中国氢能产业2020年发展综述及未来展望

程一步，王晓明，李杨楠，孟宪玲

（中国石化集团经济技术研究院有限公司，北京 100029）

1 2020年我国氢能产业发展综述

1.1 氢能产业步入新一轮快速发展期

1.1.1 氢能产业投资逆势增长

疫情未改变氢能产业投资增长局面。据统计，尽管受到疫情影响，2020年氢能产业上半年整体发展速度有所放缓。但在投资方面，投资金额仍实现增长，显示了市场对氢能产业依旧充满信心。从投资类型看，主要分为产业园区投资、公司直投、产业基金及联营合营四类，其中产业园区与公司直投仍是资金主要去向，占比分别达53%和36%。产业园区投资扩大意味着布局氢能产业的地方政府数量仍在增加。公司直投规模增加意味着目前氢能产业园区的建设已取得一定成效，大量项目落地。我国氢能产业投资增长情况见图1。

图1 我国氢能产业投资增长情况

1.1.2 燃料电池汽车已进入商业化初期

2020年底超过7 000辆燃料电池商务车进入示范运营。根据中国汽车协会公布的汽车工业经济运行情况，2020年我国燃料电池汽车产销分别完成1 199辆和1 177辆，2020年底我国燃料电池汽车保有量已达7 352辆，已在北京、上海、广州等36个城市进行了商业化的示范运行。2020年前公告车型主要是以中轻型客车、公交车和中轻型物流车为主。2020年后由于燃料电池发动机技术不断提升，逐渐推出适用于多种场景的车型，如城际公交车、城际渣土车、港口运输车、矿用自卸车、环卫车、冷链物流车等。燃料电池汽车正在向大功率、长距离、重载车型发展。

1.1.3 加氢站建设进度逐步加快

2020年底，初步统计我国加氢站已建成128座，“十三五”规划100座加氢站目标已超额完成。已建加氢站分布在全国17个省份，主要集中在京津冀、长三角、珠三角地区，其中上海、武汉、佛山等地已制定或出台了明确的管理办法。

1.1.4 大型能源央企跨界氢能产业

据不完全统计，截至2020年10月，国务院国资委监管的96家央企中，开展氢能相关业务或布局的中央企业有26家，数量占比为27%。工业能源领域已有超过10家大型能源央企涉及氢能业务布局，各企业根据自身特点，在氢能产业布局各异。如中国石化提出将氢能全产业链作为新能源发展的核心业务，锚定建设中国第一大氢能公司，大量布局建设供氢中心和加氢站等。国家电投集团布局主要集中在利用集团可再生能源制氢，以及燃料电池全产业链的研发两方面。国家能源集团布局从氢到加氢站的氢能利用全产业链，并开展氢燃料电池的研制与开发。中船重工旗下的718所布局利用可再生能源弃电制氢技术、氢气隔膜压缩机等加氢设备；712所布局船用燃料电池系统解决方案。东方电气布局燃料电池、储氢容器等。中车集团布局氢燃料电池客车、氢能源有轨电车，燃料电池动力系统集成及核心辅机，燃料电池系统核心部件等。宝武集团与中核集团布局核能—制氢—冶金耦合技术。能源央企相比其他企业有能源、资金及企业信用上的优势，不仅可吸引更多的风险投资和发起基金，还可集聚更多的产、学、研方面技术资源，通过加强协同创新，探索并推动氢能从制取、储运到应用全产业链的技术突破。

1.2 引导氢能发展政策不断出台

1.2.1 氢能列入“十四五”规划编制重点任务

2020年4月，国家能源局发布《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》，氢能被列入能源范畴，同月国家能源局综合司印发的《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知》提出将应用氢能技术纳入“十四五”可再生能源发展主要任务和重大项目布局。2020年5月，《关于2019年国民经济和社会发展计划执行情况与2020年国民经济和社会发展计划草案的报告》提出“制定国家氢能产业发展战略规划”。2020年10月国务院发布《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》明确提出到2035年实现燃料电池汽车商业化应用的发展愿景。

