氢能作为一种清洁无碳的二次能源，在实现碳达峰和碳中和的目标中发挥着重要作用。目前，全球氢气工业仍处于工业化的初级阶段。我国制氢量占世界1/3，与美国、欧洲主要国家和日本形成多层次竞争格局。中国的“绿氢”前景广阔，有望在全球氢能产业竞争中迅速追赶、抢占先机。

美洲、欧洲、亚洲和大洋洲的主要经济体正在竞相引进氢能战略，特别是在新冠流行的情况下。中国双碳目标的提出以及财政部等五部委2020年燃料电池汽车示范应用政策的出台，进一步激发了国内氢能产业的积极性。到2020年底，中国将拥有7000多辆氢燃料电池汽车和128个加氢站，成为全球最大的燃料电池商用车生产国。目前，我国已基本形成“制造—仓储—运输—加工—使用”的完整产业链，各地产业布局加快。长三角、珠三角、环渤海地区产业规模较大，聚集了一批氢能企业和研发机构，呈现集群发展趋势。

国家高度重视氢能产业的发展《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》，首次提出将氢能纳入能源系统管理，《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》等文件明确支持氢能和燃料电池关键技术装备的研发和示范应用。2020年发布的《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》提出，要突破氢燃料电池汽车应用支撑技术瓶颈，在“十四五”规划和2035年中长期规划纲要提出的“前瞻谋划未来产业”部分，氢能脱颖而出。

一、氢能产业尚面临发展六个不

煤与氢的高比例制约了该行业的高质量发展。据测算，到2060年，我国非化石能源消费比重将从不足16%提高到80%以上，非化石能源发电能力将从34%提高到90%左右，这意味着未来化石能源消费必须大幅减少。我国工业制氢年产量约3300万吨，其中大部分用作工业原料。目前，制氢基本以化石能源为主，其中煤炭所占比例最高，约为62%，技术最为成熟，而利用可再生能源电解水制氢占供氢量不到1%。由于碳捕获与封存（CCS）技术尚不成熟，成本较高，无法与近期大规模煤制氢形成有效匹配，难以满足双碳需求。

创新不强。一方面，核心技术和关键材料没有得到独立控制，一些环节存在“卡脖子”风险。燃料电池催化剂、质子交换膜、碳纸等关键材料多为进口；关键部件的制备工艺有待改进，氢气循环泵与国外有较大差距。另一方面，由于缺乏统筹规划，很多企业一直在从事燃料电池核心技术的研发。人才紧缺、资源分散、单打独斗、重复建设、低效竞争现象突出。

它很贵，核心关键技术依赖进口，导致整个产业链成本高，尤其是制氢和储氢成本高。虽然光伏制氢综合成本可控制在1.5元/立方米，但仍明显高于煤炭和天然气。3.5t氢燃料电池物流车制造成本高达80万元，终端氢气成本高达50元/公斤。应用推广高度依赖政府补贴，商业化发展模式尚难建立。

场景不多。各地区的发展方向仅限于燃料电池汽车，示范应用主要集中在以客车为主要应用场景的交通领域，应用场景单一，产业同质化突出。事实上，在燃料电池技术路线上更具优势的中重型载货汽车示范运行尚未真正展开，而在轨道交通、航空航天、分布式发电、热电联产等其他领域，氢能的价值和潜力仍需充分挖掘。

热度不会减少。一些地方政府把氢能产业作为培育的重要新动力，纷纷进行全产业链布局，缺乏对地方氢能产业发展比较优势的客观分析，呈现多点开花、无序竞争、过热的趋势。《2020年氢应用发展白皮书》显示，截至2020年8月，我国氢能产业链相关企业已达2196家，氢能相关企业新登记近5年增长457%。截至2021年5月，各地已出台氢能产业规划、实施方案和指导意见近100项，出台氢能产业扶持政策近40项，建成（或规划）氢能产业园区30余家。计划中的燃料电池、车辆和加氢站数量远远超过市场容量，因此必须防范产能过剩的风险。

