氢能是应对全球气候变化、保障国家能源安全和推动经济社会可持续发展的重要战略选择，被公认为是未来技术、产业竞争新的制高点之一。
近期，美国能源部（DOE）氢能和燃料电池技术办公室更新多年期计划[1]，提出更明确的近中远期重点研发方向和关键指标，推进氢能产业全链条发展。
我国也将氢能确立为前瞻部署的未来产业[2]，国务院在5月23日印发《2024—2025年节能降碳行动方案》[3]，6月7日国家发展改革委等5部门联合发布钢铁、炼油、合成氨、水泥4个行业的节能降碳专项行动计划，均将氢能作为推动行业绿色转型的重要力量[4]。
本文系统梳理当前国际氢能产业竞争态势，深入分析我国发展现状及存在的短板不足，提出研发布局建议。
国际氢能产业竞争布局
全球已掀起氢能科技和产业发展新的热潮，截至2023年底，已有超过50个国家和地区出台了氢能战略。主要国家均将氢能上升到国家战略高度，通过差异化布局抢占发展先机。
美国重视对氢能全链条技术的研发和规模化示范，推进基于氢能的多能融合互补，以变革电力、交通、化工、钢铁等行业。
日本超前布局点亮氢能“科技树”，建设“氢能社会”作为经济产业活动的能源支柱。
欧盟把氢能视为实现碳中和的关键，利用绿氢推进所有终端部门脱碳化。
英国将氢能作为工业脱碳的主要抓手，德国谋求成为全球领先的氢能技术供应国，俄罗斯、澳大利亚、沙特阿拉伯均重点发展制氢产业以在“后油气时代”保持能源出口强国地位。
各国布局存在共性特征：
一是将降低绿氢成本作为推进氢能规模化部署的关键，大力发展以电解制氢为代表的绿色制氢技术，美国提出了到2031年将绿氢成本大幅降至1美元/千克的目标；
二是氢能储运成为不可忽视的关键环节，近中期重点发展高效、易运输的新型储氢材料和建设氢能基础设施，日本正与多国合作建立基于液氢、氨的跨海运氢供应链；
三是氢能应用向多元化发展，探索灵活、高效的“氢+”多行业多场景融合解决方案；
四是区域氢中心建设提上日程，美国投入75亿美元打造区域氢中心，欧盟密集部署氢谷示范项目。
全球氢能技术研发和示范部署迈上发展快车道。国际能源署预测，到2030年全球低碳氢产量将从不足100万吨/年增至3800万吨/年。电解制氢进入初期市场导入阶段，海水直接制氢路线步入工业示范，高效太阳能制氢系统逐步由实验室走向中试。固态储氢、有机液体储氢等技术正向市场化发展，输氢管道建设提速。燃料电池稳定耐久性不断提升，燃料电池汽车已具备大规模推广条件。氢能在冶金、化工、建筑、工程机械、航空/船舶等领域步入原型样机或示范阶段，多个“首台套”应用落地。
我国氢能产业发展现状及短板
我国已基本形成较为完整的氢能产业链，初步掌握氢能制、储、输、运、用（燃料电池和系统集成等）主要技术和生产工艺，形成了多点突破的产业技术创新生态。
制氢方面，我国是全球氢气生产第一大国，也是电解制氢项目部署的主导力量，截至2023年底累计规划绿氢项目产能合计已超过650万吨/年，电解槽装机容量占到全球一半。碱性电解制氢、质子交换膜电解制氢已初步进入规模化应用，高温固体氧化物电解制氢、阴离子交换膜电解制氢、太阳能光催化制氢等技术尚处于前期研发和小规模示范，海水制氢实现工业示范。
储输运氢方面，我国以高压气态储输技术为主，正开展纯氢/掺氢管道的工程示范。民用液氢初步开展小规模示范应用，氢液化规模突破10吨/天。液体储氢、固态储氢、地下储氢等先进技术正处于前期攻关和小规模示范应用阶段。建成加氢站超480座，新增加氢站、在运加氢站两项指标均居世界第一。
氢能利用方面，质子交换膜燃料电池和固体氧化物燃料电池在电堆集成、设计制造等方面取得较大突破并已大规模量产。交通、化工、冶金等领域示范规模引领全球，已成为全球最大燃料电池商用车生产和应用市场，氢基化工规模化试点落地，氢冶金技术示范项目开启，氢能发电与热电联产完成重点技术试点示范，建成全国首个氢能进万家智慧能源示范社区项目。
但我国氢能产业链整体与国际相比仍处于并跑或跟跑阶段，产业链各环节关键技术、材料、装备仍然存在短板和不足：
1、先进电解制氢技术开发滞后，关键材料和技术无法完全自主我国电解制氢装机规模已超过全球半数，以碱性电解制氢为主，其成本低、单槽产氢量大，但对风、光等波动性能源适应性较差，发展风光耦合电解制氢还需开发运行更灵活的质子交换膜电解制氢技术。该技术我国尚处于商业化初期，在技术成熟度、装置规模、性能和可靠性等方面均落后于国外，单槽产氢量最大在400标方/小时，而国外厂家如康明斯已推出1000标方/小时产品；核心部件如全氟磺酸质子交换膜制备工艺复杂，长期被美日企业垄断。
国内外争相开发的下一代电解技术，如高温固体氧化物电解制氢和阴离子交换膜电解制氢，尚处于研发示范阶段。前者具有高效、低成本、低电耗、可与废热结合等优点，需攻克材料稳定性差、耐热性差、寿命短等难题，且我国缺乏市场化的原材料和配件供应体系；后者兼具碱性电解和质子交换膜电解的优点，但阴离子交换膜、催化剂等核心部件性能不足限制了商业化，国内外均有企业在积极抢占这一新赛道，美国企业已成功示范基于该技术的紧凑型加氢站。
