑可再生能源制氢和绿氢消纳。供氢产业，主要考虑从气氢向液氢、输氢、加氢几个角度如何做的问题。对供氢，首先可能是气氢往液氢、加氢方面发展。

对于质子膜燃料电池发电产业发展的重点任务，是提高燃料电池电堆关键材料的国产化，提高燃料电池耐久性、动力性、环境适应性、可靠性和安全性，降低燃料电池系统噪声。质子膜燃料电池技术成本降不下来，不利于整个氢能产业的进一步发展。

对于固体氧化物燃料电池产业发展的重点任务，是开发低成本高性能的单电池批量化制备技术，突破高可靠性的电堆设计、集成及产业化技术，掌握高效系统集成、控制管理及示范技术等。如何把固体氧化物燃料电池应用场景往外拓展，希望今后在交通领域以重卡、公交等商业车为突破口，建立起柴改氢工业示范，发展船用氢燃料电池技术工程化的关键技术，发电领域“氢储能+固定式燃料电池电站”有望成为发展出路之一。燃料电池作为通信基站的备用电源将是一种具有竞争力的应用方式，天然气管网掺氢是解决大规模可再生能源消纳问题的途径之一。用氢产业发展技术路线图也已经提出来了，今后我国在百MW级IGFC重大工程，低成本先进电解水制氢准备研制工程科技专项，氢能安全储存与快速输配工程科技专项，100千瓦级SOFC发电模块开发工程科技专项，分布式燃料电池热电联产工程科技专项，高能效长航时燃料电池船舶动力工程科技专项，固体氧化物电解池耦合可再生能源转化储存工程科技专项，氢冶金重大工程科技专项等方面，需要进行专项立项探索。

保障措施与政策建议

保障措施方面，一是进一步加强氢能源与燃料电池的顶层设计；二是国有资本要坚持稳妥有序进入、有所作为和有所不为的原则；三是建立健全产业政策、安全监管及技术标准体系；四是加大对氢能基础设施全产业链的补贴政策及金融支持；五是建立氢能基础设施关键技术攻关与核心装备自主化的长效机制。

政策建议方面，明确氢能源与燃料电池发展的顶层设计，健全氢能源产业政策、法规、标准体系和金融环境。加强技术的自主研发与应用示范支持，完成平台体系建设，鼓励务实的国际合作。因地制宜选择氢能源产业的发展技术路线，探索有效的商业模式。

审核编辑 ：李倩