2022年3月23日，国家发展和改革委员会发布《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》，这是中国政府发布的第一份具有重要里程碑意义的中长期氢能产业顶层设计文件。

以往，中国将氢列为危险化学品，没有将其纳入能源管理体系，《规划》明确了氢能的能源属性，将对氢能产业发展产生重大作用。氢能产业产值未来可能达到万亿元以上规模。

在此背景下，氢能产业蓄势待发，相关公司股价在资本市场也应势大涨。不过总体上看，中国氢能产业目前仍处于发展初期，远没有进入快速增长期，离发展成熟期还需要较长时间；相较于国际先进水平，存在着产业战略定位尚未明朗、国际竞争力不强、技术创新能力不强等问题和难点，亟须解决。

一是长期战略、产业定位尚待明朗。

全球来看，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。

虽然来源广泛，但在能源体系中氢能到底是何种角色，也长期在学术界和能源界存在争论和辩论，也是中国氢能产业未能大规模发展的关键原因之一。

且在氢能利用领域，目前应用场景相当单一，似乎主要集中在交通领域。氢燃料电池汽车从技术角度、产业链角度来看都还面临一些问题，其中最重要的是制氢路线如何，这是直接决定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。根据业内人士预计，约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。届时依然存在较大的技术、投资和成本等风险。众所周知，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，成本或将不断下降。

在此背景下，氢燃料电池汽车可能在中、短途的交通运输车辆市场上没有竞争优势，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致命问题，或许有可能让巨额投资“打水漂”。

从各地氢能产业规划内容来看，那些“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，反而涉及较少，关注十分不足。

此外，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。届时中国西部的风电、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，氢能就可以把不稳定的清洁能源变成可储存、可运输的能源。

二是成本亟须进一步降低，产业竞争力需要提高。

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，全新产业尚未具备商业化运行能力，关键因素是整个全产业链成本过高。

在制氢成本方面，目前，中国现有制氢技术大多依赖煤炭和天然气等一次能源，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；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，所需要的电力必须是绿电，即可再生能源发电，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。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。

在储氢环节方面，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。比如，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，又进一步提高储氢成本。

在氢燃料电池环节，目前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。且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也须跨越。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。

在加氢站建设成本方面，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；中国建设加氢站所需关键零部件也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。

三是亟待加强创新能力，突破产业技术瓶颈。

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。比如，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。

再如，在加氢站技术方面，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。

四是产业发展起步较晚，相关标准有待健全。

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。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。比如，在加氢站建设审批方面，加强统一的标准体系建设。

五是基础设施建设亟须加强。

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。随着示范城市政策的落地，国内加氢站建设开始有所提速，我们预计，到2030年国内加氢站数量可能会突破1000座，但是，届时至少需要1400座加氢站才能满足主要城市需要。因此，当前亟须改变加氢站数量严重不足的局面。中国可以溯本求源，弯道超车，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。

六是应加强区域协调，改变产业布局错位现状。

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。如，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地方则主要是经济发达及人口密集的东南地区。

且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，氢能产业基本上处于技术研发和项目示范阶段，总体上还不具备大规模商业推广的条件。但当前阶段却出现一些一哄而上、盲目上马各类项目的现象，同质化竞争趋势日益明显，亦须规范。

这些问题如果协调不充分，有可能面临产能过剩的风险，过去曾经出现的低水平重复投资问题可能再度出现。

来源：中新经纬

作者：董秀成（对外经济贸易大学中国国际碳中和经济研究院执行院长）