1.2.2 完善氢能标准体系与扶持政策

燃料电池汽车“以奖代补”政策落地。2020年4月，工业和信息化部印发《2020年新能源汽车标准化工作要点》提出持续优化标准体系，加快燃料电池汽车等重点领域标准研制，积极参与全球技术法规协调，深入参与国际标准制定，广泛开展国际合作交流。同月，财政部、工业和信息化部、科技部、国家发展改革委联合印发《关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》，提出调整补贴方式，将当前对燃料电池汽车的购置补贴，调整为选择有基础、有积极性、有特色的城市或区域，重点围绕关键零部件的技术攻关和产业化应用开展示范，中央财政将采取“以奖代补”方式对示范城市给予奖励，争取4年左右建立氢能和燃料电池产业链，完善关键核心技术，实现突破，形成布局合理、协同发展的良好局面。2020年9月，国家财政部、工业生产和信息化管理部、国家科技部、发展改革委、能源局联合发布的《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》确定将燃料电池汽车的购置补贴政策，调整为燃料电池汽车示范应用支持政策，以形成布局合理、各有侧重、协同推进的燃料电池汽车发展新模式。示范期暂定为4年。

1.2.3 大部分省份及地方政府发布氢能规划，十余个城市群提交燃料电池汽车示范方案

随着国家对氢能产业的大力支持，各省市结合自身优势进行氢能产业布局，完善氢能产业链。目前氢能产业已形成京津冀、长三角、珠三角三大集聚区，出现以北京、上海、广东等为代表的先行城市（见表1）。尽管由于不同地区经济发展水平以及资源条件约束，氢能规划目标差异明显，但多地规划都提及阶段发展目标，包括产业产值、投用车辆数、加氢站建设、企业培育等。据不完全统计，在已经发布的地方规划中到2025年即将推广燃料电池汽车累计超过12万辆，加氢站超过600座，氢能与燃料电池产业累计产值将超过9千亿元。2020年9月21日国家财政部、发改委等五部门联合发布《关于氢能燃料电池汽车示范应用推广的通知》后，全国已有上海、浙江、江苏、广东、湖北、山西、山东、辽宁、北京、河北、四川等十余个省市确定申报。

表1 中国主要地区氢能发展规划

1.3 技术和产业链继续突破和完善

1.3.1 氢能供应链关键零部件和技术开发有突破

氢能产供技术总体与国外差距较小。制氢技术国内已拥有20万Nm3/h煤制氢、8万Nm3/h天然气制氢、4万Nm3/h甲醇制氢的工程技术集成能力与实际工程案例，并掌握氢气液化关键技术。同时，碱性电解水装置的单机制氢能力也可达1 000～1 200 m3/h，并拥有完全自主知识产权的设备制造、工艺集成能力。碱性电解槽我国整体处于世界领先水平。副产氢高纯净化方面，我国具有成套技术装备，处于世界先进水平。加氢站国内具有自主研发生产35 MPa加氢机能力，完成70 MPa加氢机实验样机开发；压缩机具备45 MPa小流量压缩机的完全自主研发制造能力，并可通过进口关键零部件，实现中等流量压缩机自主集成；同时，拥有87.5 MPa压力等级压缩机的试验样机。固定储氢拥有完全自主知识产权的45 MPa与98 MPa固定储氢容器设计与制造能力，其中，45 MPa储氢容器单体水容积可达到20 m3，使用寿命可达5万次以上，98 MPa固定储氢容器单体水容积可达到1 m3。液氢储罐可完全国产化，最大容积可达300 m3；氦制冷循环设备已掌握核心技术。

1.3.2 氢燃料电池汽车产业链逐步完善

燃料电池系统、电堆、空压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拔件取得了突破性进展。自主研发的燃料电池发动机性能及环境适应性不断提升，系统功率已超过100 kW，系统功率密度达500 W/kg，实现-30℃低温冷启动。在发动机工程化设计方面，由过去开发单一产品转化为开发模块化、平台化系列产品，由于掌握了燃料电池发动机内部的核心技术，可在产品外观不变的情况下，为客户提供不同功率搭配的燃料电池发动机。燃料电池系统国产化率目前已超过80%。燃料电池电堆性能改善情况见图2。

图2 燃料电池电堆性能改善情况

1.4 仍需提高产业化水平和完善法规

1.4.1 氢燃料电池汽车技术产业化水平滞后

技术产业化水平低，核心技术与国外技术尚有差距（见图3）。目前，氢能与燃料电池汽车关键技术多来源于国家科技研发项目，开发应用主体多为科研院所或科技型企业，实现氢能产业化发展的能力不足或力度不够，导致我国氢燃料电池汽车技术产业化水平滞后。如PEM是未来电解槽的发展方向，我国目前只有为数不多的单位在实验室开展研究，工业化显著落后于美国、日本、德国。燃料电池催化剂、隔膜、碳纸、空压机、氢气循环泵等主要依赖进口；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尽管已达国外商业化产品水平，但多停留于实验室和样品阶段，尚不具备批量生产技术。燃料电池电堆及系统在全工况下的性能验证有待提高，可靠性、耐久性等与国际先进水平存在差距。氦制冷循环设备虽已掌握核心技术，但尚未达到量产水平；氢气品质检测和氢气泄漏等重要测试装备欠缺，权威检测认证机构尚未形成。氢能产业链的制、储、运、加各环节尚未完全打通。

