2018年我国氢能产业现状分析

氢能是指氢在化学反应中所释放出的能量。氢能是零碳绿色的清洁能源，具有安全环保、能量密度大、转化效率高、储量丰富和使用范围广等特点，可实现从开发到利用全过程的零排放、零污染，被国际社会公认为21世纪的终极能源。氢能产业科技含量高、资本投入大、产业链长，带动的产业范围广，是推动我国能源结构调整、装备制造业转型升级和动力系统革命的战略性新兴产业。氢能可通过可再生能源制取并能够长期储存，是减少化石能源对外依赖和提升我国能源战略安全的重要手段。氢能可通过燃料电池转换为电能和热能，是未来分布式发电、热电联供、储能、新能源汽车等领域能源供给的主流方向之一。党的十九大报告提出推进能源生产和能源消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。发展氢能产业是实现这一战略目标的重要途径，是我国建设创新型国家、在新一轮能源革命和动力系统革命中高端装备制造业实现超越和引领的战略性机遇，也是发展生态文明、建设美丽中国的重要组成部分。

一、氢能产业链

氢能产业链包括氢能的生产、供应及综合利用等环节，以及氢能在制、储、运、用各环节涉及的产品的生产制造。当前，氢能产业链各环节已形成若干技术路线，各技术路线所处发展阶段也各不相同。对于技术路线选择的判断，主要考虑环境友好度、技术成熟度、效率和成本等方面。就现阶段而言，其上游的电解水制氢、中游的高压气态储氢和气氢拖车运输，以及下游的加氢站和燃料电池是将氢气作为能源生产和利用的主要路径。

（一）制氢

氢气不能经过长时间的聚集而天然存在，作为一种二次能源，其必须通过化学过程从存在于天然或合成化合物中的氢元素转化而来。传统的制氢方法主要有：化石燃料制氢，包括煤炭制氢、天然气制氢、石油制氢等；化工原料制氢，包括甲醇裂解、氨分解制氢；富氢气体制氢，包括合成氨生产尾气制氢、炼油厂回收富氢气体制氢、氯碱厂回收副产氢制氢、焦炉煤气中氢的回收利用等；电解水制氢，包括碱性电解水制氢、固体聚合物电解质（SPE）电解水制氢、固态氧化物电解质（SOEC）电解水制氢。当前，我国氢气主要用于化工领域，来源以煤、天然气及石油等化石燃料制氢为主，约占总产量的97%；电解水制氢约占总产量的3%。

制氢路线的选择主要取决于原料和制氢能量来源的清洁性、原料资源的可获得性、技术的成熟度及其经济合理性。在有富氢气源的区域，采用变压吸附等措施提纯氢气是很好的选择，其他地区则以煤气化制氢、天然气制氢和电解水制氢为主。随着全球环境污染问题日益突出，可再生能源得到飞速发展，电解水制氢成本的不断下降，使可再生能源发电+电解水制氢 被认为是未来制氢的主流技术。此外，生物质制氢、太阳能热化学制氢、光催化制氢等新型制氢方法在技术实现突破后也将会得到快速发展。

1.主要技术路线

煤气化制氢是以煤炭为还原剂、水蒸气为氧化剂，在高温下将炭转化为以H₂和CO为主的合成气，再经过煤气净化、CO转化以及H₂提纯等主要生产环节生产氢气。煤炭制氢技术成熟，已经商业化，具有成本优势（0.55～0.83元/m³），但是这种制氢方法过程繁琐、设备复杂，生产规模大，且要排放大量CO₂，不能真正实现氢能利用的无碳排放。我国煤炭资源相对丰富，煤气化制氢是我国目前主要的制氢方式之一。随着氢能应用市场的扩张，氢能需求量将大幅增长，煤气化制氢在相当长的时间内可成为氢能发展的供氢源保障。

天然气制氢包括天然气蒸汽重整制氢、天然气部分氧化重整制氢、天然气自热重整制氢和天然气（催化）裂解制氢。其中以天然气蒸汽重整制氢技术最为成熟且工业应用最广。天然气蒸汽重整制氢设备紧凑、单系列能力较大，综合成本略高于煤气化制氢（0.8～1.75元/m³），主要适用于大规模工业制氢，同时要排放大量CO₂，也不能真正实现氢能利用的无碳排放。此外，原料价格对天然气制氢成本的影响远大于煤气化制氢，有研究表明，天然气价格变化10%相当于煤炭价格变化23%左右。另外，我国天然气大量依赖进口，用这种制氢方法也无法解决能源安全问题，在“气荒”时有发生的情况下，难以保障持续运行。

电解水制氢就是利用电能来分解水获得氢气。电解水制氢技术的优点是工艺较简单，完全自动化，操作方便，其氢气产品纯度可达99.99%，并且由于其主要杂质是水和氧气，特别适合质子交换膜燃料电池等对CO含量要求极为严格的燃料电池使用。电解水制氢主要包括碱性、SPE和SOEC三种制氢技术。碱性电解水制氢技术早已发展成熟，SPE电解水制氢技术在国外已进入市场导入阶段，但其在国内与SOEC电解水技术一样，还都处于研发阶段。当前主要采用碱性电解水制氢和SPE电解水制氢两种方式。目前，SPE电解水制氢设备价格约为碱性电解水制氢设备价格的3～5倍，但相比碱性电解水制氢设备价格具有设备效率和安全性更高、气体纯度高、寿命长、生产过程污染较少、功率变化范围更宽等特点。利用可再生能源的波动电和富余电制氢，将电能转化成氢能储存起来并加以应用，是储能的技术选择之一，既有利于提高可再生能源的利用效率，又能为氢能应用提供成本相对较低的零碳氢源，是促进可再生能源和氢能协同发展的重要途径。SPE电解水技术是相对更适用于可再生能源电解水的技术。

生物质制氢主要包括生物质的发酵制氢、热解制氢和水解制氢等，其中，利用生物质厌氧发酵生产沼气制氢的技术成熟，具备产业化基础，而生物质热解制氢和水解制氢技术则尚处于中试阶段。由于生物质制氢的原料可再生、来源广泛、成本低廉，利用过程中不额外排放CO₂，成了近年来的研究热点。

太阳能制氢是指直接利用太阳的热能和光量制氢，包括太阳能热化学分解水制氢、太阳能光电化学过程制氢、光催化水解制氢等。其中，太阳能热化学分解水制氢利用的是太阳能的热能，将水直接在高温下加热分解产生氢气。光催化水解制氢利用的是太阳能的光量，其关键是光电催化材料研究和光催化体系构建。由于光催化制氢相比于光伏发电制氢节省一个环节，且光催化剂经过30多年的研究也取得了较大进展，由最初的只能吸收紫外线的半导体TiO₂发展到可吸收可见光的多种类型的催化剂，光催化制氢技术也被认为是当前应重点攻克的技术之一。

2.技术现状及趋势

综上所述，当前煤气化制氢、天然气制氢、电解水制氢等技术已成熟，并得到了商业化应用。煤气化制氢存在规模大、初始投资高、排放大量CO₂等问题，特别是含硫量较高，如果作为燃料电池的燃料使用需要进行高度脱硫（20ppb以下），抵消了煤炭制氢气的成本优势。天然气水蒸气重整制氢的初始投资较高，制氢综合成本稍高于煤气化制氢，主要受天然气原料价格和氢气分离精制压缩等装置规模的影响，不适用于每小时千方以下的制氢规模。生物质制氢、太阳能热化学制氢和太阳能光催化制氢等新型制氢方法则距离产业化较远，但未来具有发展前景。

与之相比，电解水制氢工艺简单，氢气纯度高，制氢规模灵活，尤其在当前大力发展可再生能源的情况下，大量“弃风”“弃水”“弃光”所产生的“弃电”消纳问题成了发展电解水制氢的有利条件，电解水制氢也成为我国电力行业削峰填谷及可再生能源储能的重要技术选择。尽管目前SPE电解水制氢设备价格高昂，是碱性电解水制氢设备的3～5倍，但由于其生产的气体纯度高、对负荷变化响应速度更快、调峰作用更强等原因，在规模化使其降低成本后，在电解水制氢领域更具市场前景。