2、氢能储运技术工艺及输氢管网部署落后，已成为制约我国氢能规模化的瓶颈我国绿氢生产和需求存在空间错配问题，储运成本在氢气终端价格占比高达40%~50%。氢气储运以高压气态的长管拖车为主，效率较低，仅适用于短途运输，液氢、管道输氢等长距离大规模储运氢技术尚处于起步阶段。
而且，我国上述技术水平与国外均有差距。长管拖车我国主要采用20兆帕压力，国外主流技术为更高效的40兆帕长管拖车，关键材料、装备如高性能碳纤维、碳纤维缠绕工艺设备、阀门等我国仍主要依赖进口。液氢技术我国初步开展小规模示范应用，国外已实现较大规模应用。我国氢液化规模最高为10吨/天，比美国落后一个数量级，液氢设备尚未完全突破国外技术垄断。
在输氢管网建设方面，全球输氢管道总长度5000多公里，90%以上位于美国和欧洲，大部分是纯氢管道。我国输氢管道总长度约为400公里，主要是掺氢管道。运行压力方面，我国以5兆帕以下管道为主，完成6.3兆帕纯氢管道充氢测试，美国在运纯氢管道最高运行压力已达到10.3兆帕。此外，我国固体储氢、有机液体储氢、地质储氢等先进技术开发整体落后于国外。
3、燃料电池性能及核心部件材料工艺仍有不足，氢能多场景多样化应用刚刚起步
目前，我国氢能应用主要以燃料电池商用车为先导，凭借能够解决复杂路况重载低碳运输的优势，获得一定的市场化需求。而在化工、钢铁、建筑、发电等领域，除了在合成氨等传统行业进行了工业规模推广，其他行业应用尚处于示范探索阶段，在理论基础、技术积累及产业示范方面均滞后于国外，部分行业典型示范工程核心技术引进自国外。
①在燃料电池及其应用方面，质子交换膜燃料电池是燃料电池汽车的主流技术，我国已具备其核心零部件膜电极的批量化生产能力，但与国外大规模流水线生产相比还存在差距，且膜电极三大材料（质子交换膜、催化剂、碳纸）主要依靠进口，金属双极板在精细加工方面差距较大。固体氧化物燃料电池技术具备效率高、燃料灵活、不使用贵金属催化剂等优点，国外已进入商业化推广期，除用于大中型供电、小型家用热电联供以外，还开辟了商用车/船舶增程或辅助电源、可逆运行用于制氢等新赛道。我国尚处于工业示范阶段，系统功率、效率、寿命等关键技术指标落后，尚未掌握长寿命、高可靠性电堆设计和生产，以及大功率系统设计和控制的核心技术，运行寿命仅到1万小时，国外已达到10年的商业化标准。
②氢燃气轮机方面，我国掺氢/纯氢燃机仍处于研发阶段，重型燃机与国外技术差距较大。
③氢冶金领域，我国尚处于起步阶段，德、美、日等国家已率先进行了大量示范应用，技术实力领先。河钢集团投运全球首例120万吨氢冶金示范工程，绿色高纯直接还原铁金属化率达到94%以上，是我国钢铁行业由“碳冶金”迈向“氢冶金”的重要里程碑，但其焦炉煤气零重整竖炉直接还原工艺是基于意大利特诺恩公司技术开发。
④氢动力航空领域，我国正追赶国际先进水平，是继美国和德国之后全球第三个掌握燃料电池载人飞行技术的国家。商飞公司在2023年9月公布了加载液氢燃料的新一代氢能概念机“灵雀M”，相比之下，德国技术已走在前列，H2FLY公司在当月完成了全球首例载人液氢燃料动力飞机的试飞。
⑤氢能产业集群建设方面，我国发展相对成熟的示范城市群主要围绕燃料电池汽车行业，其他行业的集群化示范还处于前期阶段。美、欧近年来大力布局区域氢中心、氢谷打造融合制、储、运、用的区域氢能生态系统，欧盟首个大型氢谷示范项目已在荷兰投运，应用范围涵盖道路和船舶交通、化工、分布式发电及储能、建筑等领域。
参考文献
[1] Hydrogen and Fuel Cell Technologies Office. Multi-Year Program Plan. https://www.energy.gov/eere/fuelcells/hydrogen-and-fuel-cell-technologies-office-multi-year-program-plan
[2] 工业和信息化部等七部门关于推动未来产业创新发展的实施意见. https://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/202401/content_6929021.htm
[3] 国务院关于印发《2024—2025年节能降碳行动方案》的通知. https://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/202405/content_6954323.htm
[4] 5部门联合发文推动4个重点行业节能降碳——加快发展方式绿色转型. https://www.gov.cn/zhengce/202406/content_6956508.htm
来源 | 双碳情报