【深度】氢能之难，难于何处？

氢能源发展

2022年3月23日，国家发展和改革委员会发布了国家《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，这是一个对为未来15年氢能产业发展具有重要指导性的规划，标志中国政府发布了第一项具有重要里程碑意义的中长期氢能产业顶层设计文件。

根据这项规划文件，中国将推动氢能基础设施建设，推进氢能示范应用，并且特别对2025年利用可再生能源制氢规模提出了具体目标，也就是每年利用可再生能源制氢的能力达到年生产10-20万吨。

根据估计，氢能产业产值未来可能达到万亿元以上的规模，而且这种新兴产业符合时代潮流，正在蓄势待发，导致相关产业的资本市场也应势大涨。

根据本人判断，从总体上看，中国氢能产业目前仍然处于发展初期，也就是说，还远没有进入产业发展的快速增长期，离进入发展成熟期还需要较长时间。

相较于国际先进水平，中国氢能产业存在诸多问题，障碍不少，难点很多，比如产业战略定位尚未明朗，产业国际竞争力不强，产业技术创新能力不强，相关标准尚未健全，能源属性不清晰，基础设施建设滞后，产业布局不合理等诸多难点问题。

一、由于缺乏长期战略，产业定位尚未明朗

目前，开展氢能产业布局的国家比较多，而且这些国家经济总量已经占据全球经济总量的75%，但是由于受到诸多制约因素，氢能产业还没有真正形成全球产业链，整体上对全球经济发展和应对气候变化尚未构成真正的推动作用。

从以往经验来看，国家如果要极力引导和推动某个产业发展，那么国家制定顶层设计政策相当重要，这是中国改革开放和经济发展过程中积累的宝贵经验。

在氢能产业发展中，中国在过去较长时期内，缺乏中央政府层面的体顶层设计，这与业界和学术界对于如何发展氢能产业存在众多争议和分歧有关，因为如果没有取得普遍共识，那么政府就很难下决心制定相应政策。

在此背景之下，中国与西方发达国家相比，长期以来确实缺乏氢能发展的整体顶层政策设计，在产业战略规划、专项规划和相关政策体系等方面存在明显滞后性。

长期以来，中国氢能产业基本上处于市场驱动发展期，没有长远战略、没有长期规划、没有制定发展时间表和路线图，当然更没有实施施工图，部分中小企业投资比较积极，而大型企业停滞观望，市场主体活动相对惰性。

在产品管理方面，国家没有将氢气纳入能源产品，但是纳入到危险化学品范畴，在安全管理方面相当严格，因此政府部门对加氢站建设的审批非常严格，建设项目获批难度非常之大，进而对氢能产业在中国快速发展构成了很大制约。

在能源体系中，氢能到底是何种角色，其来源如何？也就是制氢过程如何？是来自一次化石能源吗？还是来自自然界？还是来自电解水？利用领域有哪些？

可以说，上述这些问题长期存在，也长期在学术界和能源界存在争论和辩论，这当然也是中国氢能产业未能大规模发展的关键原因之一，直到目前仍然存在悬念。

如果氢能产于化石能源，那么为何不直接利用化石能源？如果来自电解水，那么消耗大量的电力又来自哪里呢？如果来自化石能源发电，那么这在逻辑上又存在矛盾。

在氢能利用领域，目前可选择的应用场景相当单一，似乎主要集中在交通领域。

氢燃料电池汽车从技术角度、整个产业链的角度来看，目前都还面临一些问题，其中最重要的是氢从哪儿来，也就是制氢路线如何，这恐怕直接决定这个产业是否具有发展前景的关键要素之一。

从中国各地氢能源产业规划来看，氢燃料电池汽车发展集中在乘用车，而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却很少真正开展起来。

根据业内人士预判，预计大约到2025-2030年之后，中国氢燃料电池汽车才有可能具备实现产业化的条件，不过届时是否能实现产业化，还是具有不确定性。

根据某些专家观点，即使届时中国氢能产业真正具备了产业化条件，那么依然存在较大的技术、投资和成本等风险。

我们应该知道，氢燃料电池汽车的竞争对手是电动汽车，预计电动汽车关键技术的电池技术可能会不断取得突破，比如三元锂电池和磷酸铁锂技术可能会逐渐成熟，而且其成本也可能不断下降。

