氢能源来源广泛。作为二次能源，氢不仅可以通过煤炭、石油、天然气等化石能源重整、生物质热裂解或微生物发酵等途径制取，还可以来自焦化、氯碱、钢铁、冶金等工业副产气，也可以利用电解水制取，特别是与可再生能源发电结合，不仅实现全生命周期绿色清洁，更拓展了可再生能源的利用方式。

目前，氢能源主要来源途径为化石能源重整、生物质热裂解、生物发酵、工业副产气、电解水等。氢能源主要发展优势为：

（1）氢能源清洁低碳。不论氢燃烧还是通过燃料电池的电化学反应，产物只有水，没有传统能源利用所产生的污染物及碳排放。此外，生成的水还可继续制氢，反复循环使用，真正实现低碳甚至零碳排放，有效缓解温室效应和环境污染。

（2）氢能源灵活高效。氢热值高(142.5MJ/kg)，是同质量焦炭、汽油等化石燃料热值的3-4倍，通过燃料电池可实现综合转化效率90%以上。氢能可以成为连接不同能源形式(气、电、热等)的桥梁，并与电力系统互补协同，是跨能源网络协同优化的理想互联媒介。

（3）氢能源应用广泛。氢可广泛应用于能源、交通运输、工业、建筑等领域。既可以直接为炼化、钢铁、冶金等行业提供高效原料、还原剂和高品质的热源，有效减少碳排放；也可以通过燃料电池技术应用于汽车、轨道交通、船舶等领域，降低长距离高负荷交通对石油和天然气的依赖；还可应用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供电供暖。

（4）氢能源安全可控。氢气具有燃点低，爆炸区间范围宽和扩散系数大等特点，长期以来被作为危化品管理。氢气是已知密度最小的气体，比重远低于空气，扩散系数是汽油的12倍，发生泄漏后极易消散，不容易形成可爆炸气雾，爆炸下限浓度远高于汽油和天然气。因此在开放空间情况下安全可控。氢气在不同形式受限空间中，如隧道、地下停车场的泄漏扩散规律仍有待研究。

产业发展必要性：

（1）氢气工业使用历史悠久。氢气作为工业气体已有很长的使用历史。目前，化石能源重整是全球主流的制氢方法，具各成熟的工艺和完善的国家标准规范，涵盖材料、设备以及系统技术等内容。电解水制氢技术历经百年发展，在系统安全、电气安全、设备安全等方面也已经形成了比较完善的设计标准体系和管理规范，涵盖氢气站、系统技术、供配电系统规范等内容。

多种优势并举，具备纳入我国主流能源体系的基础条件。综合以上，我们认为氢能源具有来源广泛、安全可控、高效灵活、低碳环保的多种优势，同时产业发展上百年有一定成熟度，具备纳入我国主流能源体系的基础条件。

（2）氢能源符合我国落实碳减排国际责任的战略方向：

氢能源可帮助改善我国能源结构现状。我国长期以来能源相对短缺，能源消费量高于生产量，进口依赖度较高。化石能源在能源生产与消费中所占比例过高，能源转化效率较低。相比化石能源，氢能源高效环保，可缓解我国能源紧张以及化石燃料燃烧副产品导致的环境污染问题，对于我国节能减排，走低碳环保之路至关重要。

（3）我国碳排放形势严峻，节能低碳为大势所趋。低碳化转型发展是中国应对内外部新形势、新挑战的共同要求。目前，化石能源燃烧产生的二氧化碳排放是最主要的温室气体排放源。国际上看，中国碳排放量在2003年超过欧盟，2006年超过美国，连续多年成为最大碳排放国，这使得中国在国际上承受的碳减排压力与日俱增。2018年，我国二氧化碳排放量增长2.3亿吨，增量占全球能源相关的二氧化碳排放增长量的41%；排放总量达到92亿吨，占全球二氧化碳排放总量的27.8%。从国内来看，在能源资源、生态环境容量等多重约束下，有效加强碳排放管控越来越成为推动高质量发展、推进供给侧结构性改革的有力抓手。