图3 国内外氢燃料电池产品与技术差距

1.4.2 成本居高不下，盈利困难

可再生能源制氢尚不具备经济性。2019年我国陆上风电和光电平均成本约0.39元/kW·h，按照每制备1 kg氢气需50 kW·h电计算，1 kg氢气制氢成本超过20元。

氢能储运分销成本高，盈利困难。基础设施是保障燃料电池在汽车、火车、船舶、发电装置等领域应用的关键。我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；国内车载储氢瓶压力主要采用35 MPa，国外多为70 MPa。国内氢气运输基本采用20 MPa长管拖车，运量小，运输半径有限，成本较高，国外采用45 MPa长管拖车以及液氢槽车。国内氢气管线主要为点对点的工业用户，距离较短。我国将氢气作为危化品管理，各地管理体系不清晰，且受站址用地等因素影响，加氢站建设较为滞后，建设费用高、利用率低、补贴政策不到位，氢气价格高企，目前盈利较为困难。

燃料电池仍处小批量生产阶段，成本居高不下。我国虽已建成部分氢能产业园，但分布较为分散，未形成足够规模的产业集群，燃料电池产品的生产和应用远未达到规模化发展阶段。

1.4.3 法规标准管理制度亟待完善

2020年4月，国家能源局发布《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》，首次将氢能列为能源范畴，但氢能在《意见稿》中的表述仍很有限。现代氢能经济正在逐步建立绿色、经济、高效的氢能供应体系，在此过程中，不可避免地会遇到一系列新问题。在氢气运输、储存、使用、管理等环节，亟待具有可操作性的措施。如传统炼化行业将氢气作为工业原料使用，氢能与燃料电池产业则作为燃料使用。我国东西部能源分布不均导致上游氢能资源与下游氢能应用市场的空间分布不匹配，需通过大规模、长距离运输来实现又一轮“西气东输”，但相关标准缺失与管理体制等问题极大地限制了氢能储运行业发展。国家法规虽对氢气的存储与运输提出监管要求，但在执行层面责任主体不明确、管理体系不完善；标准体系建立过程阻碍大，20 MPa以上高压气氢、液氢、管道运输等尚无相关标准和法律法规。低温液态储氢是全球研发重点，具有储氢密度高等特点，可减少车辆运输频次、提高加氢站单站供应能量。但在我国受到法规标准所限，该方式目前仅用于航天服务，尚无民用液氢输送案例。加氢站建设审批程序复杂且涉及部门众多，主管部门不明确、政策体系不完善导致了若干难题。由于制氢属于工业用地性质，加氢站属商业用地性质，具有成本优势的电解水制氢加氢一体站项目通常只能建于工业园区，无法实现商业化。此外，出于安全考虑，按照政策要求，制氢和加氢环节必须严格分离，现阶段我国暂不允许在加氢站内直接制氢。目前国内政策法规尚不允许储氢瓶使用非金属内胆，车载氢瓶还要拆卸后检测等。

1.4.4 氢能产业低水平扩张苗头已显

各地同质化低水平急剧扩张。由于氢能及燃料电池是我国重点发展的战略新兴产业，近几年多地加速布局，逐渐形成了京津冀、华东、华南、西南、华中、西北、东北为主要覆盖区域的产业集群。总体来看，目前国内氢能及燃料电池产业呈现出“遍地开花”之势。2020年以来，尽管受新冠疫情影响，产业发展依旧没有减速。发布氢能相关政策的省市从上年的约30个增至今年的近50个，部分地区还在持续加码，相关企业也在加速涌入和扎堆布局，大量项目密集上马。但氢燃料汽车行业当前仍处于发展初级阶段，推广主要依赖政府采购和补贴。测算显示，从氢气制取到车辆运行，推广1 000辆氢燃料汽车需高达30～40亿元的资金投入，根据“以奖代补”新政，国家奖励资金至多17亿元，地方政府需自筹资金约20亿元。另外，我国氢燃料汽车产业还面临诸多技术“短板”。核心技术尚未突破，部分零部件和关键材料尚未国产。当前部分不具备条件的地区未立足当地已有产业基础和量力而行，跟风上马氢能及燃料电池项目，重复、低效投资将引发同质化企业的恶性竞争，最终将导致低水平重复建设。