在上述情景出现的情况下，可以预见氢燃料电池汽车可能在中、短途的交通运输车辆的市场上可能没有竞争优势，或者说很难与电动汽车形成竞争实力。

如果是这样，那么当前中国各地纷纷将大规投资都集中到氢燃料电池作为动力的乘用车领域就可能是方向错误，投资回报可能无法保障便成为投资者的致命问题，或许有可能让巨额投资变成了“打水漂”。

从各地氢能产业规划内容来看，那些对于“脱碳”存在真正困难而且确实需要“氢能”的领域，比如化工、冶炼、轨道交通、航空航天、分布式发电、热电联供等诸多产业领域反而涉及较少，或受到的重视或关注十分不足，相关技术研发和项目开展的进展也比较缓慢，本来应该利用氢能来实现降碳或脱碳目的的价值和潜力反而被严重忽视。

氢燃料电池汽车只是氢能利用的一部分，未来氢能还有在其他诸多产业利用的机会，这客观上需要风电、光伏等清洁能源在能源系统中占到非常大的比例。

当风电和光伏发电在能源系统中占据足够大比例之后，中国西部的风电、光伏发电便可以通过特高压技术输送到到东部电力消费区域，氢能就可以把这些不稳定的清洁能源变成可储存、可运输的能源。

在过去较长时间，一些中国地方政府在氢能产业发展方面盲目跟风，同质化竞争趋势明显，低水平建设现象开始出现。

总而言之，中国氢能产业发展目前还基本上处于初级阶段，尽管国家已经在近期出台了2030年以前氢能产业发展规划，但是尚未制定未来几十年期限内的氢能发展战略，顶层设计总体上缺乏。

二、由于成本过高，产业竞争力严重不足

任何一个产业，若要真正发展，最终决定因素还是经济性。

如果某个产业成本过高，企业无法获取盈利，那么就意味着这个产业本身不具备产业发展的经济性，也就不具有可持续发展的机会。

中国各地区氢能产业发展多处于示范阶段，基础设施建设严重滞后和数量不足，产业区域分布也十分不均衡。

从中国过去较长时间氢能无法快速发展的现实来看，核心是这个全新的产业尚未具备商业化运行的能力，关键因素是整个全产业链的成本过高。

1.制氢成本

水氢科技

从氢能产业上游环节来看，其实就是氢能如何生产和来源问题，这个问题长期以来一直是能源界争论的核心议题之一，尤其是制氢成本过高的问题。

目前，中国现有制氢技术大多依赖煤炭和天然气等一次性能源，其经济性与传统化石能源相比存在差别，而且在环境、生态和碳排放等方面依然存在风险依然，因此从科学逻辑上存在争议或严重歧义便很正常。

如果脱离化石能源制氢，那么另外一条制氢路径便是电解水，但是在电解水的过程中所需要的电力必须是绿电，也就是必须利用可再生能源发电，而在能源转化效率和成本上来看，这种路径则存在效率低和综合成本高等问题。

总体来说，中国制氢成本居高不下，氢能产业处于商业化前期，尚难通过规模化生产降低制氢成本。

2.储氢成本

从储氢环节看，虽然加压压缩储氢、液化储氢、有机化合物储氢等技术均取得较大的进步，但是由于储氢密度、安全性和储氢成本之间的平衡关系尚未解决，因此离大规模商业化应用还有较大距离。

目前，中国国内普遍采用20MPa气态高压储氢和长管拖车运输方式，成本约为20元/公斤，占氢气终端消费价格的一半。

然而，气态运输储氢密度低，压缩能耗高，仅适用于日需求量在300千克以下、运输距离较短的加氢站。

随着未来中国国内用氢规模的扩大、运输距离的拉长，50MPa气态高压储氢或液氢运输才能满足高效经济的要求，目前国外采用低温液态储氢的比例高达70%，可见中国与国外在储氢技术方面存在差距。