（4）国际责任所系，使我国选择低碳节能发展之路。2016年9月3日，全国人大常委会批准我国加入《巴黎气候变化协定》，该协定指出，各方将加强对气候变化威胁的全球应对，在本世纪末把全球平均气温较工业化前水平升高控制在2摄氏度之内，并为把升温控制在1.5摄氏度之内而努力。全球将尽快实现温室气体排放达峰，本世纪下半叶实现温室气体净零排放。作为负责任的大国，走低碳节能发展之路既是我国的责任所系，亦是使命所向，氢能依托自身低碳清洁的特点有望成为我国实现碳减排大战略的重要抓手。

全球氢能源战略现状：

（1）美国：美国最先将氢能纳入能源战略，DOE主导产学研合作。美国是最早将氢能及燃料电池作为能源战略的国家。早在1920年便提出“氢经济”的概念，并出台《1920年氢研究、开发及示范法案》，布什政府提出氢经济发展蓝图，奥巴马政府发布《全面能源战略》，特朗普政府将氢能和燃料电池作为美国优先能源战略，并开展前沿技术研究。2018年美国宣布10月8日为美国国家氢能与燃料电池纪念日。

美国政府对氢能和燃料电池给予持续支持，近十年的支持规模超过16亿美元，并积极为氢能基础设施的建立和氢燃料的使用制定相关财政支持标准和减免法规。美国氢能计划的实施以美国能源部(DOE)为主导，将资金集中用于解决氢能产业所面临的技术难题，保持美国在世界范围内的领先地位。DOE通过资金的投人与引导，构建了以DOE所属国家实验室为主导，大学、研究所及企业为辅的研发体系。美国在氢能及燃料电池领域拥有的专利数仅次于日本，尤其在全球质子交换膜电池、燃料电池系统、车载储氢三大领域技术专利数量上，两国的技术占比总和均超过50%。美国液氢产能和燃料电池乘用车保有量全球第一。

截至2018年底，美国在营加氢站42座，计划2020年建成75座，2025年达到200座，燃料电池乘用车数量达到5899辆。全年固定式燃料电池安装超过100兆瓦，累计固体式燃料电池安装超过500兆瓦。

（2）日本：日本高度重视氢产业，立志第一个实现氢能社会。日本高度重视氢能产业的发展，提出“成为全球第一个实现氢能社会的国家”。政府先后发布了《日本复兴战略》《能源战略计划》《氢能源基本战略》《氢能及燃料电池战略路线图》，规划了实现氢能社会战略的技术路线。2018年，日本召开全球首届氢能部长级会议，来自全球20多个国家和欧盟的能源部长及政府官员参加会议。未来日本将以2020东京奥运会为契机推广燃料电池车，打造氢能小镇。

日本过去30年累计投入数千亿日元用于研发推广，在氢能和燃料电池技术拥有专利数世界第一。在过去的30年里，日本政府先后投入数千亿日元用于氢能及燃料电池技术的研究和推广，并对加氢基础设施建设和终端应用进行补贴。日本氢能和燃料电池技术拥有专利数世界第一，已实现燃料电池车和家用热电联供系统的大规模商业化推广。2014年量产的丰田Mirai燃料电池车电堆最大输出功率达到114千瓦，能在零下30摄氏度的低温地带启动行驶，一次加注氢气最快只需3分钟，续航超过500干米，用户体验与传统汽车无差别，已实现累计销量约7000辆，占全球燃料电池乘用车总销量的70%以上。储能领域，EneFarm家用燃料电池项目累计部署27.4万套，成本94万日元，相比2019年下降69%。2017年，日本在神户港口岛建造了氢燃料1兆瓦燃气轮机，是世界上首个在城市地区使用氢燃料的热电联产系统。为解决氢源供给问题，日本经济产业省下属的新能源与产业技术联合开发发机构(NEDO)出资300亿日元支持网内企业探索在文莱和澳大利亚利用化石能源重整制氢并液化海运至本土。

截止2018年底，日本在营加氢站113座，计划2020年建成160座，2025年建成320座，2030年达到900座。燃料电池乘用车保有量达到2839辆，计划保有量2025年20万辆，2030年80万辆，2040年实现燃料电池车的普及。

