驱动近年中国氢能热现象发生的主要因素有市场、氢源、技术和政策等，氢能产业虽然具有较大的潜力，但需理性推进。作为二次能源，氢能短期内不能直接助力保障国家能源安全和碳减排。在交通领域的大规模应用上，氢能面临比电动汽车产业化初期更大的困难。中国氢能产业化需要统筹考虑燃料路径及储能与综合利用路径。发展氢能产业要坚持环保初心，提升技术能力与市场竞争力；深入研究氢能产业发展战略，做好顶层设计；加快突破氢能与燃料电池关键核心技术；遴选国家级氢能产业综合试验区，完善有关政策和标准法规。
导读：近年来，氢能在全球开始升温，美国、日本、欧盟等国家和地区相继制定了氢能发展战略，其中2016年以来的中国氢能热尤为引人关注。尽管受到新冠肺炎疫情影响发展放缓，但截至2020年10月底，中国各级政府当年发布的氢能产业政策仍达62个。中国的氢能热受到电动汽车快速发展以及可再生电力成本快速下降的鼓舞，主要由应用侧推动和地方政府推动，被视作寻找新经济增长点的突破口，热潮之中有需要冷静思考和解决的若干问题。只有系统、客观地认识氢能热以及氢能本身的角色和价值，才能回答好氢能产业应如何发展的问题。
1、全球氢能发展热的回顾
事实上，氢能热在历史上已经不是第一次了。20世纪70年代，石油危机以及对空气污染的关注引发了第一轮氢能热。1974年，国际氢能协会在美国成立；1976年，国际氢能期刊创刊；1977年，国际能源署氢能和燃料电池技术合作计划设立。此后，石油危机的结束以及油价回落使得第一轮氢能热冷却下来。但第一轮氢能热开启了对氢作为能源的一种探索，启动了相关的技术研发与学术组织。
第二轮氢能热发生在20世纪90年代初，主要源自对气候变化问题的关注，以日本和欧洲为代表。1993年，日本宣布为其基于可再生能源的世界能源网络（WE-NET）计划的前4年投资45亿日元；欧盟和魁北克政府拨款约3300万加元，共同探讨一系列氢的储存和使用案例，包括氢气的国际运输。丰田、日产和本田汽车制造商启动燃料电池车的开发，三洋电机、松下电器和东芝公司启动家庭燃料电池的开发。
第三轮氢能热发生在21世纪初，2002年美国能源部（DOE）发布《国家氢能发展路线图》；2003年美国召集“国际氢能与燃料电池合作伙伴组织”（IPHE）。2003年，欧盟25国开展合作研究“EuropeanResearchArea（ERA）”项目，重点攻关氢能和燃料电池领域的关键技术。2008年，欧盟出台燃料电池与氢联合行动计划项目（FCH-JU），计划在2008－2013年间投资9.4亿欧元用于氢能和燃料电池的研发，后于2010年又追加投资7亿欧元，该项目在促进欧洲氢能和燃料电池应用方面发挥了至关重要的作用[4]。日本企业在政府的支持下，也在持续地推进氢能示范。
在第二轮和第三轮氢能热的发展中，随着油价回落、应对气候变化政策的不确定性以及基础设施建设等问题，使得氢能热并没有转化成持续的投资，且未形成大的产业规模。但持续的研发投入与积累已经为产业发展奠定了基础。在过去的30多年时间里，日本政府投入数千亿日元用于氢能及燃料电池技术的研发推广，对相关基础设施和终端用户进行补贴，同时，日本氢能和燃料电池技术专利数量也相应地位居全球第一。
2018年以来，第四轮氢能热的焦点在中国。主要有4方面驱动因素：（1）中国市场电动汽车的快速发展给人们带来了信心，由于氢燃料电池汽车的重载、长距离运输优势与电动汽车的短距离城市代步功能存在互补性，人们很快瞄准了氢燃料电池汽车，希望再开发一个新的市场。（2）从氢气来源上看，中国副产氢气丰富，每年弃风、弃光、弃水、弃核等“四弃”发电制氢的潜在产能为340×104??t?/?a左右，氢气来源有着较为充足的保障??[1]。此外，太阳能、风能等成本快速下降，也使得长期来看氢气的绿色制取成为可能。据国际能源署（IEA）统计，从2010－2018年，全球光伏发电成本平均下降82%，有些地区可再生电力已实现平价上网[5]。（3）氢燃料电池技术进步以及规模化带来的成本下降，目前典型的燃料电池商业成本约为230美元?/?kW，通过将工厂的生产规模从每年1000台增加到每年10万台，可使成本降至50美元?/?kW?。（4）中国地方政府在寻找新的经济增长点，能源企业面对能源转型的压力，在探索能源多元化、清洁化与低碳化路径；传统汽车企业面对行业颓势，在努力寻求突破点。