2 国内氢能产业未来发展趋势

2.1 国内外均继续看好氢能发展远景

日本、德国、美国、韩国等20余个发达国家近几年均制定了氢能发展战略，其目标均是2030年后实施氢燃料电池汽车商业规模化应用，总应用规模超过1 000万辆。国外能源企业如英国石油、壳牌、道达尔等也布局加氢站和可再生能源制氢业务。国际氢能委员会乐观预测，到2050年氢能将承担全球18%能源需求。

国内行业乐观预测，2035年氢燃料电池汽车达到百万辆级应用规模。2020年10月，中国电动汽车百人会发布《中国氢能产业发展报告2020》，预测2050年氢能在我国能源体系中的占比约10%，氢气需求量6 000万吨，年经济产值12万亿元，全国加氢站数量达1.2万座。氢经济基本发展成熟，交通运输、工业领域实现氢能普及应用，燃料电池车年产量达到3 000万辆。《中国氢能产业发展报告2020》预测中国氢能发展总体目标见表2。

表2 中国电动汽车百人会对中国氢能产业发展预测

如果政策支持力度大、技术发展快，氢能有可能会快速发展。预计2025年前，国内氢燃料汽车和加氢站数量会有较多增加；2035年后，随着可再生能源制氢、氢燃料电池系统成本大幅下降，氢燃料车与柴油车相比购车成本相当，燃料成本略低，碳减排压力加大，氢燃料电池汽车（主要是物流车、公交车和重卡）、加氢站在部分地区将会大幅增加。

2.2 制氢向“绿氢”发展

2030年后“绿氢（可再生能源制氢）”和“蓝氢（化石能源制氢＋CCUS）”是主要氢源。目前，我国氢能产业以化石能源制氢或工业副产氢为主要氢源，可再生能源制氢在资源条件适合的地区逐步应用。目前“灰氢（化石能源制氢）”“蓝氢”“绿氢”制氢成本比例约为1∶1.6∶2，未来，在政策引导和可再生电力成本下滑带动下，预计加氢站氢源将从“灰氢”逐步向“蓝氢”“绿氢”过渡。我国制氢产业发展预测见图4。

图4 我国制氢产业发展预测

2.3 液氢、氢气管道运输将快速发展

液氢、管输氢将承担未来长距离氢能运输任务。随着氢经济规模不断扩大，我国氢能基础设施建设将逐步完善，包括液氢、氢气管道运输在内的多种运输形式都将快速发展。预计2030-2035年形成液氢运输主干线和部分氢气长距离输送管道，液氢运输占1/3以上，实现氢气长输管线超过3 000 km。我国氢运输产业发展预测见图5。

图5 我国氢运输产业发展预测

2.4 加氢站近期以合建站为主，中远期多元化发展

选址和用地是制约加氢站建设的重要因素，一般加氢站土地费用占总投资20%以上。在局部地区加氢站需求大量增加时，改造加油站和加气站并合建加氢站成为较为理想的模式。油氢合建站一方面便于解决市区内用地问题，一方面可降低加氢站建设和运营成本。近期多个地方政府发布的氢能相关政策显示，加氢站建设优先考虑合建站成为主流。如上海嘉定区发布的15座加氢站布局与选址规划油氢合建站占70%以上；2020年2月发布的《佛山市南海区氢能产业发展规划（2020-2035年）》要求新建、迁建加油站必须合建加氢站。长期来看，油氢合建站是加氢站最具竞争力的建设模式。

液氢加氢站比气态加氢节约用地1/3，发展潜力大。目前从全球来看，液氢加氢站占400多座加氢站中的1/3，绝大多数分布在美国和日本。目前国内由于政策约束和单站加氢量较少，外送氢气加氢站在相当长一段时间内都会是加氢站的主流。但液氢加氢站占地面积更小，大规模加氢站建设中，液氢加氢站建造成本更有优势。氢液化和再气化过程，纯度提高，有利于增加燃料电池寿命及电量。因此，未来中长期液氢加氢站（最大可做到4～6吨/日）更适合市场化大规模运营，发展潜力更大。

站内制氢可解决氢气运输不经济问题。由于国内法规对制氢场地的限制仍较为严格，目前国内站内制氢加氢站仅在山西大同建成一座，该项目由大同市政府与大同氢雄云顶氢能科技有限公司合建，制氢方式以电解水制氢为主，制氢加氢量500 kg。由于站内制氢加氢站可省去氢气远距离运输费用，可利用谷电或弃风、弃光、弃水等可再生能源电力制氢，从而降低终端供氢成本。因此，站内制氢未来应是加氢站的一种建设模式。