（3）欧洲：政策、资金助力欧洲向氢能社会转型，氢能有望向建筑、工业、交通等多领域渗透。欧盟将氢能作为能源安全和能源转型的重要保障。在能源战略层面提出了《2005欧洲氢能研发与示范战略》《2020气候和能源一揽子计划》《2030气候和能源框架》《2050低碳经济战略》等文件，在能源转型层面发布了《可再生能源指令》《新电力市场设计指令和规范》等文件。此外，欧盟燃料电池与氢联合行动计划项目(FCHJU)对欧洲氢能及燃料电池的研发和推广提供了大量的资金支持，2014-2020年间预算总额为6.65亿欧元。

欧洲如今恰逢能源转型发展期，发展氢能源在建筑、工业、交通运输、电力、就业等多领域促进欧洲的发展。其中，到2030年，氢气可以取代估计的7%的天然气(按体积计算)，到2040年可以取代32%。它将在2030年和2040年分别覆盖约250万户和超过1100万户家庭的供暖需求，此外还包括商业建筑。同时，到2040年，部署超过250万台燃料电池将提高能源效率，同时大约有45,000辆燃料电池卡车和公共汽车上路，燃料电池列车也可能取代大约570辆柴油列车；包括炼油厂和制氨厂在内的所有应用都可以实现向三分之一超低碳氢气生产的转变；此外，具有较大减排潜力的应用，如直接还原炼钢，将可以进行大规模的可行性试验。

①德国：德国是欧洲发展氢能最具代表性的国家。氢能与可再生能源融合发展是德国可持续能源系统和低碳经济的重要组成部分，政府专门成立了国家氢能与燃料电池技术中心（NOW-GmbH）推进相关领域工作，并在2006年启动了氢能和燃料电池技术国家发展计划（NIP），从2007年至216年共计投资14亿欧元，资助了超过240家企业/50家科研和教育机构以及公共部门；2017-2019年开展第二阶段的工作，计划投资2.5亿欧元。通过FCUJU和NIP项目支持，德国确立了氢能及燃料电池领域的优先地位，可再生能源制氢规模全球第一，燃料电池的供应和制造规模全球第三。

德国长期致力于推广可再生能源发电制氢技术（PowertoGas），通过氢气连接天然气管网，并利用现有成熟的天然气基础设施作为巨大的储能设备。液体有机载体储氢技术（LOHC）已成功应用于市场，可以实现氢气在传统燃料基础设施中的储存。德国运营着世界第二大加氢网络，共有加氢站60座，仅次于日本。全球首列氢燃料电池列车已在德国投入商业运营，续航里程接近1000公里，计划2021年增加氢燃料电池列车14列。

②英国：尽管英国是最早发现氢气及制造氢燃料电池车的国家，但相较于欧洲其他国家如德国等，英国政府对氢能及燃料电池的政策支持缺乏整体性，直到2016年英国才出台了第一个氢能发展整体战略。2014年，E4tech及元素能源发布了氢能及燃料电池路线图，其中包括了氢气供应链路线图（如氢气的生产及运输）、终端消费路线图（如运输工具）等11个子路线图。这份路线图，作为零排放战略的一部分，旨在加快氢能及燃料电池的发展速度。2017年1月，欧盟的JIVE项目资助了欧洲5个国家部署139辆零排放燃料电池客车，其中56辆在英国。

（4）中国：我国氢能供给基础雄厚，未来有望在能源、交通、工业多领域应用。中国具有丰富的氢能供给经验和产业基础。经过多年的工业积累，中国已是世界上最大的制氢国，初步评估现有工业制氢产能为2500万吨/年，可为氢能及燃料电池产业化发展初期阶段提供低成本的氢源。富集的煤炭资源辅之以二氧化碳捕捉与封存技术(CCS)可提供稳定、大规模、低成本的氢源供给。同时，中国是全球第一大可再生能源发电国，每年仅风电、光伏、水电等可再生能源弃电约1000亿千瓦时，可用于电解水制氢约200万吨，未来随着可再生能源规模的不断壮大，可再生能源制氢有望成为中国氢源供给的主要来源。