（二）储氢

氢气规模化储存的经济性和可靠性是氢能利用的关键环节。储氢的主要功能是将制氢装置生产的氢气大规模储存起来，为用氢端提供清洁、干燥的氢气，其方式多样，主要包括压缩气态储氢、液态储氢、固态金属储氢及尚处于研发阶段的有机液体储氢等。

1.主要技术路线

压缩储氢是将不同压力的氢气充装在储氢容器中，具有容器结构简单、能耗较低、充放速度快等优点，是目前氢气储存的主要方式。储氢容器根据氢气压力级别，可分为低压、中压和高压储罐。其中，低压储罐一般用于就地大规模存储，常见的为15MPa低压储罐，储氢质量比为1.2%；中压储罐通常储存压力为16～45MPa，可用于加氢站的固定式储氢或其他对空间要求比较苛刻的场合；国内高压储罐最高设计压力为98MPa，主要用于加氢站的固定式储氢，已有单位研发了钢带缠绕式压力容器，并已形成标准。对于车载储氢储罐来说，目前常用的储氢罐压力为35MPa和70MPa。国际上70MPa车载储氢技术成熟，已被应用于乘用车；国内因技术问题目前还普遍使用35MPa车载储氢罐。

液态储氢是将氢气压缩后深冷到20.43K以下使之液化成液态，然后存入特制的绝热真空容器中保存。液态储氢的优点是体积储氢密度高，为常温、常压下气态氢的800多倍，可达70kg/m³，在长距离运输时经济性更好且易扩容，但液化过程能耗高，折合每千克氢气耗电约13kW·h，且外部侵入热量会造成每天约1%的蒸发气化损失。尽管液态储氢已经成熟应用于航空航天领域，且在国外一些加氢站项目中也有涉及，但由于液氢运输政策限制在国内工业应用中仍不多见。目前，美国、俄罗斯分别制造出了容积达3200m³、1400m³的液氢球罐；我国张家港中集圣达因低温装备有限公司也已制造出容积300m³的液氢圆柱形储罐。

固态金属储氢是一种以金属与氢反应生成金属氢化物而将氢储存和固定的技术，优点是单位体积储氢密度高、储氢压力低、结构紧凑、安全性好、氢气纯度高、可长期储存，缺点在于附带设备多、重量储氢密度低、放氢温度高和吸放氢速度慢以及储氢材料需要使用稀土材料等贵重金属，价格昂贵等。欧盟已研制出储氢量高达1t的固态储氢容器，而北京有色金属研究总院研制的500Nm³的金属氢化物储氢罐，储氢量为580m³，体积储氢密度超过56kg/m³。

有机液体储氢是借助某些烯烃、炔烃或芳香烃等储氢剂和H₂的一对可逆反应实现加氢和脱氢。有机液体储氢储氢密度高，同时运输方便，原则上可同汽油一样在常温常压下储存和运输，具有直接利用现有汽油输送方式和加油站结构的优势。然而，其脱氢过程中需要能量，且可能发生的积炭失活、气体杂质以及脱氢催化剂的性能和成本的问题还有待研究。受原料来源和材料成本的影响，国外普遍采用甲基环己烷-甲苯路线，作为海上大规模运输氢气的手段开始实验。

2.技术现状及趋势

综上所述，高压气态储氢技术具有成熟度高、常温工作、成本较低等优点，是目前大规模固定式储氢的首选方法。液态储氢技术储存密度高，国际上技术已成熟，但当前阶段操作较复杂、液化成本高、存在蒸发气化损失等问题，目前主要用于航天领域。固态金属储氢安全性好，但吸放氢速度受多种因素影响，动力学问题需要深入分析。甲基环己烷有机液体储氢等作为海上大规模运输氢气手段在国外开始进入实验示范阶段。

不同储氢技术都有其适用的应用场景。目前，大、中规模的固定式压缩气体储氢技术正朝着大容积、高压力、轻重量的方向发展。美国能源部和日本新能源和产业技术综合开发机构（NEDO）对不同压力储氢成本下降指标提出了要求，国内外研究机构和厂商正在攻克更高压力储罐的批量制造问题，预计届时储氢成本会进一步降低，性能也会得到相应提升。

（三）运氢

根据氢气储存方式及用户使用方式的不同，氢气运输主要分为气氢拖车运输、液氢运输、气氢管道运输和掺氢天然气管道运输。

1.主要技术路线

气氢长管拖车由车头和管束拖车组成，氢气被充装在大容积无缝钢瓶中，压力通常为20MPa和25MPa，单车运输量一般在500kg左右。美国Hexagon Lincoln公司研制的54MPa气瓶拖车，采用纤维缠绕高压氢瓶，单车运输量可达720～1350kg。当拖车到达加氢站后，车头和管束拖车分离，管束可用作站上的低压储氢容器。目前，国内加氢站的外进氢气均采用气氢拖车进行运输。由于气氢拖车装运的氢气重量只占运输总重的1%～2%，比较适用于运输距离不太远，输送量不大、氢气日用量为吨级或以下的用户。

液氢运输是将液氢装在压力通常为0.6MPa的专用低温绝热槽罐内，利用载货汽车、机车和船舶进行运输。货车罐车可运输约100m³的液氢，铁路罐车的液氢储量可达200m³。液氢在运输过程中涉及的耗能设备很少，能耗主要在液化储存过程中。我国已成功研制出100m³液氢运输及加注铁路罐车；美国国家航空航天局（NASA）则建造了液氢储量为70t的大型专用驳船。液氢运输适合进行长距离，且运氢量相对较大的输送。对于货车罐车的运输，经济半径在200km以上。但由于国内相关的法规标准欠缺，国内暂时没有液氢货车罐车。

气氢管道运输是指制氢厂通过中压压缩机将氢气压缩后直接通过管道输送至用户。目前，输氢管线一般为无缝钢管，运行压力为1.0～4.0MPa，直径为250～500mm。我国最长的输氢管线为“巴陵-长岭”氢气管道，全长约42km，管径500mm，压力4.0MPa。国外气氢管道输送相对成熟，欧洲大约有1500km的输氢管道，美国的氢气管道超过2400km。气氢管道运输适用于大量、长距离的氢气运输，尽管其造价较高，但随着氢能产业的迅猛发展，新建气氢管网可以满足巨大的用氢需求，是运氢领域的发展趋势之一。

掺氢天然气管道运输是指将氢气以一定比例掺入天然气，利用现有天然气管网进行输送。针对不同组分的天然气及其管网，在掺氢前必须进行适应性评估，有研究表明氢气的可混入体积分数可在17%～23%。欧洲率先开展了可再生能源制氢并掺入天然气管网运输的商业运营示范，美国也有不少掺氢天然气管道输送范例，而我国的掺氢天然气管道运输还处于研究阶段。利用现有天然气输送网络可能是未来解决大规模可再生能源消纳问题的有效途径。

2.技术现状及趋势

综上所述，根据用氢量和距离远近等实际情况，选择安全性高、监管完备、成本较低的气氢拖车和液氢运输完全可以满足现阶段的运输要求，其中，气氢拖车运输已成为当前最成熟、商业应用最广的运氢方式。随着氢能应用的推广，加氢站等设施的用氢规模和氢运输半径进一步扩大，液氢运输相比气氢拖车运输的成本优势将更大，并将获得广泛的应用。而构建专用输氢管网能够方便、快捷、低成本的获取氢气，是氢能社会发展的必然趋势。在氢气管网建设之前，利用现有天然气输送网络输送氢气作为过渡，是大规模消纳可再生能源的途径之一。

（四）加氢站

加氢站是为燃料电池车辆及其他氢能利用装置提供氢源的重要基础设施。一个完整的加氢站由氢气制造系统、氢气压缩系统、氢气储存系统和加注系统组成。根据加氢站的建造形式可将其分为固定式和移动式；根据氢气制造系统是否设置在加氢站内，可将固定式加氢站分为制加氢一体站和外供氢加氢站。