在固定式储氢装备方面，中国国内储氢装置多为钢内筒钢带缠绕容器，目前45MPa 固定储氢容器每立方米水容积的价格超过20万元，98 MPa固定储氢容器每立方米水容积的价格超过100万元。

因此，在国内现有技术条件下，氢液化过程的总成本十分高昂，且前期设备固定投资较大，这又进一步提高储氢成本。

3.氢燃料电池成本

在燃料电池环节，产业化尚处于早期，经济性短板十分突出。

目前，中国燃料电池汽车发展缓慢，主要是氢能及燃料电池部分关键零部件、核心原材料环节上国产化缺失，技术尚未成熟，对外进口依赖度高，导致成本居高不下。

另外，中国氢燃料电池的应用多数处于商用车的领域，还有较大提升空间，区域均衡发展的难题还需跨越。

从氢燃料电池成本数据来看，国内外差距较大，中国膜电极组件成本约为4000元/千瓦，与国际700元/千瓦差距较大；电堆成本6000元/千瓦，而国际1000元/千瓦。

目前，中国氢燃料电池车辆主要还依靠政府补贴，应用端生命周期的购置成本、运营成本和处置成本也亟待降低。

4.加氢站建设成本

加氢站数量是衡量产业发展的重要参考指标，目前中国国内运营和在建的加氢站数量还很少，而且主要分布在长三角、珠三角和京津冀，配套设备也还处于示范阶段。

目前，中国建设加氢站所需关键零部件没有量产的成熟产品，导致加氢站的建设成本过高，投入回报率低，尚未具备经济效益和竞争力，推行难度比较大。

三、由于创新能力不强，产业面临技术瓶颈

氢能关键材料及设备零部件要求苛刻、工艺复杂、成本高昂，并且不同国家、不同部门之间的技术差距明显。

虽然中国氢能产业发展已经取得了显著成效，但是在技术水平上，在许多方面与世界先进水平还有较大差距。

客观上讲，氢能产业链长、技术难度大，与国际领先水平相比，中国在关键基础材料、核心零部件以及氢气安全科学机理、专业人才等方面，都存在差距。

事实上，中国氢能技术储备不足，产业根基比较落后，各地差异非常明显，绝大多数地区都不具备将技术装备推向市场变现的能力和条件。

中国氢能产业链的部分关键零部件和产品技术与国外最先进的技术仍存在较大差距，比如膜电极、空气压缩机、储氢材料、加氢枪与软管等关键零部件还需要依赖进口，某些关键技术其实处于被国外垄断的局面。

1.制氢技术

依据制取方式和过程中碳排放量不同，氢气可以划分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢“等三种类型，代表找制氢三种制氢的方法或路径。

灰氢，是指通过化石能源燃烧来制氢。

蓝氢，实施通过化石能源制氢，但通过碳捕集和封存技术来减少碳排放。

绿氢，是指通过清洁能源和可再生能源发电，并通过电解水来制氢。

根据媒体报道，近年来中国煤制氢占比高达62%，而全球占比只有18%。

如果以煤炭作为制氢主要来源，那么碳排放水平与直接使用煤炭相差无几，因此肯定不是未来制氢产业发展方向。

在副产氢气高纯净化方面，中国已经具有成套技术装备，目前处于世界先进水平。

从发展趋势来看，“绿氢”代表着氢能产业上游链条的未来，其生产规模决定着氢能产业是否具有可持续性的关键。

在电解水制氢方面，目前有碱水电解制氢(ALK)和质子交换膜(PEM)纯水电解制氢两种技术路线,中国碱性电解槽技术整体上处于世界领先水平，但PEM制氢技术与世界先进水平存在较大差距。

2.加氢站技术

加氢站

中国加氢站基本采用高压气态储氢，储量有限，国外已有30%加氢站储存液氢。

目前，中国虽已具有35兆帕（MPa）加氢站关键技术与装备集成能力，但在关键指标与国产化方面，还存在很大差距。

在压缩机技术方面，中国实现完全国产化的45兆帕（MPa）压缩机流量较小且在实际应用中故障率较高，其关键部件仍需通过进口后在国内组装，同时国内不具备生产商用87兆帕（MPa）压缩机的技术和能力。

