2020年9月，習近平主席在第75屆聯合國大會明確提出我國力爭于2030年前實現二氧化碳排放達到峰值、2060年前實現碳中和。在2021年全國兩會上，碳達峰、碳中和被首次寫入政府工作報告。如何高質量實現碳達峰、碳中和目標，已成為中國未來一段時期內能源結構發展與轉型的必然要求。為了實現這一目標，能源的生產和消費環節均要走向綠色低碳的道路。

氫能將在全球能源新格局中扮演重要角色，其發展所帶來的科技創新、行業競爭和巨量投資機會是提高社會生產力和綜合國力的戰略支撐，已讓世界主要發達國家趨之若鶩。氫能在我國的碳中和路徑中也將扮演重要角色：氫能的利用可以實現大規模、高效可再生能源的消納；在不同行業和地區間進行能量再分配；充當能源緩沖載體提高能源系統韌性；降低交通運輸過程中的碳排放；降低工業用能領域的碳排放；代替焦炭用于冶金工業降低碳排放，降低建筑采暖的碳排放。

我國氫能源發展目前主要集中在氫燃料電池汽車及配套加氫站建設方向。2018年下半年以來，我國氫能產業發展熱情空前高漲，在氫燃料電池汽車領域的布局已初見成效。然而，作為一種二次能源，氫能的潛力卻遠不止于氫燃料電池汽車，利用氫能在電力、工業、熱力等領域構建未來低碳綜合能源體系已被證明擁有巨大潛力。

我國在氫能技術與產業發展方面開展了許多相關研究，但重點仍主要集中在制氫、儲氫技術及氫燃料電池汽車產業發展方面，對于如何更廣泛地利用氫能，以及氫能在改善我國能源結構方面如何發揮作用鮮見報道。因此，本文介紹了氫能在碳中和路徑中塑造未來能源結構方面發揮的重要作用，并對實現氫能高效利用的關鍵技術進行了分析。總結了歐洲、日本等國家利用氫能改善能源結構、提高新能源利用效率的思路以及案例，討論了氫能現階段的成本因素變化特征與趨勢。最后，分析了我國當前氫能發展的主要思路，并對未來一段時期我國氫能產業發展的前景提出了相關建議。

1、氫能在未來綠色能源結構中的作用

當前世界能源生產和消費結構正在全球碳排放量依舊加劇與可再生能源比例增加、多種新能源共存這2種趨勢的共同作用下形成新的未來能源體系。然而，新體系仍面臨許多挑戰，包括可再生能源裝機規模增加所帶來的波動性以及能源供需距離過長等問題。

氫能的價值在于可為各種關鍵性的能源挑戰提供應對策略，即為多種能源之間的物質與能量轉換提供解決方案，氫能在未來能源結構中的作用如圖1所示。《歐洲氫能路線圖》中對氫能價值的描述如下：首先，氫是當前交通、工業和建筑等碳排放大戶實現大規模脫碳的最現實選擇；其次，氫在可再生能源生產、運輸、消費過程中發揮著重要的系統性調節作用，可提供一種能靈活地跨領域、跨時間和跨地點的能源流通體系；最后，氫的利用方式更符合當前使用者的偏好和習慣。在未來能源系統中，氫具有替代煤炭、石油、天然氣等傳統化石能源的潛力。

圖1氫能在未來能源結構中的作用

根據各國氫能發展路線所描繪的圖景，在制氫方面，利用趨于成熟的PowertoGas(PtG)技術，將“棄風、棄光”等無法并網的可再生能源電解水制氫，以解決可再生能源的消納問題。在儲運方面，氫可通過管道、海上液化運輸、汽車等多種方式進行運輸，在減少電力基礎設施投資的條件下，解決了可再生能源的長期存儲與遠距離運輸問題。在氫能利用方面，由于與天然氣性質類似，氫可直接作為燃料，按照一定比例混入天然氣中進行混燒或在純氫燃氣輪機中直燃；也可利用氫的電化學性質，作為燃料電池的原料用于燃料電池汽車、分布式熱電聯產等。氫能可被廣泛利用已成為發達國家的一種普遍共識。