1.主要技术路线

移动式加氢站是将制氢、压缩、储氢及加氢设备集成到载重汽车上。一座典型的移动加氢站由牵引车、半挂车、撬装式加氢系统、氢气集装格或管束车组成。较之固定式加氢站，移动加氢站更机动灵活，服务半径更大，覆盖范围更广，示范效应更强，且采用模块化设计，拆装方便，适合无电力供应的野外场合作业。但受限于半挂车的空间和载重能力，其加注能力较弱。

制加氢一体站的制氢系统设置在站内，制得的氢气可根据需要采用高压气氢或液氢的形式进行储存，后者除可以为燃料电池车辆提供气氢加注外，还能直接进行液氢加注。目前制加氢一体站多采用水电解制氢装置，可利用谷电和可再生能源制氢，有利于电力负荷均衡化和消纳弃电。制加氢一体站可因地制宜，不受运输条件限制，氢源可靠，规模可大可小，若电力来源合适，制氢成本也不高，适用性较广。

外供氢加氢站则采用气氢拖车或液氢罐车将氢气运至加氢站。其中，气氢拖车的储氢瓶组卸下后既可通过压缩机将氢气存入高压储罐，也可直接与加氢机相连，作为燃料电池汽车的一级加注设备。外供氢加氢站系统简单，易于维护，设备投资相对较低，但受限于运输半径和运氢频率，对于长距运输和加氢量大的情况而言成本偏高。

2.技术现状及趋势

纵观国际上各国加氢站的发展和建设情况，加氢站建设呈现以下几方面趋势：一是加注压力从35MPa提高到70MPa，70MPa的加注压力对加氢站超高压氢气的储存、压缩、加注都提出了更高的要求，国内相关技术设备、控制策略和标准法规等尚处于开发、实证和示范推广阶段；二是建站方式由单一加氢站向加氢加油（气）等合建站发展。加氢站建设面临的一个现实问题是选址困难、建设成本高。研究表明，加氢站的安全等级与加油（天然气）站处于同一水平，因此将加氢站与加油（气）站合建是较好的解决方案；三是在土地资源紧缺地区，可考虑建设液氢存储加氢站，以减少加氢站用地面积；四是逐步向网络化发展，随着燃料电池车的快速发展，对大规模氢基础配套设施的需求也越来越迫切，美、德、日等发达国家都制订了燃料电池汽车和氢能利用基础设施的发展路线图和实施计划，正从初期的高速公路或小型加氢网络逐步向着更大的网络和更广的地域扩展。

（五）用氢

如图1所示，氢能可以作为化工原料，也可以作为纯氢或混氢燃料直接燃烧使用，或通过燃料电池加以利用。氢气作为燃料，可以与天然气掺混用于工业燃烧炉、民用炉具或燃气车辆。随着燃料电池技术的迅速发展，燃料电池将成为氢气作为能源应用的主要途径。氢能通过燃料电池转换为电能和热能，可被应用于氢能交通、氢分布式供能、军事等领域。

氢能可利用可再生能源发电电解水制得，通过车辆或者管道运输至储氢设施或加氢设施，由储氢设施直接为应用端供氢。

1.主要应用场景

（1）交通运输

在氢能交通领域，燃料电池可代替传统燃油发动机被用作汽车、船舶、飞机等交通工具的动力系统。氢能可通过终端加氢设施，作为燃料供给氢燃料电池车辆使用。燃料电池运行振动小、噪声低、温度低、无污染和能量密度高，特别适合于要求环境友好、运行稳定、输出功率高和续航距离长的交通运输场景。

其中，燃料电池叉车因充电次数少，电池不需反复拆装，车辆使用效率高，在低温下的性能稳定，目前已经应用于一些大型零售和物流企业的仓库。燃料电池汽车因其对环境友好无污染、续驶里程长，能够适应低温工作环境，成为传统燃油汽车的理想替代品。国外的丰田汽车的Mirai乘用车已经于2014年实现商业化，燃料电池功率114kW，电堆比功率达到3.1kW/L，续驶距离650km（JC08），充氢气时间3min，售价720万日元（合人民币42万元），均与同级别电动车指标相当或者超越，到目前为止累计销售已经接近10000辆。本田汽车和现代汽车也推出了商业租赁的燃料电池乘用车。而在国内，大中型客车和货车是目前我国推广燃料电池车辆的主要方向，已在北京奥运会、上海世博会、广州亚运会及深圳大运会期间开展了相关示范，国内多个城市也开展了燃料电池公交和物流用车的示范。氢燃料电池船舶也具有续驶里程长、环保无污染的优点，国外目前已有少量的氢燃料电池动力的船舶示范项目，国内也有企业开始了船用燃料电池的产业布局。氢燃料电池无人机具有运行平稳、留空时间长等优点，适合于侦察、勘测等用途的专业级无人机，在国内已初步商业化。用于载人飞机的氢燃料电池开发也获得了国内外商用飞机制造企业的关注，目前正在研究论证阶段。然而，燃料电池成本以及加氢设施的建设问题等仍是制约燃料电池交通运输发展的主要因素。

（2）氢分布式供能

氢能可通过燃料电池转换为电能和热能，为工业和民用用户提供电、热、气，实现三联供。氢燃料电池具有使用规模灵活、能量转化效率高等特点，适合不同规模的固定式、移动式供能场景。氢燃料电池固定式发电装置使用氢气作为燃料，不依赖电网，适合于有持续用电需求且对电力品质要求较高的商业设施以及远离大电网的用电设施。氢燃料电池移动电源储能密度高，适合为各种移动设备提供能源，比如离线充电器、灯塔、传感器、监控设备、石油天然气管道设备和铁路信号灯等。

近年来，以燃料电池为主的分布式供能已在欧美日韩等发达国家和地区开始初步商业化。其中，日本的家用燃料电池发展领先于世界。家用燃料电池热电联供系统的安装包括离网和并网安装，前者为避免受负载波动的影响，使得系统的复杂性和价格提高，而后者可在用电高峰阶段实现电网补充供电，当用电量较少时可向电网输入多余电量。此外，燃料电池在工业生产领域的应用正在开发中，美国能源部资助项目“FutureGen”中，SOFC与热机的300kW级工程示范装置发电效率达52%，热电联供后效率可达到80%以上。在我国，国家能源局于2014年4月下发豁免部分发电项目电力业务许可证的通知，为分布式能源和清洁能源的发展创造了相对宽松的环境，可有效推动国内燃料电池分布式供能的发展，但其仍面临着如何提高耐久性和降低成本的难题。

（3）备用和应急电源

氢燃料电池还以能源效率高、环境友好、质量轻、占地面积小、运行稳定可靠、寿命相对较长等特点受到备用电源市场的青睐。众多企业都已将氢燃料电池应用于备用电源，如苹果公司、微软公司、威瑞森公司、AT&T公司、奥巴哈第一国家银行等。尤其是通信用燃料电池备用电源，已成熟商业化应用5年以上，应用规模达到了近万套级，我国三大电信运营商已有百余套燃料电池备用电源投入使用。但成本因素仍是限制其规模化应用的主要原因。

（4）氢储能

氢储能利用氢能作为一种优良能源载体的特征，通过电解制氢的方式将风电、光电、水电等可再生能源转化为氢能储存起来，从而提高可再生能源的使用量和利用效率。包括我国在内的许多国家都已经开始利用氢储能技术消纳可再生能源的方式来推动可再生能源发展，如法国阿海珐集团的“MYRTE”项目集成了氢能系统和太阳能光伏电厂，旨在通过调峰和平稳光伏电厂负载来稳定电网；欧盟资助项目“NGRID”，包括1MW的电解槽和储氢容量达33MW·h的金属氢化物。目前，高昂的投资成本及燃料电池、氢气储运设备之间的配置与优化等问题是限制其发展的主要因素。