根据中国汽车工程学会2020年发布的《节能与新能源汽车技术路线图2.0》、中国氢能联盟2019年发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》以及中国各级地方政府的相关规划[6]不难看出，目标直接瞄准“大规模产业化”，并乐观地认为，中国氢能产业在2050年将达到十万亿元级市场规模。
从美国、日本、欧洲走过的道路看，尽管历经40多年发展，全球氢能产业仍处于商业化早期。市场上各类主体繁多，合作经营活动活跃，均尚未形成成熟、固定的盈利模式。虽然氢能产业链在技术上已经打通，但是距离商业化运行尚存距离。现阶段，氢能产业主要受政策推动，产业链不具备经济性，需要依靠各国政府大规模补贴才能发展。即便氢能产业发展全球领先的日本，预计到2030年才能在加氢站环节实现不依靠政府补贴的完全商业化。此外，日本、韩国等国家的企业与中国进行氢能产业合作的意愿非常强烈，希望用中国的市场帮助他们找到氢燃料电池的应用场景，通过大规模应用推动学习曲线和规模效益发生，真正实现氢能社会。
笔者认为，能源系统的转型是一个漫长的过程。作为二次能源，氢能利用的确具有其独特的优势，也具有较大的潜力，但我们需要更加客观和清醒地认识氢能的角色，以及氢能产业发展面临的困难与挑战，理性推进，以期实现中国氢能产业的高质量发展。
2、对中国氢能产业发展的认识
2.1 短期内不能直接助力保障国家能源安全和碳减排
氢能对能源系统而言不是增量，而是现有能源系统的一种新型利用方式。氢能在其全生命周期中的能量和环境效益取决于一次能源的供给机构及其经济性和安全性。在目前的能源和工业基础上，氢的来源主要是化石燃料制取和工业副产氢。近年来，中国工业副产氢约有800×104??t?/?a，大部分被直接排放或燃烧处置，未得到有效利用；电网无法消纳的100??GW·h?/?a可再生能源“弃电”，约相当于200×104??t?/?a的制氢产能。可再生能源制氢2030年后实现产业化已成为全球氢能研究机构的基本共识，因此，2030年之前，在不新增化石燃料制氢产能的前提下，理论供氢能力不超过1000×104??t?/?a。短期内，氢能并不能助力保障国家能源安全；对于化石能源制氢，如果二氧化碳捕集、利用和封存的技术无法规模化应用，氢能也无法从根本上解决碳减排的问题，对其他污染物减排也只能是局部改善。
《节能与新能源汽车技术路线图2.0》提出燃料电池车将在私人用车和工程、商务用车领域实现批量应用，在2025和2035年将分别达到10万辆和100万辆的规模。按照目前燃料电池车的平均氢气消耗强度，基于在每个时间节点燃料电池车数量中乘用车和商用车（大客车、工程车和物流车等）各占一半的假设进行测算，中国氢燃料电池车2025年和2035年的氢气消耗量分别是80×104??t和800×104??t，可替代的成品油消费量分别为136×104??t和1360×104??t，在中国成品油消费量中所占比例分别是0.4%和3.6%，根据《2050世界及中国能源展望报告》的未来成品油消费量计算，该数量和比例对国家能源安全的意义微乎其微。
2.2 在交通领域的大规模应用初期面临较大困难