发展氢能源对于中国战略意义深远。氢能在能源、交通、工业、建筑等领域具有广阔的应用前景，尤其以燃料电池车为代表的交通领域是氢能初期应用的突破口与主要市场。中国汽车销量已经连续十年居全球第一，其中，新能源汽车销量占全球总销量的50%。工业和信息化部已经启动《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年)》编制工作，将以新能源汽车高质量发展为主线，探索新能源汽车与能源、交通、信启、通信等深度融合发展的新模式，研究产业化重点向燃料电池车拓展。在工业领域，中国钢铁、水泥、化工等产品产量连续多年居世界首位，氢气可为其提供高品质的燃料和原料。在建筑领域，氢气通过发电、直接燃烧、热电联产等形式为居民住宅或商业区提供电热水冷多联供。未来，随着碳减排压力的增大与氢气规模化应用成本的降低，氢能有望在建筑、工业能源领域取得突破性进展。

中国氢能与燃料电池技术基本具备产业化基础，政策持续推动行业发展。经过多年科技攻关，中国已掌握了部分氢能基础设施与一批燃料电池相关核心技术，制定出台了国家标准86项次，具备一定的产业装备及燃料电池整车的生产能力；中国燃料电池车经过多年研发积累，已形成自主特色的电-电混合技术路线，并经历规模示范运行。截至2018年底，累计入选工信部公告《新能源汽车推广应用推荐车型目录》的燃料电池车型接共计77款(剔除重复车型)，并在上海、广东、江苏、河北等地实现了小规模全产业链示范运营，为氢能大规模商业化运营奠定了良好的基础。2018年，中国氢能源及燃料电池产业战略创新联盟正式成立，成员单位涵盖氢能制取、储运、加氢基础设施建设、燃料电池研发及整车制造等产业链各环节头部企业，标志着中国氢能大规模商业化应用已经开启。

中国高度关注氢能及燃料电池产业发展。2011年以来，政府相继发布《“十三五”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)》《中国制造2025》等顶层规划，鼓励并引导氢能及燃料电池技术研发。此外，全国各地区也纷纷出台相关政策鼓励氢能及燃料电池的发展。

氢能主要下游应用领域：氢能目前最广泛应用与交通领域，储能、军事等领域具备多种应用场景。作为清洁能源，氢能被列为人类能源危机和环境污染的终极解决方案，其产业化应用也进入高速发展阶段。目前，应用最为广泛的领域为燃料电池汽车领域，丰田、本田、现代等著名车企都推出了各自的燃料电池汽车。随各国环保要求的不断提高，氢能利用由最初的燃料电池汽车逐渐向其他交通领域扩展，燃料电池船舶、燃料电池无人机也成为发展重点，德国、美国、日本、韩国等国家均较为重视氢能在交通领域的产业化进程。此外，氢能也可用于家用电站、军事领域、便携电器等领域，应用场景较为广泛，具有较大发展前景。

产业链现状：

（1）上游制造业：我国的制氢工业以引进技术为主，技术相对成熟，与发达国家的差距不大。当前，氢的制取技术主要有三种比较成熟的路线：一是以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产提纯制氢；三是以电解水制氢为代表的可再生能源制氢。其他技术路线，如生物质直接制氢和光解水制氢等目前产收率较低，仍处于实验和开发阶段，尚未达到规模制氢要求。

化石能源重整制氢：煤制氢技术成熟，价格相对较低，是目前主要的化石能源重整制氢方式。煤制氢通过气化技术将煤炭转化为合成气，经过水煤气变换分离处理来提取高纯度的氢气。煤制氢技术路线可以大规模稳定制氢，成熟高效。原料煤作为最主要的消耗原料，约占煤制氢总成本的50%。以成本最低的煤气化制氢技术为例，每小时产能54万方合成气的装置，在原料煤（6000大卡，含碳量80%以上）价格600元/吨的情况下，制氢成本约8.85元/千克。结合尚处在探索示范阶段的碳补集与封存（CCS）技术以控制化石能源重整制氢的碳排放，按照煤制氢路线单位氢气生成二氧化碳的平均比例计算，增加CCS后以上设定条件下的没制氢成本约为15.85元/千克。今后，随着国内CCS技术的进一步开发，煤制氢此方面成本将下降。

天然气制氢受制于原料资源，在我国尚未大规模发展。天然气制氢技术中，国外采取的主流方法为蒸汽重整制氢。天然气作为原料占制氢成本比重达70%以上，因此天然气价格是决定此技术路线下制氢价格的重要因素。天然气制氢平均成本高于煤气化制氢，再加上中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋特点，仅有少数地区可以探索开展。