（5）军事用途

氢燃料电池因工作振动小、噪声低、工作温度低，在声呐、红外成像等设备下的隐蔽性好，特别适合于军事设施和军事移动装备使用。此外，由于水、电和氢气能够形成使用的闭环，氢燃料电池配合可再生能源发电系统、电解水装置能够为边远的军事设施提供全方位的能源供应，减小补给压力。氢燃料电池的军事用途目前处于研究、开发阶段。

2.技术现状及趋势

当前氢能通过燃料电池的应用主要以氢能交通为主，随着氢能技术的发展，燃料电池及其他相关终端应用产品逐渐成熟，氢能的应用场景也会更加多元化。通过以燃料电池为核心的多种氢能应用类型相互补充，达到实施氢能多元化应用的目的，对加速氢能产业的发展具有重要意义。而氢作为能源载体用来消纳可再生能源的利用方式已在全球开始推广，这一举措有助于促进可再生能源和氢能的协同发展，利用前景十分广阔。

（六）氢安全

1.氢的安全特性

氢的工业使用有超过一百年的历史，在工业使用环境中有着成熟完善的工业标准和应用范例。与天然气相比，氢气是一种安全性较高的能源。首先，氢气没有毒性，燃烧和泄漏不会因为毒性影响人体健康。其次，氢气扩散系数大，在开放空间中极易快速逃逸，而不会像汽油蒸气挥发后滞留在空间中不易疏散，且由于氢气质量轻，能快速向上方逃逸，因此产生的混合气体可燃物的面积更小。再次，氢气火焰辐射率小，只有汽油、空气火焰辐射率的1/10，因此燃烧时火焰周围温度并不高。

然而，氢气也具有不利于应用的缺点。例如，氢气分子小，较其他燃料更容易发生泄漏；氢气还易渗入到金属材料中形成“氢脆”。所谓“氢脆”，是指氢气与金属发生反应，造成金属组织的脆化，是造成储氢系统和管道、容器破裂的部分原因；氢气点火能量小，因此更加易燃；氢气爆炸极限宽，与空气混合的爆炸极限为4%～75%；此外，氢火焰是无色的，不易被观察到。

凡是燃料都具有能量，都隐藏着火和爆炸的危险。当今社会广泛使用的汽油、天然气等燃料发生过很多事故，但人们并未因噎废食，只要注意安全防护措施，就能有效、安全地对能源进行使用。只要遵守严格的规定，氢的安全使用可以获得保障。

2.氢安全研究现状

工业领域的氢安全标准与防范措施已相对健全，针对氢能在储能、氢燃料电池等新兴领域应用涉及的氢安全，经国内外机构近几年深入研究，也取得了长足的进展，并已制订若干标准法规及防范措施，将氢能使用风险降到最低。

（1）涉氢材料的“氢脆”研究

材料方面，科学家通过大量的试验验证，包括拉伸试验、断裂韧度与裂纹扩展试验、圆盘压力试验等，发现通过选取合适的材料，可以避免“氢脆”产生的安全风险。铝、316L不锈钢和一些合金材料在合适工况下使用不会产生“氢脆”。

（2）储氢容器的设计及实验

设备方面，针对高压储氢领域的储氢罐，通过选用碳纤维材质或铝制材质，消除了“氢脆”问题。国内外学者还针对储氢罐进行了多方面的试验，包括振动试验、碰撞试验、枪击试验和火烧试验等。振动试验和碰撞试验保证储氢罐在运行工况和一定范围的事故工况中不产生泄漏；枪击试验中，氢瓶被子弹击中不会发生爆炸，且氢气泄漏后向上喷射，在45s内排放完成；在火烧试验中，氢瓶燃烧第一秒内火焰最大，之后火焰骤降，5～15s后熄灭，并且在这种情况下，储氢罐依然不会发生爆炸。

（3）氢气环境的安全监测

氢气探测监测方面，相关技术设备发展快速，目前氢气探测器已具有微型化、高灵敏度的特征，氢气浓度测量范围涵盖0.00001%到100%，结构可达到0.0004L，重量可降低到1g。运行温度可达-100℃到140℃，响应时间可达百毫秒以内，在不同环境下都具备高可靠性，可以精确的对氢气泄露情况进行测量。

（4）氢气运行过程的安全功能设计

针对氢气的一些安全隐患，国内外氢安全组织和标准制订机构制订了各种方案预防事故发生，主要包括：限制氢能设施不锈钢管道中氢气流速在15m/s以内，避免速度过快引起静电火花引燃氢气；对主要设备设计安全联锁，设置远程遥控及紧急停止控制措施；人员操作防护，包括穿戴不产生静电的工作服进行操作、穿戴防静电鞋、进行专业培训等；采用计算流体力学技术开展氢能系统风险评估，对安全距离等进行限定，保证正常运行和事故工况下的安全性等。

（5）氢安全相关标准的制订

我国针对氢气使用过程中的常规安全问题，先后发布了《GJB 5064—2004水电解制氢安全要求》《GJB 5405—2005液氢安全应用准则》《GB 4962—2008氢气使用安全技术规程》《GB/T 29729—2013氢系统安全的基本要求》等标准，近年来，又根据氢能设施的发展趋势，发布了《GB/T 31139—2014移动式加氢设施安全技术规范》和《GB/T 34584—2017加氢站安全技术规范》等行业规范，以期逐步完善新形势下的氢安全标准框架。

3.氢安全未来研究方向

近年来，我国科研工作者也积极开展氢能安全性研究和相关标准制订工作，陆续开展了材料高压氢相容性、高压氢气泄漏扩散、氢气瓶耐火性能、氢泄爆、氢阻火等研究。但总体而言，国内氢安全研究刚刚起步，投入较少，安全检测能力和保障技术滞后于氢能产业发展的需要，缺乏具有第三方公正地位的实验室，与国际先进水平相比有不小的差距。

氢能安全未来将以对氢事故原因、机理、后果，以及事故预测、预警和控制方法的研究为基础，制订合理的安全技术规范标准，以本质安全为理念设计氢能产业装备和设施，建立完善的氢能利用风险量化评估体系，防止和减少氢能安全事故，促进氢能产业健康安全发展。

（七）氢燃料电池

氢燃料电池是氢能转换为电能和热能的重要媒介，是实现氢能利用的关键环节，其技术和应用水平一定程度上是氢能技术成熟度与产业化进程的标志。在过去的若干年中，氢燃料电池技术取得了重要突破，丰田、本田、现代等国际知名汽车公司相继推出商业化氢燃料电池汽车产品，带动氢能产业步入了前所未有的发展阶段。

1.氢燃料电池及其分类

氢燃料电池是一种将氢与氧进行电化学催化反应，将化学能直接转化为电能和热能的一种能量转换装置。氢燃料电池能连续发电并适应不同功率需求，热电综合转化率最高达80%，能量转换过程中产物仅为水，被认为是真正的零碳排放电源和清洁高效的发电技术。

氢燃料电池技术历经60余年发展，根据电解质的不同陆续发展形成了五种不同的技术路线，即：碱性燃料电池（AFC）、磷酸燃料电池（PAFC）、熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）和质子交换膜燃料电池（PEMFC）。其主要特点总结如下：

AFC以氢氧化钾为电解液，一般工作温度65～220℃，具有起动速度快、电流密度和输出功率大、能量转换效率高等特点，目前该技术已在航天飞行中成功应用。然而，此类燃料电池对燃料和氧化剂的纯度要求高，在运行中需要采用纯氢和纯氧，限制了其应用范围，目前主要应用于航天领域。

PAFC以磷酸为电解质，工作温度180～220℃，电转换效率较低，约为40%，但发电废热可被利用，更适用于基于用户的热电联供电站。目前其已在美国、日本、欧洲被用于分布式热电联供。美国UIC和东芝联合成立的合资公司ONSI，在全球推出东芝生产的200kW PAFC发电装置，到目前为止全球共销售了235套。日本福日电器和三菱电器已经开发出500kW PAFC发电装置。