在加氢机技术方面，中国加氢枪仍然依赖进口，国内70兆帕（MPa）加氢机处于试验验证阶段，与国外商业化运营的70 兆帕（MPa）加氢机指标差距较大。

在氢基础设施的高压管路及阀门方面，中国目前仍然需要依赖国外进口。

对于加氢站的工艺控制系统，中国已经基本研发成功，但是还需要未来通过实际运营进一步验证及优化。

3.氢储运技术

中国国内氢能储运方式主要为高压气态储氢结合管束车运输，且主要采用35兆帕（MPa）高压储氢罐，70兆帕（MPa）储氢罐已经初步实现量产，国内外存在技术差距。

国内氢气运输基本采用20兆帕（MPa）长管拖车，运量小，运输半径有限，成本较高，国外采用45兆帕（MPa）长管拖车以及液氢槽车。

4.氢燃料电池技术

目前，中国氢燃料电池系统、电堆、压缩机等已基本实现国产化，氢气循环泵、增湿器2020年底可小批量供货，质子交换膜、气体扩散层等正在小批量验证，车载氢系统的高端碳纤维及部分管件取得了突破性进展，但是总体上与国际先进技术相比，还存在诸多差距。

比如，燃料电池的高活性催化剂、高强度高质子电导率复合膜、碳纸、低铂电极、高功率密度双极板等材料主要依赖进口。

在关键组件制备工艺方面，比如膜电极、双极板、压缩机、氢循环泵等与国外相比存在较大差距。

燃料电池电堆及系统的可靠性、耐久性等与国际先进水平相比存在差距。

四、由于产业发展起步较晚，相关标准尚未健全

目前，中国氢能技术标准还不不完善，涉及氢品质、储运、加氢站和安全等内容的技术标准较少。

1.行业标准体系不健全

中国在氢能领域，很多标准已经严重滞后，很多标准尚未制定，特别是关于产品安全可靠性、耐久性等方面的要求还有所欠缺。

因此，为了氢能产业健康发展，中国应积极开展务实国际合作，同步建立起产品检测和认证机制。

国家应该采取政策措施，推动支持开展联盟标准、行业标准研究，加快构建国家标准、行业标准和联盟标准相结合的标准化协同创新机制。

相关氢能企业，应该充分利用全球创新资源，积极参与全球燃料电池技术和产业创新合作，尤其是国际标准体系建设和标准研制。

2.加氢站建设审批缺乏标准体系

加氢站建设的关键环节是土地审批。

从现行政策来看，商业用地审批环节相当复杂，客观上成为制约加氢站建设的核心要素，而且目前各地土地审批流程繁复而且不一致，虽然各地政府鼓励和支持加氢站建设，但实际若获得加氢站的“准生证”却非常困难。

由于氢能产业属于新兴产业，加氢站建设又是新生事物，因此各地政府在规划、立项、审批、运营监管相关方面缺乏具体政策制度。

五、由于以往产品特性，能源属性并不清晰

目前，全球氢能行业总体处于发展初期，在终端能源消费量中占比仍然很低。

从现实情况来看，中国氢气主要应用于化工和钢铁等领域，具体分布在石化、化工、焦化等行业，主要作为化工原料用于生产甲醇、合成氨以及各类化工产品如化肥等。

其中，仅有少量的高纯度氢气作为工业原料，如高纯度电子氢气等，而应用于燃料电池的能源用氢不足0.1%。

由此可知，在过去较长时期内，氢气本身并不是作为能源产业来发展，或者说，在整个能源生产与消费体系中，氢能定位模糊不清。

由于定位不清，国家过去也未制定氢能与燃料电池产业系统性的发展目标与实施路径，这不利于发挥现有产业要素效用最大化及构建产业发展政策保障体系。

从上述现实情况来看，中国目前氢气消费仍然集中于传统高能耗领域，似乎与应对气候变化和实现“碳达峰”和“碳中和”目标之间没有关系。

当前，中国将氢列为危险化学品，过去基本上没有将其纳入能源管理体系，前段时间，国家在出台的规划中第一次将氢列入能源属性，这当然是一大进步，肯定对未来氢能产业发展产生重大作用。