工业副产提纯制氢：工业废气等副产供给充足，为氢能发展拓宽来源。工业副产提纯制氢包括焦炉煤气中氢的回收利用、甲醇及合成氨工业、丙烷脱氢（PDH）项目制氢、氯碱厂回收副产氢制氢等。对工业副产中的氢进行提纯，不仅可以提高资源利用效率，实现经济效益，又能起到降低污染、改善环境的效果。

中国作为世界上最大的焦炭生产国，生产焦炭产生的焦炉煤气约350-450立方米/吨，而焦炉煤气中氢气含量达54%-59%，利用变压吸附（PSA）技术可以制取高纯度氢。焦炉煤气制氢成本较低，目前为11元/千克左右。中国烧碱年产量基本在3,000万-3,500万吨之间，其产生的副产氢气75-87.5万吨约有40%能剩余，合计约28-34万吨。甲醇及合成氨工业、PDH项目的合成气含氢量达60%-95%，通过纯化技术可制取满足燃料电池应用的氢气。中国目前的甲醇产能约为8,351万吨/年，甲醇驰放气含氢气数十亿立方米；合成氨产能约1.5亿吨/年，合成氨驰放气可回收氢气约100万吨/年。中国PDH项目目前副产含氢量约37万吨/年。

当前工业副产提纯制氢的提纯成本为0.3-0.6元/千克，加副产气体成本的综合制氢成本在10-16元/千克之间。工业副产提纯制氢能够提供百万吨级氢气供应，能为氢能产业发展初期提供相对低成本、分布式氢源。

可再生能源制氢：引领制氢行业未来方向，除电解水技术外其他处于起步阶段。可再生能源制氢技术路线目前主要是电解水制氢，电解水制氢技术主要有：碱性水电解槽（AE）技术，最为成熟，国内单台最大产气量为1,000立方米/小时；质子交换膜水电解槽（PEM）技术能效较高，国内单台最大产气量为50立方米/小时；固体氧化物水电解槽（SOE）采用水蒸气点解，能效最高，但尚处于实验阶段。

电解水制氢目前成本高，且火电占比高的供电环境下环保效果低下。电解水制氢成本主要来源于固定资产投资、电和固定生产运维这四项开支，其中电价高是造成电解水成本高的主要原因，电价占其总成本的70%以上。采用市电生产，制氢成本高达30-40元/千克。利用“谷电”电价，低于0.3元/千瓦时，电解水制氢成本接近传统石化能源制氢。且在火电占比较高的供电环境下，按中国电力平均碳强度计算，电解水制氢1千克的碳排放高达35.84千克，是化石能源重整制氢单位碳排放的3-4倍。若使用富余的可再生能源电力(水电、风电、太阳能等)的边际成本较低，制取氢气的成本会更加低廉，同时也能实现可持续，并将二氧化碳排放量大幅降低。

供电结构转变与政策支持促进可再生能源制氢发挥效率、环保双重效能。未来，可再生能源制氢具有巨大的发展潜力。国家发展和改革委员会与国家能源局先后发文，支持高效利用廉价且丰富的可再生能源制氢。四川、广东等地对电解水制氢给予政策支持，将其最高电价分别限定为0.3元/千瓦时和0.26元/千瓦时。伴随技术发展、规模化效应，都会使此技术路线成本下降。

目前，中国的氢能市场还处于发展初期，三种制氢路线并举，结合不同技术路线制氢的产能、经济性和环保性角度，不同地区需要依据资源禀赋、科技及成本等条件进行选择。整体而言，氢气供给充足，来源由由化石能源向可再生能源过渡。预计2030年左右，可再生能源电解水将成为有效供氢主体，积极推动生物制氢和太阳能光解水制氢技术发展；2050年左右中国能源结构从传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局，会推动可再生能源电解水制氢占比大幅提升，煤制氢结合CCS技术、生物制氢和太阳能光解水制氢等技术将会成为氢能源供给的重要补充。

--高压氢罐储氢：氢的储存要求安全、高效、低成本、便捷，主要技术指标有容量、加注便捷性、耐久性等。当前，氢的储存主要由气态储氢、液态储氢和固体储氢三种形式。高压气态储氢是最广泛的应用形式，低温液态储氢主要在航天等领域得到应用，有机液态储氢和固态储氢尚处于示范阶段。