2、氫能的主要關鍵技術

將氫氣作為一種原料廣泛地應用于工業原料、直燃供能、家用燃料電池和燃料電池汽車等領域是氫能的主要使用與發展方向，相關技術近年來已取得了長足進步。然而，新興能源發展的核心就是實現低廉、高效的原料來源和儲運，氫能發展也面臨同樣的問題。因此，制氫與儲氫技術是氫氣得到高效利用的關鍵，是限制氫能大規模產業化發展的重要瓶頸，也成為目前氫能產業化發展的重點和難點之一。

2.1制氫關鍵技術

2.1.1氫源供應方式

氫氣的來源十分廣泛，主要的氫源供應方式有煤、天然氣等化石能源重整制氫、工業副產氫和電解水制氫，未來或具有規模化氫源供應潛力的其他方式還包括生物質制氫、光熱制氫、光電制氫及核能制氫等。目前來看，95%以上的氫氣來源于化石能源重整制氫及工業副產氫，其他來源的氫氣還非常有限，然而利用可再生能源電解水制氫，讓可再生能源通過“電–氫–電(或化工原料)”的方式將電力、交通、熱力和化工等領域耦合起來，實現“綠氫”的真正高效利用，才能發揮氫作為一種能源的真正作用。

可再生能源制氫的關鍵核心技術是高效的電解水制氫技術。電解水制氫就是在直流電的作用下，通過電化學過程將水分子解離為氫氣與氧氣，分別在陰、陽兩極析出。

陽極：H2O→1/2O2+2H++2e(1)

陰極：2H++2e→H2(2)

總反應：H2O→H2+1/2O2(3)

根據電解質系統的差別，可將電解水制氫分為堿性電解水、質子交換膜(PEM)電解水和固體氧化物電解水3種。三者的基本原理是一致的，即在氧化還原反應過程中，阻止電子的自由交換，而將電荷轉移過程分解為外電路的電子傳遞和內電路的離子傳遞，從而實現氫氣的產生和利用。但三者的電極材料和電解反應條件不同，其技術比較如表1所示。

表1 3種主要電解水制氫技術比較

2.1.2堿性電解水制氫

堿性液體電解水技術是以KOH、NaOH水溶液作為電解質，采用石棉布等作為隔膜，在直流電的作用下將水電解，生成氫氣和氧氣，反應溫度較低(60~80℃)。產出的氫氣純度約為99%，需要進行脫堿霧處理。堿性電解槽主要結構特征為液態電解質和多孔隔板，如圖2所示。堿性電解槽的最大工作電流密度小于400mA/cm2，效率通常在60%左右。

圖2堿性電解水制氫結構原理圖

堿性液體電解水于20世紀中期就實現了工業化。該技術較成熟，運行壽命可達15a。主要缺陷如下：1）在液體電解質體系中，所用的堿性電解液(如KOH)會與空氣中的CO2反應，形成在堿性條件下不溶的碳酸鹽(如K2CO3)，導致多孔的催化層發生阻塞，從而阻礙產物和反應物的傳遞，大大降低電解槽的性能；2）堿性液體電解質電解槽啟動準備時間長，負荷響應慢，還必須時刻保持電解池的陽極和陰極兩側上的壓力均衡，防止氫氧氣體穿過多孔的石棉膜混合，進而引起爆炸。因此，堿性液體電解質電解槽較難以與具有快速波動特性的可再生能源配合。