以丰田、亿华通为代表的氢燃料电池汽车整车厂商及零部件制造企业是推动中国氢能热的重要力量。拥有充氢时间短、载重大、运行距离远等优势的氢燃料电池汽车似乎能参照电动车的发展道路，打通一条氢燃料电池汽车产业链。但事实上，相比纯电动汽车，现阶段燃料电池系统和储氢系统约占整车成本的65%，远高于锂离子纯电动汽车的电池成本占比；而辅助系统中的空压机、控制器、氢循环泵等同样成本高昂。此外，中国在气体储运管理、加氢站核心装备等环节同样面临缺少核心技术的问题。据笔者测算，不论是天然气来源还是可再生电力来源，与能源的其他交通利用方式相比，氢燃料电池路线并没有显著的能效优势（见图1）。氢能在交通领域的应用必须在经济基本可行的前提下大打环保牌，方可赢得大的发展空间。
氢能相关技术标准比电动汽车更为复杂。截至2019年年底，中国共制定形成氢能相关标准91项，数量比欧洲、美国、日本氢能标准之和还多，但仍未能有效支撑产业发展，原因体现在3方面：（1）标准结构不合理，氢的相关检测、安全、应用方面标准数量较多，占标准总数61%，而氢能产业发展最为关键的储运和基础设施工程建设标准仅分别占14%和2%。（2）标准实施不力，如2019年7月开始实施的《质子交换膜燃料电池汽车用燃料氢气》（GB?/?T37244－2018）在中国已投运的加氢站中未得到良好的执行。（3）氢能产业主体在标准制定中的角色和作用尚未充分体现。与电动汽车发展初期相比，氢能汽车对基础设施的依赖程度更高，其基础设施的建设运营难度更大、成本更高、容错性也更差。综合以上因素，氢能在交通领域的应用推广难度将显著高于电动汽车。
2020年以来，氢燃料电池汽车市场遇冷。特别是2020年9月，中国燃料电池汽车产销量分别为3辆和1辆，同比分别下降97.6%和99.2%。与之形成鲜明对比的是，当月新能源汽车产销量双双突破13万辆，同比增长48%和67.7%，刷新了历年9月新能源汽车产销量的历史记录（见图2）。
2.3 产业化需统筹考虑综合利用路径
氢能的终端消费利用可分为交通利用和固定式利用，均通过燃料电池技术实现。交通利用包括氢能驱动的汽车、船舶、轨道列车等；固定式利用有储能系统、热电联供系统等。按照两种利用途径，氢能产业化路线可分为燃料路径及储能和综合利用。在实现产业化的过程中，两种路径对氢气来源和基础设施两大核心问题提出不同的要求。
对交通利用而言，燃料电池车运营过程的主要成本来自氢气，产业化需解决规模化制氢和专业化气体管理的问题，对基础设施的建设、不同产业主体之间的协作提出很高的要求。这正是产业化的难点和痛点。在中国，加氢站氢气零售价须达到35～40元?/?kg才能在汽车用户成本上与柴油持平，而加氢站氢气进出差价超过20元?/?kg方可盈利。因此，发展氢能交通利用路径需要具备产业基础的大型能源公司走在前列，在政府初期投入大额补贴的前提下，担负起基础设施建设运营的任务。
对固定利用途径而言，氢能通过两种相互区别又相互联系的角色实现对能源系统的优化。（1）利用氢气作为储能载体，可促进可再生能源跨时空调配和大规模利用，推动能源系统清洁低碳化，也可通过调峰手段增加供能的灵活性，弥补电力难以存储的不足，特别是在10??GW级以上规模、长周期的储能中，氢能具有独一无二的优势（见图3）。（2）利用燃料电池技术提高能源利用效率，如以城市燃气、风光发电为能源的小型分布式燃料电池热电联供系统综合能效可高达95%[12]，显著高于天然气分布式能源的先进水平。
在大力推动氢能战略的国家里，日本更侧重交通利用，欧洲国家更注重两种路径结合发展。中国自2006年开始系统性支持氢能技术和产业发展，多次出台国家和地方性的支持政策都以氢能的交通利用路径为发展重点。与发达国家相比，中国在发展氢能过程中具有独有的特征：