高压气态储氢占比最高，技术成熟，成本有望迅速下降。高压气态储氢是现阶段的主要储氢方式，其容器结构简单、充放氢速度快，分为高压氢瓶和高压容器两大类。最为成熟且成本较低的技术是钢制氢瓶和钢制压力容器。20MPa钢制氢瓶已经在工业中广泛应用，且与45MPa钢制氢瓶、98MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站。碳纤维缠绕高压氢瓶为车载储氢提供了方案。目前70MPa碳纤维缠绕IV型瓶已是国外燃料电池乘用车车载储氢的主流技术，我国燃料电池商用车载储氢方式以35MPa碳纤维缠绕III型瓶为主，70MPa碳纤维缠绕III型瓶也已少量用于我国燃料电池乘用车中。接近全球领先水平。70Mpa的储氢罐的制备现在是我国高压气态储氢面临的主要难题，125kg的储氢系统价格上万元，若能实现技术突破实现量产，其成本将迅速下降。

液态储氢投入与损耗大，目前未投入商用。液态储氢可分为低温液态储氢和有机液体储氢，具有储氢密度高等优势。低温液态储氢的储氢密度可达70.6kg/m³，但液氢装置一次性投入较大，液化的过程中存在较高能耗，储存过程中的蒸发会产生一定损耗，每天1%-2%的挥发，而汽油每月只损失1%，因此目前极不经济，在我国仅用于航天工程等领域，民用领域尚未出台相关标准。有机液体储氢其产生的氢化物性能稳定，安全性高，但存在脱氢效率较低、反应温度较高、催化剂易被中间产物毒化等使用问题。目前国内已有燃料电池客车车载储氢示范应用。

我国固态储氢尚处示范阶段，克服技术问题将在燃料电池领域迅猛发展。固态储氢是最具潜力的储氢方式，能够克服高压气态、低温液态储氢方式的缺点，运输方便、储氢体积密度大、压力低、成本低、高安全性等特点使其特别适合应用于燃料电池汽车。但目前主流金属储氢材料重量储氢率低于3.8wt%，克服氢的吸放温度限制是实现更高效储氢的主要技术难题。目前国外固态储氢已经在燃料电池潜艇中得以商用，在分布式发电、风电制氢、规模储氢中得到示范应用，中国的固态储氢也在分布式发点中得以示范应用。

--短期长管拖车运氢：氢的输运按其形态分为气态运输、液态运输和固体运输，其中气态和液态是目前的主流运输方式。

高压气态运输短期长管拖车为主，加压与运力仍待提高。高压气态氢的运输有长管拖车和管道运输两种方式，根据氢气的输送距离、客户分布及使用要求等情况的不同，适用于不同场合。高压长管拖车目前是国内氢气近距离运输队主要方式，技术相对成熟，发展成长了一批储运氢相关企业。但当前与国内的技术和效率同国际领先水平存在一定的差距。国内20MPa长管拖车是最普遍的形式，单车运量约为300千克，而国外领先技术采用45MPa纤维缠绕高压氢瓶长管拖车运输，单车运量高达700千克。

液态氢运输在技术成熟地区广泛运用，我国民用尚处空白。液态氢运输适合远距离、运量大的应用场景，采用液氢运输方式能够减少车辆运输频率，提高加氢站的供应能力。目前美国、日本已大量投入使用液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一，我国目前尚无民用液氢运输的实践，以高压气态方式为主。

输氢管道建设尚有差距，管网结合势在必行。管道运输管道运输运行压力通常为1.0-4.0MPa，运量大、能耗低、边际成本低，是实现大规模、长距离气态氢运输的重要方式。管网建设一次性投入资金规模巨大，但长期看来是氢气运输发展的必然趋势。截至2019年，美国已有约2600公里的输氢管道，欧洲已有1598公里，而我国还停留在“百公里级“。输氢管网建设在初期可以积极探索掺氢天然气的方法，充分利用现有的能源运输管道设施。

目前，我国氢能储运将持续以长管拖车运输高压气态氢为主，以低温液态氢、管道运输方式为辅，协同发展。长期来看，车载储氢技术将采用更高密度和安全性的技术推动高压气态氢、液态氢的运输，氢气管网建设也将加速布局，实现不同细分市场和区域的协同发展。