MCFC以碱金属（Li、Na、K）碳酸盐为电解质，工作温度约650℃，属于高温燃料电池，具有电转换效率较高、不需贵金属做催化剂等优点。然而，其运行温度高，对材料要求较高，且起动较慢，更适用于分布式发电或基于用户的热电联供电站。

SOFC以固体氧化锆为电解质，工作温度500～1000℃，属于高温燃料电池，电转换效率约60%、热电效率可达80%，具有对冷却系统要求低，余热品质高、回收率高、能量转换效率高、不需贵金属作催化剂等优点，适于模块化组装和连续运行。然而，其运行温度高，对材料要求过高，且起动时间较长，更适用于分布式发电和热电联供领域应用，国际上也有相关机构正在探索交通领域的应用。

PEMFC以质子交换膜为电解质，工作温度为室温～80℃，可在低温下快速起动和工作，电转换效率可达60%以上，功率密度和能量转换效率高，运行噪声低，可靠性高，寿命长，能适应不同功率需求，同时适用于移动式和固定式应用，尤其适合作为各类交通工具的动力系统。当前PEMFC已在交通、分布式发电、热电联供领域有小规模应用。

当前，SOFC在分布式供能方面更具发展优势。而由于PEMFC的环境适应性好、起动速度快、工作温度低、移动特性优，适用于各类交通或分布式发电等多元应用场景，能很好地满足当今社会对节能减排的迫切需求，其已成为当前燃料电池的主流技术路线。近年来，PEMFC得到世界范围内各企事业单位广泛关注与热情参与，被认为是较短时间内最有可能发展成为大规模商业化应用的燃料电池技术。五类氢燃料电池的比较见表1。

2.质子交换膜燃料电池发电原理及其发展阶段

（1）质子交换膜燃料电池结构及工作原理

质子交换膜燃料电池电堆由多个单电池叠加组合而成。单电池主要由具有导流和分配流道的双极板及发生电化学反应的膜电极组件（MEA）组成，双极板和MEA是电堆的核心部件。单电池叠加组合后，经前、后端板压紧后用螺杆紧固拴牢，即构成燃料电池电堆，其结构如图2所示。其中，膜电极由两个气体扩散电极（阳极和阴极）和夹在其中的质子交换膜组成。阳极为氢燃料发生氧化的场所，阴极为氧化剂还原的场所，两极均由加速电极电化学反应的催化剂和气体扩散层组成。

PEMFC的工作原理为：导入燃料电池的氢气通过阳极侧双极板经由阳极气体扩散层到达催化剂层，在催化剂作用下被氧化成H+质子e-，阳极反应如式（1）所示；此后，H+质子通过电解质膜到达阴极催化剂层，电子则由双极板收集，通过外电路到达阴极。在电池阴极，O₂通过双极板经由阴极气体扩散层到达阴极催化剂层。在阴极催化剂的作用下，O₂与透过膜的H⁺质子及来自外电路的电子发生反应生成水，完成阴极反应，阴极反应如式（2）所示。因此，燃料电池总电化学反应为H₂与O₂生成H₂O，如式（3）所示。电极反应生成的水大部分以水蒸气态移出燃料电池，一小部分在压力差的作用下通过膜向阳极扩散。PEMFC工作原理如图3所示。

PEMFC阴、阳极反应和总反应分别为：

阳极：

阴极：

总反应：

（2）质子交换膜燃料电池发展阶段

纵观PEMFC发展历程，在过去60余年中锂电池技术不断突破、性能不断提升、系统集成化持续提高，逐渐向高功率密度化和商业化发展。从功率密度来看，PEMFC发展可分为三个阶段：功率密度〈1.0kW/L，1.0～2.0kW/L，〉2.5kW/L。

在PEMFC发展初期，其双极板材料以石墨为主，这限制了其体积功率密度的提高。另外，催化剂性能较低，为了确保一定能量转换效率，其催化剂中铂载量大于1.0g/kW。这一代电池体积较大、效率较低、制造成本高。随着催化剂性能的提升，以及复合材料和金属双极板的使用，燃料电池功率密度达到1.0～2.0kW/L，铂载量大幅降低，效率、可靠性和耐久性也显著提高。近年来，得益于质子交换膜等材料技术的突破，以及金属双极板设计和加工工艺的优化，日本丰田开发出了功率密度达3.1kW/L的燃料电池电堆，这种电堆体积更小、重量更轻、集成度更高，适用于乘用车等更广领域应用。

PEMFC的发展阶段和各阶段性能指标对比详如图4所示。

3.国外PEMFC技术状态

目前，国外主流的PEMFC主要包括以加拿大巴拉德（Ballard）、水吉能（Hydrogenics）等公司为代表的石墨双极板燃料电池，和以日本丰田和本田、韩国现代等公司为代表的金属双极板燃料电池。国外燃料电池技术起步较早，关键材料和零部件技术成熟度较高，已具备批量化生产条件，可满足商用车和乘用车商业化推广条件。

石墨堆方面，巴拉德燃料电池较为成熟，产品主要为9SSL型石墨堆。该堆采用热压成形石墨双极板和常规质子交换膜，功率4～26kW，常压下体积功率密度0.6kW/L左右，电堆系统需空压机、氢泵以及保温手段，车用寿命在2万h以上。水吉能燃料电池采用热压成形石墨双极板和干膜质子膜，堆体积功率密度0.3kW/L左右，无须加湿，工作压力为常压，电堆产品寿命在1.2万h。综合上述两家公司石墨堆技术指标，石墨堆具有使用寿命长和系统部件简单的优势，但功率密度过低、尺寸较大，无法实现在乘用车上应用。

金属堆方面，丰田于2014年年末上市销售的Mirai车型上应用的燃料电池功率114kW，体积功率密度为3.1kW/L、质量功率密度2.0kW/kg，采用钛材双极板，可满足-30℃低温起动，耐久性达5000h以上。本田于2016年上市的Clarity燃料电池汽车的电堆功率130kW，体积功率密度为3.0kW/L、质量功率密度2.0kW/kg，能够在-30℃起动。韩国现代2017年推出NEXO燃料电池汽车的电堆功率95kW，体积功率密度为2.15kW/L，低温起动温度为-30℃。另外，瑞典PowerCell公司、加拿大AFCC公司、德国Elringklinger、英国Intelligent Energy公司也正在开发金属双极板燃料电池，但还没有实现商业化应用。综合上述企业金属堆技术指标和上车应用情况可看出，金属堆具有功率密度高、体积相对较小、低温性能好等特点，是氢燃料电池乘用车的必经技术路线。

国外主流电堆技术指标横向对比情况见表2。

4.国内PEMFC技术状态

国内燃料电池主要有两种技术路线：一是以新源动力为代表的自主研发燃料电池，二是以广东国鸿、潍柴动力、爱德曼为代表的技术引进燃料电池。国内燃料电池整体性能有待进一步验证，关键材料和核心零部件技术水平较低、自主化和国产化程度低，有待提升产品性能、加大自主技术开发力度、加强国产化能力。目前已有部分PEMFC产品实现在公交或商务车的应用，部分被用于氢能交通示范，但由于功率密度较低，仅新源动力产品在乘用车测试但也并未商业化。

自主技术开发方面，中科院大连化物所、新源动力、明天科技、武汉理工，国家电力投资集团等单位正在开展自主电堆开发与推广应用。新源动力电堆主要为石墨和复合材料双极板电堆，正在开发金属双极板电堆。新源动力已有主要产品功率为20kW和36kW，石墨堆体积功率密度为0.8kW/L、复合板电堆体积功率密度提升为1.13kW/L，据消息报道其耐久性已突破5000h。新源动力已与上汽、中通合作，所推出2款燃料电池商用车和1款乘用车已上新能源汽车推荐目录，其中商用车已投入示范运营，乘用车还处于测试阶段。此外，明天氢能与安凯合作推出的1款燃料电池商用车也已进入工信部新能源汽车推荐目录。国家电投集团氢能技术发展有限公司从2017年开始进行燃料电池电堆全产业链的开发，到目前为止，已完成催化剂、碳扩散层、膜电极、钛金属双极板和30kW、60kW、100kW电堆以及系统的开发，高性能质子交换膜的开发也已经完成了树脂材料以及样品膜的开发研制。目前已经与北汽福田、东风汽车、一汽集团中国商飞以及中车集团等签署了战略协议或合作开发协议，全自动中试生产线正在加紧建设中。