（1）制氢产能（包括工业制氢和可再生能源制氢）和能源消费密集区域重叠程度不高、氢的运输距离较远，氢的储运相比发达国家成本更高。（2）中国仍处于工业化后期的加速发展时期，不仅要在资源和能源禀赋欠佳的情况下发展经济，还要在节能减排技术水平较低的情况下解决脆弱的生态环境问题，挑战巨大。中国目前的工业能耗水平比国际先进水平高20%～30%，能源浪费严重。所以，中国氢能战略应将交通利用路径与固定式利用路径并重发展，在推动燃料电池汽车产业化的同时，大力推动车用燃油加氢、氢替代焦炭用于冶金、与二氧化碳转化为含氧化合物和燃料、与天然气混烧来降低天然气燃烧污染、开展发电或工业供热以及利用储氢及燃料电池技术提高整体能效。氢能产业在中国应当有比燃料电池汽车更广阔的用武之地。
3、对中国氢能产业发展的建议
中国氢能产业要实现健康良性发展，需要遵循3个原则：（1）环保初心。发展氢能是为了提升能源系统的整体效率，促进环境保护，因此，在CCS技术不成熟的情况下，不建议开展大规模的化石能源制氢，可以进行小规模一体化示范。（2）提升技术能力。美国、日本、德国等国家虽经历起伏，但氢能技术创新从未停止，特别是在氢燃料电池电堆设计与制造上具有技术优势，氢能长距离储运与加注的核心技术主要掌握在空气产品公司（AirProduct）、法国液化空气集团（AirLiquid）等少数几家企业手中，而当前中国很多企业热衷于组装，对技术能力重视不足，这将为今后产业发展留下“卡脖子”隐患，因此，关键技术的国产化尤为重要。（3）前期政府支持，市场竞争有序。任何一种能源最终被社会接受都离不开“资源可获取、价格可承受、环境可持续”的制约。从液化天然气汽车在中国的发展历程可以看出，市场会自行选择使用成本较低的能源。氢燃料电池汽车作为一种新能源汽车，只有具有独特的优势，且在购买和使用过程中具有价格竞争力时，才会被市场所接受。
3.1 研究产业发展战略，做好顶层设计
截至2020年年底，中国的氢能产业政策与规划绝大多数都是在地方政府层面出台。在国家层面，仅有中华人民共和国工业和信息化部、科学技术部等以及相关学会组织等出台了相关的路线图或研发计划，尚没有将氢作为能源来进行相关产业的总体设计。建议国家有关部委牵头组织，联合相关企业和科研院所，开展中国氢能产业发展战略研究，解决能源转型背景下氢、电二次能源如何相互融合、碳中和目标下氢助力减排路径、不同能源品种不同利用路线的全生命周期评价、氢能利用技术与电化学储能技术展望及比较等问题。在综合研究与评估的基础上，研究制定中国中长期氢能产业发展规划纲要，明确发展路线图和里程碑，指引行业良性有序发展。
3.2 加快突破关键核心技术，为高质量发展提供支撑
《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五远景目标的建议》明确指出，“坚持创新在中国现代化建设全局中的核心地位，把科技自立自强作为国家发展的战略支撑”。当前，可再生能源制氢、高效储运以及氢燃料电池技术成熟度不足；中国质子交换膜、高压储氢罐、空压机等关键产品还需要依赖进口，氢能与燃料电池关键核心技术亟待突破。国务院办公厅印发《新能源汽车产业发展规划（2021－2035年）》，要求攻克氢能储运、加氢站、车载储氢等氢燃料电池汽车应用支撑技术。氢能产业链上的大企业需要立足自身优势，联合大学研究机构、中小企业，共同构建开放式创新网络，加快关键核心技术突破，大幅降低产业链成本，为中国氢能产业高起点、高质量发展提供强有力的科技支撑。
3.3 遴选国家级氢能产业综合试验区，完善有关政策和标准法规
从国家层面，鼓励先行先试，同时坚决杜绝低水平重复。建议借鉴国际先进经验，遴选资源禀赋和产业配套较好的地区，进行综合试验和示范，在国家层面建立2～3个跨省市试验区，如京津冀蓝天保卫综合试验区、长三角近零交通综合试验区等，探索建立跨省市物流车队、热电联供等。在实践中不断完善有关政策和标准法规，促进示范项目落地落实。