加强基础设施配套加氢： 加氢的基础设施是燃料电池车应用的重要保障，也是氢能发展利用的关键环节。经过氢气压缩机增压的氢气存储于高压储氢罐，再通过氢气加注机为氢燃料电池加注氢气。乘用车在商业运行中氢气加注时间在3-5分钟之间。

据中金企信国际咨询公布的《2020-2026年中国氢能源市场调研及发展趋势预测报告》统计数据显示：加氢站的技术路线有站内制氢和外供氢两种，其中内制加氢站包括电解水制氢、天然气重整制氢等方式，降低运输费用的同时也增加了加氢站运营的难度。由于目前国内氢气按照危险品管理，所以尚未有商用的站内制氢加氢站。外供加氢站则是通过长管拖车、管道输送氢气、液氢运输后，在站内进行加压、存储和加注，运输成本相对更高。

国内加氢站加速建设，国产化加速氢能源成本下降。国内加氢站的建设成本较高，其中设备成本占到70%左右，单个加氢站投资成本在1,000万元以上，大幅高于传统加油站的建设成本，且设备的运营与维护、人工费用等都使得加注氢气的成本较高，在13-18元/千克左右。随着氢气加注量的不断增加以及同加油站、加气站的合建，单位氢气的加注成本将呈现下降趋势。同时，加氢设备亟需国产化，由目前核心设备依赖进口走向自主研发和量产化，将有力推动氢能源使用成本的下降及其普及。

根据规划，在2020年，中国将建成100座加氢站，日本建成160座加氢站，韩国建成80座加氢站，德国也预计达到100座加氢站的规模。截至2018年底我国加氢站共有23座，占全球加氢站的比例约为6.23%。其中加氢规模在500公斤以上的有9座，手续齐备的商用加氢站仅6座。这距离我国2020年建设100座加氢站的目标还有很大距离，同时也表明，未来加氢站建设进度会急剧增加，相关方面需求巨大，是可见的机会点。近年来，上海、江苏、广东、山东等省市发布氢能发展规划，着力加强对加氢站配套设备和建设运营按建设规模进行补贴。2019年3月，“推动充电、加氢等设施建设”增补进入《政府工作报告》。政策支持将有力推动加氢站建设，进一步明确加氢站审批流程，推动装备自主化，与燃料电池车协同发展。

质子交换膜电池：燃料电池是实现氢能源大规模普及的重要途径，在当前的商业应用中，质子交换膜燃料电池、熔融碳酸盐燃料电池和固体氧化物燃料电池是三种最主流的燃料电池技术路线。

质子交换膜燃料电池具有工作温度低、启动快、比功率高等优点，适用于交通和固定式电源领域，成为现阶段国内外主流的应用技术。熔融碳酸盐燃料电池的优点有工作温度较高，反应速度较快、不需贵金属催化剂、提高燃料有效利用率等，但也存在高温条件下液体电解质较难管理，长期腐蚀和渗漏现象严重等问题。其中小型电站可应用于通讯、气象电站和水面舰船、机车等的热电联供。固体氧化物燃料电池燃料适应性广、能量转换效率高、全固态、零污染、模块化组装，常在大型集中供电、中型分电、小型家用电热联供领域作为固定电站使用。

国内燃料电池产业链未全面布局，核心零部件技术仍待突破。质子交换膜燃料电池使用铂及其合金作为催化剂，其高昂的成本制约燃料电池的规模量产和商业化推广，我国尚处实验研究阶段。核心零件质子交换膜对性能要求高，开发生产难度大，现阶段主流产品多为美国、日本制造；气体扩散层极大影响燃料电池成本和性能，主流生产企业分布于日本、加拿大、德国等。其他部件，如金属双极板和电堆已在国内实现多企业布局。

我国电燃料电池多指标落后国际水平，技术进步亟待解决。中国的燃料电池技术研发和产业化集中于质子交换膜燃料电池和固体氧化物燃料电池两类。近年来在国家政策和重点项目支持下，燃料电池技术取得了既定的进步，初步掌握了燃料电池电堆与关键材料、动力系统与核心部件等核心技术，部分技术指标接近国际先进水平，但仍有许多关键技术指标较为落后，且工程化、产业化水平低，总体技术较日本、韩国等技术相对成熟的国家有一定差距。