2.1.3PEM電解水制氫

PEM電解水又稱為固體聚合物電解質(solidpolymerelectrolyte，SPE)電解水，工作原理如圖3所示。水(2H2O)在陽極上產生水解反應，在電場和催化劑作用下，分裂成質子(4H+)、電子(4e)和氣態氧；4H+質子在電勢差的作用下，通過質子交換膜到達陰極；4e電子通過外部電路傳導，在陰極上產生4H++4e反應，析出氫氣(2H2)，實現氫氣和氧氣的分離；在陰極腔體內，隨著產氫量的增加，壓力逐漸增大，直至達到預定壓力。PEM電解槽的運行電流密度通常高于1A/cm2，至少是堿性電解水槽的4倍，具有效率高、氣體純度高、電流密度可調、能耗低、體積小，無堿液、綠色環保、安全可靠，以及可實現更高的產氣壓力等優點，被公認為是制氫領域極具發展前景的電解制氫技術之一。

圖3 PEM電解水制氫結構原理圖

典型的PEM水電解池主要部件包括陰陽極端板、陰陽極氣體擴散層、陰陽極催化層和質子交換膜等。其中：陰陽極端板起固定電解池組件，引導電的傳遞與水、氣分配等作用；陰陽極氣體擴散層起集流和促進氣液的傳遞等作用；陰陽極催化層的核心是由催化劑、電子傳導介質、質子傳導介質構成的三相界面，是電化學反應發生的核心場所；質子交換膜作為固體電解質，一般使用全氟磺酸膜，起到隔絕陰陽極生成氣、阻止電子傳遞的同時傳遞質子的作用。目前，常用的質子交換膜主要來自DuPont、AsahiGlass、AsahiChemicalIndustry、Tokuyama等公司。

PEM電解水對催化劑載體要求較高。理想的催化劑應具備高的比表面積與孔隙率、高的電子傳導率、良好的電催化性能、長期的機械與電化學穩定性、小的氣泡效應、高選擇性、便宜可用與無毒性等條件。滿足上述條件的催化劑主要是Ir、Ru等貴金屬/氧化物以及以它們為基的二元、三元合金/混合氧化物。因為Ir、Ru的價格昂貴且資源稀缺，而目前的PEM電解槽的Ir用量往往超過2mg/cm2，迫切需要減少IrO2在PEM水電解池中的用量。商業化的Pt基催化劑可直接用于PEM電解水陰極的析氫反應，現階段PEM電解水陰極的Pt載量為0.4~0.6mg/cm2。

盡管PEM電解水制氫技術與可再生能源耦合方面優勢明顯，但若要更好地滿足可再生能源應用的需求，也需要在以下方面進一步發展：1）提高PEM電解水制氫的功率，與大規模可再生能源消納的需求相匹配；2）提高電流密度和寬負荷變化工作能力，降低系統成本，實現可再生能源的高效消納，同時也便于輔助電網調峰，減輕電網負擔，提高能源使用效率；3）提高氣體輸出壓力，便于氣體儲存和輸送使用，減少后續的增壓設備需求，降低整體的能耗。

2.1.4固體氧化物電解水制氫

高溫固體氧化物電解電池(solidoxideelectrolysiscell，SOEC)即固體氧化物燃料電池(solidoxidefuelcell，SOFC)的逆反應。陰極材料一般采用Ni/YSZ多孔金屬陶瓷，陽極材料主要是鈣鈦礦氧化物材料，中間的電解質采用YSZ氧離子導體。混有少量氫氣的水蒸氣從陰極進入(混氫的目的是保證陰極的還原氣氛，防止陰極材料Ni被氧化)，在陰極發生電解反應，分解成H2和O2，O2在高溫環境下通過電解質層到達陽極，在陽極失去電子，生成O2。由于固體氧化物具有良好的熱穩定性和化學穩定性，整個系統在高溫下電解的電壓較低，致使能量消耗較少，系統制氫效率可以高達90%。然而，目前在技術方面，陽極與陰極材料在高溫高濕條件下的穩定性和電堆系統在長時間運行下衰減過快等問題仍亟待解決。因此，SOEC技術目前仍處于技術研發階段，在HELMETH等項目的支持下，德國的卡爾斯魯厄等地有一些小型示范項目。

