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我国氢能行业发展与规划
一、近几年国家能源局、发改委等多部门发布政策支持氢能发展。
氢能是清洁、低碳能源，在使用过程中不产生额外污染，也不产生二氧化碳排放，在双碳背景下，2019 年氢能首次被写入《政府工作报告》，紧接着国家各部委密集出台各项氢能支持政策，内容涉及氢能制储输用加全链条关键技术攻关、氢能示范应用、基础设施建设等。2022 年 3 月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，以实现“双碳”目标为总体方向，明确了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，提出了氢能产业的三个五年阶段性发展目标，同时也明确了氢能是战略性新兴产业的重点方向，氢能产业上升至国家能源战略高度；2022 年 6 月，国家发改委、国家能源局等九部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，明确要推动可再生能源规模化制复利用，为“十四五”期间氢能产业的发展明确指导方向。截至目前，全国已有 20 多个省份发布氢能规划和指导意见共计 200 余份，全产业链规模以上工业企业超过 30 家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、环渤海三大区域，氢能产业呈现集群化发展态势。目前，中国已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，在部分区域实现燃料电池汽车小规模示范应用，在制、储、输、加、用等全产业链规模以上工业企业超过300 家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。
二、目前中国以化石燃料制氢为主，短期难以改变；而电解水制氢法可持续、低污染，长期有望进一步发展。
国内氢能产业尚处于市场导入阶段，常用的制氢方法包括化石燃料制氢、工业尾气副产提纯制氢、热分解制氢、电解水制氢等。现阶段国内主要用来制氢的方法是化石燃料制氢法，包括煤制氢、天然气制氢、甲醇制氢等，化石燃料制氢技术成熟且成本很低，但需要面临着二氧化碳排放量高、气体杂质多和环保审批等多重压力，长期化石燃料制氢的方法不可持续。工业副产氢有望迎来快速发展。短期内，我国工业副产气的制氢规模可进一步提高。工业副产制氢额外投入少，成本低，能够成为氢气供应的有效补充，具备较高经济性，同时在工业副产氢在碳排放量方面相对于现阶段电解水和化石能源制氢也具有相对优势。电解水制氢法可持续且低污染，是长期相对更优的一种制氢方式。电解水制氢共有碱性（AWE）、质子交换膜（PEM）、固体氧化物（SOEC）和阴离子交换膜（AEM）电解等四种技术路线，其中碱性 AWE 是较早工业化的水电解技术，具有数十年的应用，技术较为成熟。近年来，PEM 电解水技术在产业化方面发展迅速；SOEC 电解水技术处于初步示范阶段；AEM 电解水的研究刚刚起步。成本方面，电解水制氢一般包括设备成本、能源成本（电力）、运营费用及原料费用，其中能源成本占比最大，一般占 40%-60%（AWE/PEM），甚至可达 80%，由电解制氢效率因素驱动，设备成本占比次之。以目前主流的碱性电解水制氢为例测算其经济性，制氢效率约 5KWh/Nm3 ，电费成本约占 72-85%，固定成本占 7.8%，设备维护成本占 4.1%，水费占 2.8%，其经济性受电价的影响最大，按照平均工业电价 0.6 元/KWh 计算，成本约 40-50 元/kg，电解水制氢成本远高于其他工艺，短期应用受限。
三、氢气的运输和储存是突破氢气大规模应用瓶颈的关键。