技术引进方面，自2016年以来，广东国鸿、潍柴动力、爱德曼三家公司花费巨资从国外引进生产线在国内进行电堆组装。广东国鸿以技术许可方式引进了加拿大巴拉德9SSL型石墨双极板电堆组装生产线，然而根据条款其燃料电池核心部件膜电极需从巴拉德采购。近日，潍柴动力又与加拿大巴拉德达成协议，引进其LCS型电堆组装生产线，根据条款其膜电极也需从巴拉德采购。据国家电投人员到访爱德曼调研获悉，该公司引进了德国e.m.t.GmbH公司电堆技术，包括双极板和膜电极技术包。到2018年年底，广东国鸿已与佛山飞驰、宇通、金龙、东风等合作，共计推出17款燃料电池商用车产品上了工信部推荐目录；爱德曼已与东风汽车合作，推出3款燃料电池物流车产品上了工信部推荐目录。

国内主流电堆技术指标对比见表3。

5.氢燃料电池技术发展趋势

氢燃料电池作为氢能的转化装置，是氢能终端应用的关键技术。氢能交通、氢分布式供能、军工、备用和应急电源等各类不同应用场景给燃料电池提出了更高的技术要求，为匹配日益增长的氢能应用端需求，未来氢燃料电池将向功率密度更高、寿命更长、稳定性更好、电堆性能更优、成本更低、产业多元化的方向发展。

为了实现上述发展目标，应加强基础研发与工程开发相结合，需重点做好以下五方面工作：一是提高膜电极、双极板等燃料电池核心部件性能，提高原材料性能并探索新型原材料开发，降低部件成本；二是优化结构设计，提升燃料电池电堆组装工艺，提高电堆功率密度和耐久性，推进大功率及多元应用场景燃料电池产品开发与推广应用；三是开展大功率、高集成化电堆系统开发，重点突破空气压缩机、氢气循环泵、循环冷却泵等系统关键设备的大功率、高可靠性以及体积小型化关键技术，优化电堆系统低温性能，强化系统集成与控制策略，并降低成本；四是针对长寿命燃料电池系统测试要求，开展大功率燃料电池的性能、寿命测试技术和设备的开发，建立燃料电池系统寿命试验评价测试方法；五是提高工程化能力，提高生产线的自动化程度，降低产品的不良率，提高产品的一致性，以降低产品成本。

二、氢能产业发展历程及现状

（一）氢能源发展史

氢的发现，可追溯到古代的点金术家，他们从金属与酸的反应中偶然得到氢气，但氢的发现应归功于英国化学家亨利，他于1776年在发表的论文中提到氢气的制备和氢的性质。

氢作为内燃机燃料使用可以追溯到1807年，而氢燃料电池技术的发展使得氢能有了更为广阔的应用，早在20世纪70年代，美国就成功地将燃料电池应用于阿波罗登月飞船上。然而，早期氢能源的利用仅停留在单一的环节，由于当时技术水平较落后、氢能利用成本高等原因，并没有形成成熟的上下游产业链，因此并没有形成产业。

近几年，随着相关基础科学的发展和燃料电池技术的突破，以及能源紧缺和环境问题的加剧，各国构建“氢能社会”的愿景又被重拾。美国、日本、德国、英国等世界主要发达国家纷纷制订了氢能技术发展路线图，加大对氢能技术研发与应用的投入。随着燃料电池技术的突破，氢作为能源的应用场景也不断扩展，带动了氢能交通、氢分布式供能、应急和备用电源等方面的全面发展。

（二）国外氢能产业发展现状

从全球范围来看，世界主要发达国家都高度重视氢能的发展。各国政府纷纷出台政策，制订氢能发展计划，并投入大量的科研经费支持技术研发和产业示范。目前，氢能应用技术已具备产业化推广条件，燃料电池汽车、固定式燃料电池发电和家用燃料电池热电联产等应用已经形成了小规模的市场。主要发达国家已经建设了数百座商用加氢站，并正在继续推进加氢基础设施建设，为氢能产业的发展提供保障。

1.政府规划

美国一直重视氢能与燃料电池的发展。2002年，美国能源部发布了《国家氢能发展路线图》，开始系统实施国家氢能计划，推动美国向“以氢能源为基础的能源体系转变”。美国能源部从2004年至今持续实施“氢能与燃料电池项目计划”，推动氢能和燃料电池技术的研发、示范和部署。美国各州政府也高度支持氢能应用推广，据统计仅2016年就有10个州颁布相关政策，支持燃料电池产品逐步投入市场，包括氢燃料电池汽车税收减免，在工厂、居民区等地安装部署燃料电池发电系统等。

欧盟也制订了能源发展战略并出台相关政策，通过各成员国政府和企业相互合作，共同推进氢能和燃料电池的示范和商业化。欧盟2002年成立了氢能源和燃料电池高级专家组，在2003年发表了《未来氢能和燃料电池展望总结报告》，并宣布将氢能有关研究列入第六个研究框架计划。欧盟在由化石能源向氢能和可再生能源转型过程中，强调利用可再生能源资源——风能、太阳能和生物质等生产氢能，减少温室气体和污染。2008年，欧盟及多家企业、院校和研究机构推出了“燃料电池与氢能联合计划”，主要目的是使氢能和燃料电池技术到2020年在欧洲实现商业化应用。德国的氢能发展在欧盟国家中最为突出。德国政府于2007年制订了氢能和燃料电池创新发展计划（NIP），并牵头成立了国家全资公司NOW（国家氢能和燃料电池技术公司）负责NIP的实施。

日本政府长期大力推进氢能的发展和燃料电池车的应用。日本在1973年成立了“氢能源协会”，组织开展氢能源技术研讨和技术研发。1981年，日本通产省在“月光计划”（节能技术长期研究计划）中，启动了燃料电池的开发。1993年，由独立行政法人“新能源和产业技术综合开发机构”（NEDO）牵头“氢能源系统技术研究开发”综合项目，由国有科研机构和民间会社共同参与，涉及氢气生产、储运和利用等全过程。2013年安倍政府推出《日本再复兴战略》，把发展氢能源上升为国策。2014年日本第4次《能源基本计划》将氢能源定位为与电力和热能并列的核心二次能源。同年，日本经济产业省发布了《氢能、燃料电池战略路线图》，明确了日本实现步入氢能社会的三个阶段；第一阶段扩大氢能源使用；第二阶段是进行氢能源发电技术研究；第三阶段是到2040年建立实现二氧化碳零排放的氢供给系统。

2.技术水平

在各国政策的大力支持下，产业链上游的制氢、储运氢环节技术已趋于成熟。在产业链下游的用氢环节，国际氢燃料电池市场发展迅速，其核心环节技术也已趋于成熟。燃料电池汽车、燃料电池固定式发电、家用燃料电池热电联供产品已经实现商业化。日本丰田公司、本田公司和韩国现代公司已经率先推出了燃料电池乘用车型，这些燃料电池车使用PEMFC，在动力、续驶里程以及燃料加注时间方面与燃油车十分接近。

3.氢能市场

近年来，燃料电池技术的发展推动了以燃料电池产品应用为核心的氢能产业的快速发展。2017年全球燃料电池的装机量增长了30%，达到670MW，移动类装机量455.7MW，固定式装机量213.5MW，便携式装机量0.5MW。氢燃料电池汽车、分布式发电、氢燃料电池叉车以及应急电源的应用已接近产业化。截至2017年12月，全球燃料电池乘用车销售累计约6000辆。丰田Mirai共计销售5300辆，其中，美国2900辆、日本2100辆、欧洲200辆，占全球燃料电池乘用车总销量的近九成。美国燃料电池乘用车和叉车保有量领先全球。美国拥有世界最大的燃料电池叉车企业Plug Power，推出燃料电池叉车产品，进行了超过600万次加氢操作。日本的家用燃料电池发展领先于世界。截至2017年，家用燃料电池热电联供系统（CHP）安装量已达20万套，单套售价也已从2009年的350万日元降至现在的120万日元左右。