2.2儲氫技術

與其他燃料相比，氫的質量能量密度大，但體積能量密度小(汽油的1/3000)，因此，構建氫儲能系統的一個大前提條件就是在較高體積能量密度下儲運氫氣。尤其當氫氣應用于交通領域時，還要求有較高的質量能量密度。

目前，氫氣的儲存方式主要有高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫、有機液體儲氫、多孔材料及金屬合金等物理類固態儲氫。對于氫氣的規模化儲存和運輸，盡管迄今已研發出多種技術和手段，但目前工業上最可行的仍只有高壓氣態儲氫和深冷液化儲氫。

高壓氣態儲氫是最普通、直接的儲氫方式，高壓容器內氫以氣態儲存，儲存量與壓力成正比。高壓儲氫技術商業一般選用可承受20MPa氫壓的儲氣鋼瓶，貯氫壓15MPa左右，因為氫氣密度較低而儲氫罐自身較重，氫的質量分數一般都少于3%。為了提高儲氫密度，研究人員研發出鋁內膽成型、高抗疲勞性能的碳纖維全纏繞高壓氫氣瓶，可耐受35~70MPa高壓，質量濃度為19~39g/L。豐田公司推出的Mirai氫燃料電池汽車儲氫系統采用的是聚酰胺連線外加輕質金屬的高壓儲氫罐，可承受70MPa高壓。

低溫液化儲氫是一種可實用化的儲氫方式，由于常溫常壓下液態氫的密度是氣態氫的845倍，因此低溫液化儲氫具有儲氫密度高、儲存容器體積小等優勢，其質量濃度約為70g/L，高于高壓氣態儲氫(70MPa下質量濃度約為39g/L)。但氫氣液化過程需要多級壓縮冷卻，氫氣溫度降低至20K，將消耗大量能量，液化消耗的能量約占氫能的30%。另外，為了避免液態氫蒸發損失，對液態氫儲存容器絕熱性能要求苛刻，需要具有良好絕熱性能的絕熱材料。低溫儲氫罐的設計制造及材料的選擇一直存在成本高昂的難題，導致液化過程和儲氫容器技術復雜，成本增加。低溫液化儲氫技術主要應用于軍事與航天領域，商業化研究與應用才剛剛開始，然而由于在大規模、長距離儲運方面的優勢，或將在未來與高壓氣態儲氫互補共存發展。

2.3氫氣輸送技術

2.3.1容器運輸

氫氣可以通過容器以壓縮氣體、液體或者存儲在氫化物的形式進行運輸。近距離的氫氣運輸主要采用長管拖車進行輸送。洲際間的氫氣運輸可利用船舶集裝箱液態運輸，類似于當今液化天然氣運輸。液氫的密度比天然氣要低很多，因此運輸成本更高。此外，氫的洲際運輸還存在其他安全問題，如容器泄漏，氫氣裝填和卸載時發生事故，船只碰撞等。

2.3.2管道運輸

氫氣運輸的另一個主要方式就是管道運輸。由于氫氣與天然氣性質相似，因此，氫氣在管道中運輸方式也與天然氣的極為類似。事實上，使用鋼材料、焊接工藝連接的管道運輸天然氣時，運輸壓力最高可達到8MPa，這同樣可以實現氫氣在管道中的運輸，且現今使用的檢驗方法足以控制氫氣的運輸風險與天然氣的運輸風險等級在同一水平。但是氫氣的管道運輸還要解決一些問題，如氫氣的擴散損失大約是天然氣的3倍，材料吸附氫氣后產生脆性，需要增加大量氣體監測儀器，需要安裝室外緊急放空設備等，這些都會使運輸過程中的成本增加。目前，氫氣運輸管道的造價約為63萬美元/km，天然氣管道的造價僅為25萬美元/km左右，氫氣管道的造價約為天然氣管道的2.5倍。