不完整的政策。氢能的能源属性正在明确，氢能产业缺乏独立完善的扶持政策和可操作的实施细则。行业标准体系不完善，氢能技术标准中氢质量、储运、加氢站、安全标准等内容较少，缺乏高精度氢质量检测、高灵敏度漏氢等重要检测设备，而权威的检测认证机构仍然没有出现。

二、深度挖掘“氢潜力”，实现国内氢能产业大循环

根据产业发展现状和基础，预计“十四五”期间我国氢能产业发展将以完善产业链、突破核心关键技术为重点。产业政策要服务主线，围绕双碳目标，推动氢能和可再生能源融合发展。

一是完善政策体系，引导产业合理发展。加强规划的引导作用，结合本地区的基本情况，促进本地区氢能产业的合理布局，实现产业健康、有序、集群发展。推动完善制氢、储存、运输、加工和利用标准体系，推进氢产品检验认证公共服务平台建设，推进氢产品质量认证体系建设。在安全的前提下，布局产业发展，建立健全氢能安全监管体系和标准，加强全产业链重大安全风险的全过程防控。

二是发挥国家新体制的优势，纠正分散研发的弊端。全面提升基础研究、前沿技术和原始创新能力，组织产业链龙头企业通过产业联盟和创新平台共同攻关，着力突破关键核心技术。加大对氢能产业基础研究开发的财政投入，优先发展自主创新。组织科研力量攻克膜电极、双极板、碳纸、储氢设备、超高压压缩机等关键材料和核心技术，加快国产化进程，有效降低终端制氢成本。

三是以“绿氢”（由可再生能源和核能生产）为导向，促进氢能与新能源的耦合发展。我国可再生能源装置居世界第一，在“绿氢”供应方面潜力巨大。随着可再生能源的大规模推广，电力成本有望继续下降，从而进一步降低制氢成本。氢能具有清洁二次能源和高效储能载体的双重作用。实现可再生能源跨季节大规模储运是最佳的整体解决方案。一方面，因地制宜，鼓励风、光、水等清洁能源优势地区优先发展制氢产业；另一方面，要充分发挥氢气在储能方面的优势，弥补瞬时耗电、储能困难的短板，推动可再生能源大规模高效利用。

第四，鼓励氢能就近消费。由于大规模储运氢气等技术瓶颈尚未突破，加上基础设施的制约，氢能的发展应以就近消费为主。加强统筹规划和区域联动，加大对西部风光能资源聚集区的高载能企业布局，减少氢能长途运输，引导有实力的大企业实施氢能基础设施建设。

五是拓展和形成多种应用场景。随着氢能在商用卡车、客车、无人机等领域的不断渗透，以及铁路、航运、航空等重型应用场景的新突破，氢能将有助于社会经济发展和生活消费的绿色转型。在全球碳排放控制的背景下，氢能将用于工业脱碳，“绿氢”为传统化工和炼钢工业的绿色高端发展提供了新思路。一是在煤化工领域替代“灰氢”（化石燃料制）为原料，减少甲醇、二甲醚等化工产品生产中二氧化碳排放和煤炭消耗，实现煤炭的清洁高效利用；二是与高端煤基新材料产业链有效整合，生产甲醇、烯烃等高端材料，实现可再生能源向高端化工新材料的转化。

六是完善产业链，参与全球氢能竞争。我国国内市场潜力巨大，自主创新能力不断提高，特别是风能、太阳能等可再生能源的成本不断降低，这使得“绿氢”的前景广阔。在脱钩风险和供应中断风险并存的现状下，应更加注重完善国内产业链供应链，努力实现氢能产业的国内循环。更重要的是，要处理好国际合作与自主创新的关系，协调好自主创新的进程和终端市场推广的节奏，为自主技术创新的迭代和应用推广留下空间。