在常温常压下，氢气的密度只有空气的 1/14， 即在 0 ℃时，一个标准大气压下，氢气的密度为 0.0899 g/L，所以对储氢技术具有高安全性、大容量、低成本以及取用方便的要求。储运氢技术主要包括气态存储、低温液态存储、固态存储、有机液态存储。其中高压气态存储技术较成熟，有着充放氢速度快、成本低的优势，是目前车用储氢的主要方法，但也存在体积储氢密度低的问题，未来高压气态储氢还需向轻量化、高压化、低成本、质量稳定的方向发展；低温液态储氢低温液态储氢是先将氢气液化，然后储存在低温绝热真空容器中，该方式的优点是氢的体积能量高，但液氢的沸点极低，与环境温差极大，对储氢容器的绝热要求很高，目前仅应用于航空航天领域。固体储氢方法的体积储氢密度高、安全性高、且操作条件不需要高压容器，得到的氢气纯度高，但存在质量储氢密度低且吸收氢有温度要求的缺点，目前仍处于实验研究阶段；有机液态储氢是通过加氢反应将氢气与甲烷等芳香族有机化合物形成分子内结合有氢的甲基环己烷等饱和环状化合物，可在常温常压下，以液态形式进行储存和运输，使用时在催化剂作用下通过脱氢反应提取出氢气，储运过程安全、高效，但还存在脱氢技术复杂、操作苛刻，脱氢能耗大，脱氢催化剂技术亟待突破等技术瓶颈。
四、氢能的应用和广泛商业化离不开加氢站基础设施的建设。
加氢站是将不同来源的氢气通过压缩机增压储存在站内的高压罐中，再通过加气机为氢燃料电池汽车加注氢气，从氢源供应方式可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站，目前国内以外供氢加氢站为主。加氢站系统包括供氢系统、压缩系统、存储系统和加注系统四个主要模块。供氢系统是通过外供槽车与卸气柱，提供氢气来源；压缩系统是压缩氢气，主要设备有氢气隔膜压缩机、冷却器等；存储系统的功能是在加氢站内部存储氢气，主要设备是储氢瓶组；加注系统是将加氢站和公交车的储罐相连接，为车辆加注氢气，主要设备是加氢机。加氢站成本主要是由设备构成，包括压缩机、加氢机、高压阀门及管件、冷水机组和循环水管路系统、卸气柱、储气瓶组和控制系统等，储气瓶组、压缩机和加氢机占据加氢站成本的主要部分，以外供氢气作为氢源的加氢站，设备方面的投资主要在于氢气压缩设备（40%）和高压储氢装置（30%）。当前加氢站因为运营的氢燃料电池汽车少，很难实现运营盈利，各地加氢站更像是地方政府为发展氢燃料汽车产业配套服务的基础设施，未来加氢站的建站方式将由单一加氢站向油氢合建、气氢合建、氢电合建发展，从单个加氢站逐步向网络化发展。
五、氢能的应用场景丰富，包括道路车辆、铁路、船舶、管道运输等，氢能有望在交通运输领域率先实现商业化。
用氢环节上，燃料电池是氢能利用的主要途径。氢燃料电池是通过氢气和氧气的化学能直接转换成电能的发电装置，可广泛应用于交通、工业、建筑、军事等领域，燃料电池本质是水电解的“逆”装置，直接将化学能转化为电能，有无需燃烧、功率密度高等特点。按照电解质的不同，常用的燃料电池可分为质子交换膜燃料电池（PEMFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）和磷酸型燃料电池（PAFC）、碱性燃料电池 （AFC）和碳酸型燃料电池 （MCFC）等。其中质子交换膜燃料电池技术是最快发展起来的，具有体积小、快速启动、寿命长、能量转换效率高、电流密度大和应用场景广泛的优点，是现阶段燃料电池汽车厂商普遍采用的燃料电池技术。此外，电堆和系统也是两个重要组成部分，电堆有双极板、膜电极、催化剂膜、气体交换层次膜。电化学工艺主要发生在膜电极当中，双极板主要分为石墨双极板、金属双极板和复合双极板，其中石墨双极板是目前使用面积最大的，金属双极板较容易氧化，石墨双极板和复合双极板的稳定性较强。电堆运行需要一个燃料电池系统来进行控制，氧气主要来源于空气，氢气和氧气流转的速率由系统来控制。目前氢燃料电池汽车渗透率很低，不到 1 万量，基础设施没有跟上，已经可以应用于上路的车也仅为 50%-60%，我国政策上目前规划是 2025 年燃料电池汽车可达 5 万辆，2030 年达到 100万辆以上；同时也对成本提出了要求，到 2025 年商用车低于 200 万，乘用车低于 20 万到 2030 年商用车低于 100 万，乘用车低于 18 万，主要应用于客车、中卡、重卡、城市环卫车、垃圾车等，减少对煤炭、石油、天然气的依赖。近年来燃料电池和制氢系统的性能逐渐提高，成本不断下降，但是推进氢能应用需要协调区域和部门共同制定燃料电池和氢相关的标准，从而在研发、布局和制造方面实现规模经济，存在很大的发展障碍。