3歐洲氫能利用的思路與案例

《巴黎協定》制定了“將21世紀全球平均氣溫上升幅度控制在2℃以內，并將全球氣溫上升控制在前工業化時期水平之上1.5℃以內”的目標。為了達成此目標，歐盟需要大量增加可再生能源的發電量，并提高終端用戶的電氣化率。未來歐盟的風能和太陽能將占總發電量的30%~60%，電氣化率到2050年將提高至50%~65%。這就要求未來的能源供給系統在低碳化趨勢中能夠滿足不同行業領域的需求，能夠承受大規模可再生能源對電網平穩運行帶來的沖擊，還能夠高效地將能源從供應中心輸送到需求中心，而利用氫能來應對這些挑戰在歐洲已被公認為是最具可行性的解決方案。

根據歐盟的氫能利用方案，在制氫方面，主要通過PtG技術來最大限度地解決歐洲可再生能源利用和運輸問題。PtG技術即利用富余的可再生能源電解水，將電能轉化為氫氣，以化學能的形式實現可再生能源的利用與長期儲存。電解得到的氫氣可直接多樣化應用于交通運輸、工業利用或燃氣發電等領域，也可將氫氣混入天然氣管網后進行儲運，此外，還可將氫和二氧化碳相結合，轉化為甲烷后再輸入天然氣管網。歐盟的PtG技術與應用示意圖如圖4所示。

圖4 PtG技術與應用示意圖

歐洲可再生能源資源通常遠離需求中心，如北非或南歐的產能遠遠超過地區的能源需求，雖可通過遠距離輸電網將電力輸送到需求地區，但由于涉及各國的政策和規劃問題，成本高昂，難以實現。可再生能源就地轉化為氫氣后再進行運輸被認為是一種解決可再生能源遠距離運輸問題更可行的方法。

目前，全歐洲已有超過128個各類型PtG示范項目正在德國、英國、西班牙、荷蘭、丹麥等歐洲多地廣泛開展。此外，德國計劃于2022年建成一座100MW規模的PtG項目；歐洲能源宏偉計劃(100GW北海風電樞紐計劃)也將在樞紐人工島上配建PtG項目，2030年建成后將有約10000臺風力發電機組向電解制氫裝置供能。

除了氫能燃料電池汽車外，歐盟正在發展將氫氣混入歐洲天然氣管網中形成混合氣的技術。將混合氣通過天然氣管網直接輸送至居民用戶作為燃料，是歐洲氫能利用的主要發展方向之一。建筑物能耗占歐洲總能源消費的第二位，占二氧化碳總排放量的15%。為實現《巴黎協定》目標，該部分的碳排放量需在現有水平下降低57%。建筑節能有多種手段，但利用氫氣為天然氣“脫碳”在歐洲已被認為是在改造難度和成本效益上更具競爭力的方式。天然氣是歐洲建筑物供暖的最主要燃料，占所有家庭用能的42%。歐洲天然氣管網為大約9000萬家庭提供天然氣。

FCHJU研究表明：現有天然氣管道網絡可以容納最高20%氫氣的混合氣體(按體積計算)，且無需進行重大升級。同時，在儲氫方面同樣可以利用現有天然氣基礎設施和技術實現大規模的高效存儲。歐洲天然氣管網的存儲能力為360億m3，若按10%比例混合，則可儲存的氫能折合成電量高達100TW·h。

歐盟還籌劃將天然氣管道網絡升級改造成純氫的供氣管道系統。英國的示范研究表明：除了技術可行外，將天然氣管道升級為純氫供氣管道，單位投資成本只需100~120英鎊，而升級家庭熱泵系統以達到同樣降碳效果的單位投資成本為270~320英鎊。氫混合氣管道系統與純氫管道系統對比如表2所示。