六、由于缺乏足够认识，基础设施建设滞后

氢气长输管道与加氢站建设投入大、周期长、运营成本高，加之氢气气源、输送方式的限制，在加氢站大规模建设前，通过示范站获取建设和运营经验尤为重要。

中国目前建成的加氢站数量还很少，但是在国际上并不落后。

在过去，中国国内大部分加氢站属于场内测试站与撬装站，这些加氢站的特点就是固定储氢量或氢气压缩系统能力较低。

当然，随着加氢车辆规模增加，上述加氢站建设模式将无法满足加氢车辆进场时间的随机化、单次加注时间短的商业需求。

基础设施建设是打通氢能产业链上下游的关键环节，也是氢能大规模推广应用的先决条件，因此现实加氢站数量严重不足，这确实是一个重要问题。

根绝国情，中国可以溯本求源，可以弯道超车，可充分利用现有油气基础设施，有序推进氢能基础设施建设，切实提高氢气储运和加注的安全性和经济性。

截至到2021年底，中国累计建成超过190座加氢站，在营加氢站超过157座，超过了日本，位居世界首位。

但是，对于氢能产业发展来说，中国加氢站数量显然还是过少，如果不能形成数量规模，那么很难说氢能产业会有大发展。

之所以加氢站建设速度缓慢，根本原因还是成本问题。

如果与充电桩相比，充电桩的建设成本比较低廉，但加氢站建设动辄需要千万元以上投资，显然这巨大的成本制约了加氢站的建设速度。

不过，2021年随着示范城市政策的落地，国内加氢站建设开始有所提速，预计到2030年，国内加氢站数量可能会突破1000座。

有问题不可怕，诸多难题总会找到解决之道，这就是中国各国产业发展之实践。

只要坚持正确方向，扎实做好基础研究，借鉴国外经验，解决存在的问题，建立起资源共享、优势互补、利益共享、协同配合的合作机制，中国氢能产业肯定前途无量。

中国氢燃料电池汽车尚处起步阶段，运营车辆较少，营利较困难，加氢站的建设运营无法通过规模经济效应平衡收支，导致建设运营模式不够成熟，加氢设备产业化能力不足，而且成本偏高。

基础设施建设滞后，反过来又直接影响氢燃料电池汽车推广。

根据机构测算，2030年中国至少需要1400座加氢站才能满足主要城市需要。

七、由于缺乏区域协调，产业布局存在错位

受限于中国可再生能源资源的分布状况，制氢端与用氢端往往存在着较大的时间和空间错位性，尚未形成完善的氢气存储和输运网络渠道。

中国西北地区拥有丰富的可再生能源资源（如风光等），而具有大规模用氢需求的则主要是经济发达及人口密集的东南地区，这客观上存在区域协调发展的矛盾和困难，其实这与其他能源发展面临的区域错位问题一致。

从现实分析和现实评估来看，在氢能产业发展方面，中国尽管已经有所进展，各地也十分积极制定规划和支持政策，但总体上看，这个新兴产业还基本上处于技术研发和项目示范阶段，氢能产业总体上还不具备大规模商业推广的条件。

氢能产业发展目前客观上存在诸多问题，因此整个产业处于比较混沌的状态，各地政府一哄而上，盲目上马各类项目，这种无序行为将导致氢能产业低水平重复和资源浪费，影响整个氢能产业的健康发展。

氢能产业横跨能源、材料、装备制造等多个领域，既能有效带动传统产业转型升级，又能催生新产业链，整合带动效果突出，因此地方政府发展氢能的积极性颇高，多地发起氢能产业园区建设。

根据媒体报道，目前地方政府规划的氢燃料电池电堆总产能已经超过了1500兆瓦，但是中国氢能产业化尚处于起步阶段，市场容量有限，关键技术、经济性及基础设施等均存在瓶颈或矛盾。

如果协调不充分，估计在短时间内上述产能很难充分释放，一旦规划实施有可能面临产能过剩的风险，过去以往存在的低水平重复投资问题可能再度出现。

（本文来源：董秀成闲说能源）

责任编辑：Tracy Wang