4.基础设施配套

截至2018年6月，全球已有328座加氢站。其中，欧洲拥有139座正在运行的加氢站，亚洲拥有119座，北美拥有68座，南美拥有1座，澳大利亚拥有1座。氢基础设施的商业化正在逐渐开展。

目前，全球主要发达国家已制订加快基础设施建设规划。日本计划2020年要达到160座，2025年要达到320座，2030年要增加到900座，到2050年逐步替代加油站。韩国预计2020年构建加氢站达到80座，2025年达到210座，2030年达到520座。法国政府计划到2028年，加氢站规模建设至400～1000座。德国加氢站数量预计将在2019年增加到100座，其后逐渐增加到400座。

（三）国内氢能产业发展现状

我国是氢气应用大国，居世界第一位。我国自2000年后开始重视并开展氢能清洁化应用研究工作，在氢气制备、氢气储运、氢能利用、配套基础设施的建设方面逐渐积累并具备一定的氢能应用技术基础及实施经验。随着政策引导、产业推动及技术进步的相互促进与激励，技术的高速发展及产业化快速推广的态势呼之欲出。

1.政策规划

近年来，为应对气候变化压力，氢能在世界范围内得到越来越多的关注，氢能已经被纳入我国能源发展战略，成为我国优化能源消费结构和保障国家能源供应安全的战略选择。自2001年以来国家相继制订了多项推动氢能产业发展的重要规划以及具体实施政策。近几年，国家和地方政策出台更为密集。

从2006年《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006—2020）》中的重点发展技术，到2014年《能源发展战略行动计划（2014—2020）》，再到2016年《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》与《“十三五”国家科技创新规划》，以及2017年《战略性新兴产业重点产品和服务指导目录》，国家从技术路线、发展目标以及财政补贴等各个方面，逐步加强对氢能及氢燃料电池汽车的支持力度。

2.企业参与度

目前，国内氢能产业已经进入快速发展阶段，包括央企、地方国企、民企、外企在内的各类企业争相布局氢能产业。氢燃料电池动力系统和发电设备已经开始示范和小规模商业应用。

自2016年以来，国内氢能企业数量呈爆发性增长，氢能产业项目在全国各地迅速落地。多家央企陆续布局，进入氢能产业。国家电投、国家能投、中石油、中石化等能源央企也纷纷将构建氢能源供给体系上升为集团战略。国家能投、中石化、中石油等已开始着手建设加氢站。东方电气自主开发的燃料电池已完成上车示范。国家能投发起成立了中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟。多家知名企业与资本联合地方政府成立氢能产业基金。氢能交通成为我国氢能产业发展的突破点，国内主要车企已经将商业化燃料电池车产品推向市场。目前，全国有十几个城市的道路上有燃料电池客车或物流车正在运营。

3.技术水平

随着众多企业快速布局氢能产业，氢能产业链条日益完善，但是当前产业链尚不完整，部分核心技术缺位。

我国的氢气用量世界第一。氢能产业链上游的制氢、储氢、运氢环节经过多年发展，已经较为完善。近年来随着燃料电池技术的发展和应用，我国氢能产业链下游的加氢和用氢环节的企业数量也有所增加。然而燃料电池关键材料及核心部件，如质子交换膜、活性炭粉等，仍主要依赖进口，国产化水平低。燃料电池系统关键设备，如空气压缩机、氢循环装置等缺少国内供货商，进口产品价格高。燃料电池及系统的国内技术开发不充分、产品实现能力不足、缺乏批量生产能力。加氢设施的关键设备和部件，如氢气预冷设备和加氢枪也依赖进口。

4.基础设施配套

与氢能产业发展要求相比，基础设施建设仍相对滞后，加氢站数量缺口巨大，能源线市场面临机遇。

截止到2018年9月，我国在运营的加氢站有17座，在建的加氢站38座。与美国、日本等国家相比，差距还很大。当前，众多氢能产业链上下游企业已意识到这一点，正在与地方政府一起大力推动加氢站规划与建设。国家层面的加氢站审批管理办法的缺位是制约加氢基础设施建设的重要因素。

5.地方产业发展态势

氢能产业布局已遍布全国，产业集群效应初步显现。

我国有20多个省、市、自治区开始布局氢能产业。广东、上海、武汉、苏州、张家口等省市出台氢能产业发展专项支持政策。目前，正在形成京津冀、华东、华南、华中四大产业集群地带。京津冀地区拥有优势的智库机构和基础研究能力。华东地区拥有优势的装备制造和相关配套产业，汽车产业优势驱动氢能应用。华南地区以氢能应用为驱动，培育新兴的氢能产业。华中地区拥有氢能产品开发优势、产业配套较完善。未来，四大板块的带动效应将继续辐射到全国多个地区，推动我国氢能与燃料电池产业的发展。

三、氢能产业发展前景

（一）当前我国产业成熟度评估

和国际氢能发展趋势相似，我国氢能产业也正蓬勃发展，在政策的引导、技术进步的促进和市场的吸引下，越来越多的企业正在进入氢能产业，业务布局已经覆盖了全国大部分省自治区直辖市，氢能产业应用端已形成一定基础。然而，与其他产业一样，氢能产业在发展初期也不可避免地存在着薄弱环节需要加强。下面，从技术成熟度、制造成熟度、市场成熟度三方面对氢能产业成熟度进行分析。

技术成熟度。国际上，氢能相关技术研发工作起步较早，制氢、储氢、加氢、用氢等氢能产业链环节各技术路线得到了不同程度、不同环境的验证和应用，已形成完整的产业链，部分企业的燃料电池技术指标和当前成本满足氢能乘用车商业化推广要求。在国内，我国与国际技术水平还存在一定差距。我国化石能源制氢和碱性电解水制氢技术、低压气态储氢技术已成熟，燃料电池实现了在商用车上的示范。然而，我国氢能产业链尚不完整，燃料电池技术与国外差距较大，关键材料及核心部件还依赖进口，核心技术成熟度和自主化程度较低，氢能产业发展需要健全产业链、加强核心技术自主开发。

制造成熟度。国内目前化石能源制氢设备、碱性电解水制氢设备和低压气态储氢设备的制造技术都已经成熟，拥有大批量、定制化生产的能力。国内从事SPE电解水制氢设备、液态储运氢设备、高压储氢设备制造的企业数量较少，可选的产品规格少，产能低。国内燃料电池的产品性能和质量还较低，引进的燃料电池生产线生产成本过高，规模化应用存在瓶颈。另外，国内针对燃料电池及其关键部件的检验标准体系尚不完善，缺少权威的产品质量评价机构。产业链的制造能力和制造水平亟待提升。

市场成熟度。我国氢能应用处于小规模示范阶段，主要在交通领域，国内汽车企业相继推出氢燃料电池商用车，在政府的支持下开展公交、物流等应用示范。氢能产业链的关键设备价格过高，加氢站等基础设施缺少这两个因素严重制约了市场规模的扩大。氢能应用在分布式供能、应急电源等领域市场规模很小。

综上所述，我国氢能产业还处于发展起步阶段。为了推动氢能产业发展，还需要鼓励企业自主研发核心技术，健全配套技术检测标准和体系，建立健全配套的政策和法规，超前规划和建设氢能基础设施，继续实施引导性的补贴措施一段时间，培育我国处于萌芽期的氢能产业向完全商业化过渡。

（二）国际产业发展趋势预测

国际上多家权威能源经济研究机构分别对全球氢能产业的发展进行了预测，这些对全球氢能产业发展的预测也越来越积极。普遍的共识是到2030年左右，氢能和燃料电池应用将在全球范围内获得广泛的试用，并加速推广，到2050年左右，氢能的利用规模得到进一步扩大。