表2氫混合氣管道與純氫管道對比

目前，歐洲的示范項目包括混入氫氣體積分數為20%的法國敦克爾刻GRHYD項目和英國HyDeploy項目。此外，H21LeedsCityGate項目計劃到2028年將英國利茲市建成一座使用100%氫燃料的城市。該項目作為英國將氫能源向全國推廣的示范項目，已完成將現有天然氣管網升級成100%氫氣管網的技術與經濟可行性研究。在FCHJU等組織的支持下，歐洲正在開展66個示范項目，涉及投資4.26億歐元。

4、日本氫能利用的思路與案例

日本電力系統以集中式發電為主，福島核事故暴露了現行體制的脆弱性。由于能源嚴重依賴海外供給、核電發展停滯等情況，日本能源自給率從2010年度的20%降至2016年度的8%左右。實現自給自足的分布式能源體系已成為日本能源轉型的方向。構建氫能供給系統在消費地就近使用，已被認為是一種有效、經濟、安全的途徑。特別是對自然災害頻發的日本來說，氫能的多種利用方式既適合分布式能源發展，也適用于大型集中發電，大大豐富了能源系統的靈活性。按照日本“氫能社會”國家戰略的目標，氫能最終將與電能、熱能一起構成新的二次能源供給結構，在整個社會得到普及和利用。日本《氫能源白皮書》預測：到2030年日本氫能將達到1萬億日元的市場規模，氫燃料發電量將占全國總發電量的5%。

與歐美等國類似，日本根據《氫能與燃料電池戰略路線圖》的規劃，也已正式開展PtG項目的示范驗證。其中“福島氫能源研究領域(FH2R)”項目，以建成全球最大的可再生能源制氫、儲氫、運氫和用氫的“氫能社會”示范基地和智能社區為目標，在福島縣浪江町建設運營10MW的水電解裝置。為了向全世界展示氫能發展成果，日本政府還斥資3.5億美元為東京奧運會修建地下輸送管道，將福島氫能直接輸入奧運村，使至少100輛氫燃料電池公交車以及訓練設施、運動員宿舍等6000余座奧運村建筑全部通過氫燃料供能。

日本對標歐盟和美國，為PtG系統設定了世界最高標準的技術指標與成本目標，包括2020年之前實現投資成本5萬日元/kW；2032年左右在日本可再生能源固定價格收購制度(FIT)下，正式進入發電交易市場的商用化目標等。

除了“福島”項目，日本還開展了氫氣直接燃燒發電技術的開發及示范。日本企業大林組和川崎重工于2018年4月在全球率先實現以100%氫氣作為1MW級燃氣輪機組的燃料，在測試期內即向神戶市中央區人工島PortLand內4個相鄰設施(神戶市醫療中心綜合醫院、神戶港島體育中心、神戶國際展覽館和港島污水處理廠)提供了功率為1.1MW的電能和2.8MW的熱能。在政府補助金支持下，企業按照市場價格向PortLand地區的酒店、會議中心等供能，目前能夠提供該地區電力和熱力年需求量的一半，不足的部分由關西電力公司進行補充。

為了實現氫能大規模發電，2018年起同樣在PortLand地區推進含20%氫的天然氣混合燃料的燃氣輪機混燒發電技術的實驗與示范，并開展500MW級燃氣輪機的詳細設計實驗。隨著降低NOx值、提高發電效率等技術難題的突破，將使氫氣大規模發電成為可能。

按照日本《氫能與燃料電池戰略路線圖》的目標，2030年氫能發電將實現商用化，發電成本低于17日元/(kW×h)，氫氣發電用量達到每年30萬t，發電容量相當于1GW；最終目標是發電成本低于12日元/(kW×h)，在考慮環境價值的情況下，與LNG火力發電保持同等競爭力，氫氣發電用量達到每年500萬~1000萬t，發電容量相當于15~30GW。

