作为清洁无碳的二次能源，氢能在实现碳达峰、碳中和目标过程中发挥重要作用。全球氢能产业目前尚处于产业化起始阶段，我国制氢量占全球1/3，与美国、欧洲主要国家和日本形成多级竞争格局。我国“绿氢”前景广阔，有望实现快速赶超，在全球氢能产业竞争中抢占先机。

近几年，美洲、欧洲、亚洲、大洋洲的主要经济体竞相出台氢能战略，特别是新冠肺炎疫情下，纷纷将氢能作为推动经济绿色复苏、应对气候变化的重要抓手。中国双碳目标的提出，以及2020年财政部等五部委关于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发展积极性。2020年底，我国氢燃料电池汽车保有量超过7000辆，建成加氢站128座，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-储-运-加-用”的完整产业链，各地产业布局加速。长三角、珠三角、环渤海区域产业粗具规模，汇集多家氢能企业及研发机构，呈现集群化发展态势。

国家层面对氢能产业发展给予高度重视。《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》中，首次提出将氢能纳入能源体系管理。《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》等文件中，明确支持氢能及燃料电池关键技术装备研发和示范应用。2020年发布的《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》，提出突破氢燃料电池汽车应用支撑技术瓶颈。“十四五”规划和2035年远景目标纲要提出的“前瞻谋划未来产业”部分，氢能赫然在目。

氢能产业发展尚面临“六个不”

氢源不绿。煤制氢比重过高制约产业高质量发展。据测算，到2060年实现碳中和时，我国非化石能源消费占比须从目前不足16%提升至80%以上，非化石能源发电量需从目前的34%提升至90%左右，这意味着未来必须大幅降低化石能源消费。我国工业制氢产量每年大约3300万吨，大多作为工业原料利用。目前基本上是化石能源制氢，其中煤制氢占比最高，约为62%，技术也最为成熟，而可再生能源电解水制氢在氢气供应中占比不足1%。由于碳捕捉与封存（CCS）技术尚不成熟且成本偏高，近期无法与大规模煤制氢形成有效匹配，难以满足双碳要求。

创新不强。一方面，核心技术和关键材料尚未自主可控，部分环节存在“卡脖子”风险。燃料电池的催化剂、质子交换膜及碳纸等关键材料大都依赖进口；关键组件制备工艺亟须提升，氢气循环泵等与国外存在较大差距。另一方面，缺乏统筹，不少企业扎堆搞燃料电池核心技术研发，人才稀缺、资源分散、各自为战、重复建设和低效竞争现象比较突出。

成本不菲。核心关键技术依赖进口，导致全产业链成本高企，特别是氢气制取和存储成本高昂。光伏制氢综合成本虽能控制在每立方米1.5元，但仍显著高于煤制氢和天然气制氢。3.5吨氢燃料电池物流车制造成本达80万元，终端用氢成本达50元每千克，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。各地发展方向局限于燃料电池汽车，示范应用主要集中在以公交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。实际上，对于燃料电池技术路线更具优势的中重型卡车的示范运营尚未真正开展，而轨道交通、航空航天、分布式发电、热电联供等其他领域仍需全面挖掘氢能价值和潜力。

热度不减。一些地方政府把氢能产业作为重要的新动能培育，纷纷开展全产业链布局，缺乏对本地发展氢能产业比较优势的客观分析，呈现多点开花、无序竞争、发展过热之势。据《2020年氢应用发展白皮书》，截至2020年8月，我国氢能产业链相关企业数已达2196家，近5年氢能相关企业新增注册量增长457%。截至2021年5月，地方已出台氢能产业规划、实施方案及指导意见近百份，氢能产业扶持政策近40份，已建成（或规划）30余个氢能产业园区，规划的燃料电池、车、站数量远远超出市场容量，需警惕产能过剩风险。

工作人员在加氢站为氢能汽车提供保障蒲晓旭摄

政策不全。氢气的能源属性正在明确，氢能产业缺乏独立、完善的支持政策和具有可操作性的实施细则。产业标准体系不健全，氢能技术标准中关于氢品质、储运、加氢站和安全标准的内容较少，高精度氢气品质检测和高灵敏度氢气泄漏等重要测试装备欠缺，权威检测认证机构仍未出现。

深挖“氢潜力”，实现氢能产业国内大循环

根据产业发展现状和基础，预计“十四五”时期，我国氢能产业发展将以健全产业链和突破核心关键技术为主线，产业政策应服务主线，并围绕双碳目标，推动实现氢能与可再生能源融合发展。

一是完善政策体系，引导产业理性发展。强化规划引导作用，推动地方结合自身基础条件理性布局氢能产业，实现产业健康有序和集聚发展。推动完善氢能制、储、运、加、用标准体系，推进氢能产品检验检测和认证公共服务平台建设，推动氢能产品质量认证体系建设。在安全前提下布局产业发展，建立健全氢能安全监管制度和标准规范，强化全产业链重大安全风险全过程防控。

二是发挥新型举国体制优势，矫正分散研发弊病。全面提升基础研究、前沿技术和原始创新能力，通过产业联盟、创新平台等形式，组织产业链龙头企业进行联合攻关，集中突破关键核心技术。加大对氢能产业基础研发的财政资金投入，优先支持自主创新。组织科研力量攻克膜电极、双极板、碳纸、储氢设备装备、超高压压缩机等关键材料和核心技术，加快国产化进程，有效降低终端用氢成本。

三是以“绿氢”（由可再生能源、核能制取）为导向，推动氢能源和新能源耦合发展。我国可再生能源装机居全球第一，在“绿氢”供给上具有巨大潜力。随着可再生能源大规模推广，用电成本有望持续下降，从而进一步降低制氢成本。氢能兼具清洁二次能源与高效储能载体的双重角色，是实现可再生能源大规模跨季节储存、运输的最佳整体解决方案。一方面因地制宜，鼓励具备风、光、水等清洁能源优势的地区，优先发展制氢产业；另一方面，充分发挥氢在储能方面的优势，弥补电力瞬时消费、难以储存的短板，带动可再生能源规模化和高效利用。

四是鼓励氢能源就近消纳。由于氢气大规模储存、运输等技术瓶颈尚未得到突破，加上基础设施限制，氢能发展目前应以就近消纳为主。应加强统筹规划、区域联动，加大高载能企业向西部风、光资源集聚区布局力度，减少氢能长距离运输，同时引导有实力的大型企业带动实施氢能基础设施建设。

五是拓展形成多元应用场景。随着氢能在商用卡车、大巴车、无人机等领域持续渗透，并在铁路、航运、航空等重型应用场景实现新突破，氢能将助力社会经济发展和生活消费的绿色转型。在全球控制碳排放的背景下，氢能将被用于工业领域脱碳。“绿氢”为传统化工、炼钢产业绿色化、高端化发展提供了新思路。一个是代替“灰氢”（由化石燃料制取）作为原料应用在煤化工领域，降低甲醇、二甲醚等化工产品生产中的二氧化碳排放和煤炭消耗量，实现煤炭的清洁高效利用；另一个是与高端煤基新材料产业链有效融合，生产甲醇和烯烃等高端材料，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升，特别是风能、太阳能等可再生能源成本不断降低，使得“绿氢”前景广阔。在当前脱钩风险、断供风险存在的情况下，应更加注重健全国内产业链供应链，努力实现氢能产业国内大循环。更重要的是，要处理好国际合作和自主创新的关系，协调好自主创新进度与终端市场推广节奏，为自主技术创新迭代和应用推广留出空间。

注：本文作者为中国国际经济交流中心信息部副部长景春梅。