氢能作为一种新型能源，有来源丰富、绿色低碳、灵活高效的特点。全球氢能应用进展显著，但氢能产业链较长，包括上游制氢、中游储运、下游终端应用等多个环节，所需技术相当复杂。想要吃到氢能这块市场蛋糕，我们还有很多难关需要跨越。

上游：制氢技术和成本制约

我国已具备一定的氢能工业基础，根据氢能产业大数据平台不完全统计，截至2022年6月，中国氢气产能超过4300万吨，位居全球之首。上游制氢技术主要包括三类：化石能源制氢、工业副产制氢、电解水制氢。

国内氢能生产以传统制氢工业为主，用煤、天然气等化石能源制得的氢气约占70%，但这种方法会伴生大量二氧化碳以及硫、磷等杂质。为控制制氢环节的碳排放，化石能源重整制氢需结合碳捕集与封存（CCUS）技术，但目前我国CCUS技术产业商业化仍在积极探索阶段。

其次，工业副产制氢约占30%，此办法能够实现氢气的高效利用，但制备规模受限于主产品制备规模，无法进行大规模集中化氢能供应。

被认为是未来最有发展潜力的绿色氢能供应方式——电解水制氢，仅占不到1%。电解水制氢主要有三种技术路线——碱性（AEC）、质子交换膜（PEM）和固体氧化物（SOEC）。

·碱性（AEC）

碱性电解技术是所有路线中最成熟的，也是成本最低的，但关键部件隔膜、电极、催化剂仍有很大的技术革新空间。制氢过程中，碱式电解槽的功率要维持在额定功率的 20%以上才能保证氢气的纯度，可再生能源发电一旦减少就会造成浪费，这也制约了AEC电解槽配合可再生能源制氢的应用前景。

·质子交换膜（PEM）

质子交换膜技术是电解水制氢的新兴技术，尚处于商业化早期阶段。其催化剂只能选用贵金属，且关键部件质子膜、双极板等依靠进口，成本很高。

·固体氧化物（SOEC）

此技术成熟度不高，电解槽需要选择稳定性高、持久性好、耐衰减的材料用于配合高温高湿的工作环境，这也阻碍了SOEC技术大规模推广运用。

中游：储存技术与加氢设施建设

作为氢能产业链的中游，氢气储运和加氢站连接了上游制氢与下游终端的运用。

氢气储存技术主要包括高压气态储氢、低温液态储氢和固态储氢，三种储运方式的成本都比较高，如何提高储运技术以保证能效性和安全性、如何降低储运成本是目前迫切需要解决的问题。

加氢站是氢能投入运用的关键一环，我国加氢站基础设施建设也面临土地审批困难、投资成本大、站内氢气储量较少、难以长期投运等问题。

下游：氢燃料电池系统的应用

氢能下游运用以交通、工业、建筑三足鼎立。其中，交通领域是目前氢能运用中，相对成熟的领域。据2060 年中国氢气需求结构预测，交通领域的氢能需求将达到60%。与交通领域紧密相关的氢燃料电池的技术创新便是重中之重了。

·交通领域

氢燃料电池系统的核心是燃料电池电堆，而燃料电池电堆则是氢能源汽车的核心。国内电堆的关键零部件与核心技术方面仍存在短板，例如电堆中的膜电极层三大关键材料：质子交换膜、催化剂和气体扩散层（碳纸），都依赖进口。因此，提高国产材料性能以满足高性能的使用需求，降低电堆成本是燃料电池汽车商业化的关键。

船舶相比氢燃料电池车，氢燃料电池船舶发展较慢。虽然国外船用氢燃料电池技术取得一定突破，但目前的氢燃料电池技术尚未达到大型远洋船舶对电池输出功率、续航里程以及使用寿命的要求，所以在应用上，氢燃料电池船舶多为客船，尚无远洋运输船舶或其他大型船舶的示范案例。另外，氢燃料电池船舶缺乏相关的标准规范，距离大规模应用仍有很长的路要走。

·工业领域

在工业领域，氢气作为化工原料，在炼油、炼钢等领域已有应用，如何用绿氢替代灰氢是下一步工业领域脱碳的关键问题。例如炼钢技术，传统的高炉炼铁会伴生大量的二氧化碳气体。而氢能炼钢则利用氢气替代一氧化碳做还原剂，其还原产物为水，无碳排放，绿色环保染。但氢气原料成本较焦炭更高，且对氢气存储要求高，我国普遍运用的高压气态储存技术难以满足大规模、长距离的要求，所以氢能炼钢的成本和技术仍有待提高。

·建筑领域

根据国家“十四五”重点研发计划安排，将对“氢进万家”社区氢能应用新模式进行探索。在建筑领域，氢气或将代替、掺入天然气燃烧供热，也可安排商业燃料电池热电联供设备。

目前，小型氢燃料电池热电联供系统目前已在欧美、日本实现商业化应用，国内还需提高相关技术，以适应燃料电池热电联供从电力、热管理到零部件的要求。再者，氢气的价格过高，发展氢燃料电池热电联供系统的成本较高。最后，国内的氢燃料电池热电联供系统还处于早期发展阶段，氢燃料电池热电联供不管是政策支持还是市场接纳度、人才储备都相对缺乏。

总结

发展氢能是实现“双碳”目标的必然选择，未来市场绿氢有着丰富的应用场景。氢能的大规模商业化推广是一个自上而下的过程，在这个过程中，需要政府的政策、到行业标准规范，再到关键技术突破的协同发力。我们相信在不久的将来，氢能产业能够高速扩展，氢能时代正在到来！