5、氫能成本分析

氫能若要作為一種新興能源被普遍接受，并在未來能源結構中占有一席之地，成本因素始終是起決定性作用的。在全球范圍內，氫產業鏈在現階段尚不成熟，特別是氫氣的使用價格較高，成本仍制約著氫能長期發展。以物流車這一國內氫燃料電池汽車的典型場景為例，選取當下熱門的2種氫燃料電池物流車型與傳統柴油物流車進行對比，2種氫燃料電池物流車型的最大載重為3t，而市場上載重3t的柴油物流車百千米耗油量大概在15L，2種氫燃料電池物流車的參數見表3。參考當前市場價格，假設0號柴油為6元/L，得出氫氣與柴油的使用成本交叉點。根據測算，使用成本交叉點應在30元/kg以下，即氫氣售價在此價格以下才能在市場上占據優勢，而目前國內加氫站售價為60~80元/kg。因此，如何降低氫氣供應成本是當下產業發展無法回避的問題。

表3 2種氫燃料電池物流車的參數

通過長期的跟蹤與研究，認為目前氫能產業的成本因素變化具有如下特征與趨勢：

1）全球范圍內氫能產業均仍處于示范推廣階段，對于氫能的成本及盈利性雖已有廣泛的討論，如多個國家提出了氫能發展成本指標，以及根據具體的示范項目進行了數據模型測算，但現實中缺少商業化運營的驗證。如國網甘肅能源互聯網示范項目，利用風能進行大規模電解水制氫，在項目方案經濟可行性評估中，建立制氫、加氫一體化項目的年收益模型進行分析，提出項目的盈虧平衡點為風電電價超過0.69元/(kW×h)和氫氣售價低于5.8元/m3(標準狀態下)時。類似項目的討論，其結論也不一而足，但如何在商業項目中通過商業模式、政府補貼等手段真正實現盈利仍然處于一個探索的過程。

2）在如何獲得廉價氫源方面，各地根據自身稟賦，因地制宜地獲取氫氣或將成為解決氫能成本問題的主要方式，氫氣的來源將迎來多元化發展。影響氫氣成本的變量較多，其中最突出的矛盾是如何平衡制氫方式和運氫距離，即制氫成本低的地方距離使用氫氣的地區卻較遠，如我國山西、山東、內蒙古等地利用豐富的煤資源制氫，西北地區利用較為便宜的光伏、風電資源制氫，西南地區利用水電資源制氫等，然而現階段均難以運到中東部地區。工業副產氫成本低廉，但運距超過200km時其成本優勢不復存在。這些問題是由氫氣本身性質和各地資源稟賦決定的，無法做出本質上的改變，因此，難以存在單一最優模式，而是需要因地制宜，實現多元化發展。可再生能源制氫在未來更具可持續性，但是一段時期內我國最現實的路徑選擇或許是，沿海地區主要是工業副產氫，內陸則是煤制氫與可再生能源制氫模式并存。大規模制氫企業與城市門站之間以管道方式運輸，城市內部或區域之間中短距離采用集裝管束(拖車)運輸，液氫槽罐車則在300km以上的遠距離發揮優勢。

6、我國氫能發展的趨勢及建議

近年來，氫能發展在我國已取得令人矚目的進展。2020年4月，國家能源局對外發布《中華人民共和國能源法(征求意見稿)》，其中在能源的定義中將氫能列入，國家統計局2020年起也將氫能納入能源統計，這表明從國家監管的角度已逐漸承認氫能是一種正式的能源并進行管理。

我國當前氫能發展方向主要集中在氫燃料電池汽車領域，從國家政策的支持方向來看，氫燃料電池汽車與純電動汽車或將共同形成我國新能源汽車未來發展的“雙輪并行”態勢。國內氫燃料電池汽車的發展路徑與電動車類似，遵循從公交車、物流車再到乘用車的路徑，此外重型卡車也是氫燃料電池汽車的重點發展方向。截至2020年底，我國氫燃料電池汽車累計銷量已超過7000輛，其中絕大部分為公交車和物流車。2020年10月由工信部指導、中國汽車工程學會組織編制的《節能與新能源汽車技術路線圖2.0》提出，到2035年燃料電池汽車保有量將達100萬輛左右。