日经BP清洁能源技术研究所2014年预测，全球氢能源基础设施市场规模将在2030年上升到40万亿日元（2.47万亿人民币），2050年上升到160万亿日元（9.89万亿人民币），氢消费量将在2050年上升到5万亿m³。

国际能源署（IEA）2015年预计，到2030年氢燃料电池汽车约占全球汽车销售总量的2%～3%。到2050年，氢燃料电池汽车比重将提高到25%。

丰田、奥迪、法液空、壳牌等18家世界知名汽车、能源企业的高管组成了氢能理事会研究小组。该小组2017年在麦肯锡公司的协助下得出了如下结论：到2030年，在美国加州、德国、日本和韩国销售的汽车的1/12将为氢能汽车，全球剩余可再生电力中的250～300TW·h以氢气的形式储存，多达200个钢铁、化工和汽车工厂可能会率先使用氢来取暖和发电。到2050年，氢气能够为全球1/5～1/4的汽车、1/4的客轮和1/5的非电气化轨道的机车提供能源，氢还能够基于现有的天然气基础设施满足全球约10%的热能需求。

（三）国内产业发展趋势及阶段预测

根据我国政府对氢能和燃料电池产业的发展规划、我国氢能产业的发展现状、氢能产业链各环节的技术发展趋势，可以判断我国的氢能产业发展趋势与全球氢能产业发展趋势基本一致。

《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》预测到2020年时，我国以能源形式利用的氢气产能规模将达到720亿m³/年，加氢站数量达到100座，燃料电池车辆达到10000辆。到2030年时，我国以能源形式利用的氢气产能规模将达到1000亿m³/a，加氢站数量达到1000座，燃料电池车辆保有量达到200万辆。到2050年时，加氢站服务区覆盖全国氢能产业发达地区，参照加油站分布状况及要求，完成高速公路加氢站布局，燃料电池车辆保有量达到1000万辆。

《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》编制于2016年，在2016年之后，全国各地的加氢站、氢能相关产业园区的建设规划如雨后春笋。已公布的在建项目的燃料电池发动机一年产能远超过蓝皮书预计的2020年燃料电池汽车保有量。我国氢能产业发展的形势可能比蓝皮书的预测更加乐观。

可以认为2020年前是我国氢能产业的起步期，产业链逐渐完善，氢能基础设施建设起步，氢能应用以示范为主，主要应用方向为氢能交通，随着政府、企业及资本的介入，氢能产业发展提速。2020年到2030年是氢能产业快速发展期，多种制氢技术共同发展，液态储氢技术具备商业应用条件，加氢站等基础设施建设快速推进，氢气输运管网起步，氢能交通应用得到商业化推广，氢分布式供能示范起步。2030年到2050年是产业稳定发展期，以可再生能源制氢为主，氢能供应体系建设规模化，氢能终端应用普及，涉及氢能交通、分布式供能等方面，标准体系完善。2050年以后是氢能产业的成熟期，氢能社会将初步形成。

（四）产业发展蓝图及对社会的影响

1. 21世纪将进入氢能社会

未来能源是多元化的，而氢能将如今天的化石燃料一样，成为未来的主要能源。氢是一种特殊的有前景的能源载体，可以由各类能源制备，包括太阳能和风能。太阳能和风能受天气影响而存在发电不稳定的问题，将不稳定的可再生能源转变为氢可解决此问题。氢被压缩时，其能量密度比电池高，便于储存和运输。

未来的能源发展将建成氢能供应网络，氢网将会与电网协同发展，渗透未来社会的各个角落，包括家用热电联产燃料、汽车用氢燃料电池、移动氢能发电机，此外还可用于大规模发电。

未来社会在氢网建立的同时，氢能产业相关技术也将得到大力发展，社会将构建为一个拥有制氢、储氢、运氢、氢燃料电池、氢燃料电池汽车、氢能技术验证、氢安全、氢能标准全产业链的全新氢能社会。

2.氢能发展对未来社会的影响

能源是人类社会赖以生存和发展的重要物质基础，可再生能源与储能、氢能的发展被认为是逐步代替化石能源的革命，而能源革命又往往推动工业革命。因此，氢能的发展将对社会各方面产生深远影响，主要体现在以下三方面：

一是对能源结构的影响。氢能作为动力燃料可以取代石油，作为分布式供能燃料可以取代或部分取代天然气和煤。通过可再生能源制得的氢能成为人类直接使用的终端能源形式，逐步取代化石能源，有助于推动能源结构向清洁和低碳方向发展。降低化石能源在我国能源结构中的占比，不仅可以有效减少化石能源带来的温室气体排放问题，更重要的是减少我国对石油和天然气的进口依赖，提升我国的能源战略安全。

二是对装备制造业的影响。氢能的发展将带动制氢、储氢、运输氢等氢能产业链环节相关装备制造业的发展。作为一个新兴产业，氢能的发展将带来各种技术路线的制氢装备、氢气存储运输装备、加氢站相关装备及部件、燃料电池和系统装备及相关部件制造业的快速发展。

三是对终端应用的影响。氢能的发展将带来汽车、船舶、军工等领域动力系统革命及分布式供能、应急电源等变革。能源供给的变化，直接导致上层工业应用的技术革命。在交通领域，氢能替代石油将引发汽车、船舶等动力系统的革命，继而引起汽车工业的革命。在分布式供能领域，传统的化石能源形式将被清洁、安全的氢能替代。在军工领域，由氢燃料电池作为动力系统应用到无人机、装甲车等装备上可以引发军工装备的一次革命。应急电源使用氢能源作为燃料可以提供清洁、低碳和高品质的电力供应。

四、对氢能产业发展的建议

针对目前氢能产业的发展现状及发展阶段判断，对推动我国氢能产业发展的建议如下：

（一）国家层面加强顶层设计

建议国家将氢能提升至国家能源战略高度，明确氢能在我国能源结构体系中的定位，结合我国国情和实际需求，逐步规划、细化我国氢能产业总体布局，明确我国氢能产业发展路径，将氢能与风能、光能等可再生能源发展相结合，充分发挥氢能在能源体系建设中的作用，从国家层面加强国家对氢能产业发展的引导和对氢能技术研发创新，应用推广的支持。

（二）加强核心技术自主研发支持力度

建议国家引导和扶持企业，科研院所开展氢能全产业链核心技术和关键设备的开发，补齐产业关键环节和薄弱环节存在的技术短板，从补贴和项目审批等政策方面对大规模低成本制氢、储运氢、燃料电池等技术自主研发给予支持。加快氢能技术自主化和国产化步伐，加快培育具有核心竞争力的一流企业，支持我国氢能产业可持续发展。

（三）支持氢能技术和产品应用示范

建议国家支持自主氢能技术和自主化产品实现应用示范，给予科技示范项目政策上和资金上的支持。促进自主技术和自主化产品尽快成熟。同时，引导氢能技术在电网调峰、氢储能、分布式供能、天然气混氢、热电联供等方面示范与推广。通过应用示范实现相关技术验证及运营经验积累并探索形成可复制的商业模式，为我国氢安全标准建立及完善提供数据支撑，为氢能产业实现规模推广打好基础。

（四）推动基础设施建设

氢能产业的发展离不开氢能供给基础设施的建设，氢能基础设施建设需要国家层面推动。建议国家层面出台氢能输运和加氢站布局与建设规划，明确国家级加氢站审批流程并细化相关标准。鼓励中石油、中石化、国家电投、国家能源等企业承担起能源央企的责任，在全国范围内有规划，有序地开展氢能基础设施建设。

（五）健全氢能政策、法规、标准体系

氢能产业是战略性新兴产业，当前我国相关政策和法规还不够完善，缺乏相关技术、工程规范和标准。建议国家及地方政府尽快出台适用于全国范围或地方区域的产业政策和发展指导意见，完善相关氢能源法规，结合不断丰富的示范经验建立健全覆盖产业链的技术和设备标准体系，引导氢能产业有序发展。

〔撰稿人：国家电投集团氢能科技发展有限公司 柴茂荣 张银广 王书礼 陈颖 周姗高崭〕