就质子交换膜燃料电池而言，在燃料电池电堆领域，国内目前先进的水平下，在用额定功率等级为36kW/L，体积功率密度为1.8kW/L，耐久性为5000h，低温性能为-20℃，应用情况暂处百台级别；相比之下，国际一流水平的在用额定功率等级和体积功率密度分别为60-80kW/L、3.1kW/L，低温性能达到-30℃，应用达到数千台级别，各项指标显著优于国内水平。

在核心零部件领域，国内膜电极电流密度为1.5A/cm²，空压机为30kW级实车验证，储氢系统为35MPa-III型瓶组，金属双极板尚处于实验和试制阶段，石墨双极板小规模试用缺少耐久性和工程化验证，氢气循环泵尚处于技术空白，仅30kW级引射器可以实现量产；相比而言，国际较高水平则可以实现电流密度2.5A/cm²，完成空压机100kW级实车验证，使用70MPa-IV型瓶组，石墨双极板完成实车验证，金属双极板技术和100kW级燃料电池系统用氢气循环泵技术也已趋于成熟。

在关键原材料领域，我国目前的先进水平下，催化剂的铂载量约0.4g/kW，且只能进行小规模生产，质子交换膜和炭纸、炭布处于中试阶段，而国际先进水平下，催化剂的铂载量达0.2g/kW且技术成熟，且催化剂、质子交换膜、炭纸、炭布、密封剂等已经达到产品化、批量化生产阶段。固体氧化物燃料电池的电池电堆整体技术也与国外先进水平存在较大差距，单电池与电堆峰值功率密度较低、电堆发电效率较低、整体发电系统在性能和衰减率上与国际一流水平还有较大差距，未进行商业化推广。

燃料电池系统技术未来将会持续开发高功率系统产品，通过系统结构设计优化提高产品性能，通过策略优化提高差您寿命，优化零部件和提升规模化效应持续降低成本。这既是燃料电池系统技术未来的发展方向，也是努力追赶世界一流水平的必然要求。预期到2050年左右，平均制氢成本将不高于10元/千克，储氢密度达到6.5wt%，系统体积功率密度达到6.5kW/L，乘用车系统寿命超过10,000小时，商用车达到30,000小时，固定式电源寿命超过100,000小时，启动温度降至-40℃，系统成本降低至300元/kW。燃料电池的技术进步与成本下降依然任重而道远。

--政策前景：在氢能源发展初期阶段，中小企业参与居多。我国对氢能的研究与开发可追溯到20世纪60年代。2000年科技部启动973基础研究项目，内容为氢能的规模制备、储运和燃料电池的相关研究，该项目针对氢能领域的若干科学命题的核心技术开展基础性研究。2001年-2005年，国家科技部863电动汽车重大专项设立课题，以期在燃料电池、燃料电动发动机以及整车系统方面形成一套拥有自主知识产权的核心技术，最终开发成功燃料电池公交车和燃料电池轿车。早期的氢燃料电池行业发展以民企自发行为居多，资金、技术、人才积累有限。

2011年以来，政府相继发布《“十三五”战略性新兴企业发展规划》《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）》《中国制造2025》等顶层规划，鼓励并引导氢能及燃料电池技术研发。2012年，清华大学、同济大学、中科院大连物理化学研究所、上汽、一汽等发起成立中国燃料电池汽车技术创新战略联盟。2016年10月26日，在中国汽车工程学会年会上，国家强国战略咨询委员会、清华大学教授欧阳明高作为代表发布了备受关注的节能与新能源汽车技术路线图，其中燃料电池的规划如下：

近几年大央企不断加入，以与地方政府合作、发展城市氢能源产业为出发点，逐步将氢能源领域发展提上日程。进入2019年，广东、山西等10个省份将发展氢能写入政府工作报告，山东、浙江等省份陆续发布本地氢能产业发展规划。随着国有企业的进驻与发展，更多的会议和组织开始关注重视氢能源。我们认为，我国氢能的发展已经进入关键期，前期基础的产业化配套能力已经具备，现在需要的是加强氢能在各个领域的规模化应用，从而拉伸产业链配套能力，提高整个产业的成熟度。