從產業集聚的角度來看，氫能發展在現階段仍將由政策主導，2020年4月國家發改委等4部委聯合發布《關于完善新能源汽車推廣應用財政補貼政策的通知》，將原來面向全國的購置補貼方式調整為選擇有基礎、有積極性、有特色的城市或區域，重點圍繞關鍵零部件的技術攻關和產業化應用開展示范，采取“以獎代補”方式對示范城市給予獎勵。通過國家補貼+地方補貼共同推動的方式，我國氫能產業在經濟發達、基礎設施配套完備、政府支持意愿高的區域將贏得快速發展，現階段已逐步集聚形成長三角、珠三角、環渤海、川渝等四大產業集群區域。長三角率先發布的《長三角氫走廊建設發展規劃》指出，燃料電池汽車保有量預計到2021年將達到5000輛，到2025年將達到50000輛，到2030年將達到200000輛。《北京市氫燃料電池汽車產業發展規劃(2020—2025年)》提出目標：燃料電池汽車保有量2023年將達到3000輛，2025年超過1萬輛。

對于未來一段時期我國氫能產業發展的前景，提出以下建議：

1）建立健全的法規與政策體系。應盡早將氫能放在生態綠色生產和消費體系中進行立法，結束目前我國氫能政策依據主要還以國家層面的產業規劃政策和地方層面的試行規定為主的階段。明確國家行業主管部門，堅持政府引導，加強頂層設計，制定我國氫能發展的中長期目標。積極發揮國家規劃引導和政策激勵作用，鼓勵地方政府和企業結合自身優勢，科學制定政策和規劃。

2）應重視氫源供應及儲運的發展。可靠、低廉的氫源供應、儲運及加氫站運維已被認為是氫能產業大規模發展的限制性環節。為實現與氫能下游應用的協同發展，應根據各地區氫源及制氫方式的不同，因地制宜地發展多元化氫源供應及儲運，健全加氫站建設、規范審批管理制度，積極探索盈利模式，突破中國氫能發展瓶頸。

3）積極探索發展各類氫能利用方式。氫燃料電池汽車仍是我國氫能發展的重點，但實際上基于我國能源資源的稟賦特點、二氧化碳減排的壓力和可再生能源大規模接入的現實狀況等，氫能作為一種主要的二次能源載體有必要、也有潛力在實現碳中和目標過程中發揮更大的作用。因此，應借鑒歐洲、日本等技術領先國家在氫能發展方面的經驗，探索更多、更好的氫能利用方案。

7、結論

氫能作為一種二次能源在交通、電力、建筑、工業等領域均大有可為。特別是利用可再生能源電解水制氫后，將氫氣作為一種能源進行儲運與使用，能夠在滿足當前使用者偏好與習慣下，最大限度地實現可再生能源的跨地區、跨季節利用，以減少全球碳排放。

我國是能源需求大國，能源消費量保持增長的同時也面臨著嚴峻的低碳環保壓力。由于我國幅員廣闊，各地能源稟賦、供需關系也有很大差別，發展多元化的低碳能源體系既有必要也有需求空間，氫能將在其中扮演重要角色。當然，成本因素也是目前亟待解決的問題。

與歐洲、日本等技術領先國家的氫能發展路線相比，我國氫能的著眼點仍多局限于氫燃料電池汽車，PtG等其他氫能領域僅有張家口沽源、吉林白城等個別試點項目，因此，氫能發展目光應該更長遠，提前布局更廣闊的相關領域。此外，中國的氫能發展除了貢獻市場、促進產業投資外，更重要的是要掌握技術標準、參與國際規則制定，這樣才能在產業發展競爭中拔得頭籌。