2.5 替代商用车为主

替代城市大客、长途重卡的燃料电池汽车将是交通领域氢能燃料的主要用户。与欧美氢能车辆主要是乘用车不同，当前中国氢能车辆构成主要以非乘用车为主，特别是氢能巴士和轻型/中型氢能卡车。截至2019年底，中国氢能巴士保有量4 297辆，占全球的96.4%，轻型/中型氢能卡车1 807辆，占全球的98.5%，而氢能乘用车不足百辆，仅占全球的0.4%。2020年9月，国家财政部、工业生产和信息化管理部、国家科技部、发展改革委、能源局联合发布的《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》明确示范重点推动燃料电池汽车在中远途、中重型商用车领域的产业化应用。我国燃料电池商用车发展路线见表3。

表3 我国燃料电池商用车发展路线

燃料电池发电在部分特殊领域开展应用。燃料电池在发电效率、环境保护、能量密度、工作噪声、可靠性上都有较大优势。燃料电池发电不受传统发动机卡诺循环的限制，理论上发电效率可达85%～90%，但由于工作时各种极化的限制，通电过程有部分化学能转化为热能，电能转化效率40%～60%。若实现热电联供，燃料总利用率可达80%以上。此外，燃料电池发电可靠性高，具有组装式结构，安装维修方便。跟其他二次电池一样，燃料电池会很快响应负载的变化。无论处于额定功率以上过载运行或低于额定功率运行，它都能承受且效率变化不大。由于燃料电池的运行高度可靠，可作为各种应急电源和不间断电源使用。目前燃料电池发电在美国、西欧和日本等发达国家已有一定应用规模，既包括舰艇、无人航行器等军用领域，也包括民用领域，作为传统发电的高效、可靠替代方案，为公共事业部门、市政设施、商业机构等多种场所提供清洁、可靠的主要或备用电源。

2.6 难以减排领域的氢能开发利用

目前在钢铁生产过程中需要使用焦炭作为还原剂，在石化和化工行业需要使用来自化石能源的氢气作为原料，我国这些领域造成的CO2排放约15亿吨/年，且都属于“难以减排领域”。物流重卡、船舶、无人机等对于续航能力和能量密度要求较高的交通领域，长远来看氢燃料电池比锂电池更有适用性和竞争力，氢燃料电池能够对其现有化石燃料进行有效替代，进而实现交通领域清洁低碳发展。未来随着大数据中心、5G通信基站建设，氢燃料电池应急保障电源也有较好的应用前景。氢能将有望在“难以减排领域”，如工业原料、高品位热源、重卡、船舶、应急保障电源等领域等得到大规模应用，完成这些领域的脱碳。

2.7 氢储能会成为主要储能方法

从我国能源转型需要大量生产消纳新能源的角度来看，储能技术的解决是实现未来能源系统的关键之一。通过可再生能源发电—储电或电解水制氢—储氢是解决可再生能源波动性和间歇性的重要途径。为提高可再生能源利用率，通过储能系统平抑可再生能源的波动性，以电能和氢气进行储能，可有效降低可再生能源发电的弃电率。电池的能量密度较低且存在自放电现象，适合于短期储能；氢气储能具有能量密度高的特点，适合于长期储能。电池和氢能储能结合可较好解决未来能源储能问题。氢储能技术是利用了电力和氢能的互变性而发展起来的。利用富余的、非高峰的或低质量的电力大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来，在电力输出不足时利用氢气通过燃料电池或其他反应补充发电，能够有效解决当前模式下的可再生能源发电并网问题，同时也可以将此过程中生产的氢气分配到交通、冶金等其他工业领域中直接利用，提高经济性。目前，氢储能技术在国外已有应用实例。如德国已开发运行了十多个氢储能示范项目，并不断拓宽氢能应用领域，包括供应周边加氢站、直接燃烧发电、使用燃料电池技术发电、与CO2反应制取甲烷等“电转气（PtG）”技术应用场景。我国已开始探索大规模可再生能源制氢的可行性。2020年国民经济和社会发展计划的主要任务中明确指出支持新能源汽车、储能产业发展，氢能/储能在支持之列。2020年国家征集可再生能源发展“十四五”规划重大基地和示范工程的通知中，也包含有新能源发电侧储能、新能源发电与氢能融合发展类项目。因此，虽然氢储能现阶段尚未大规模商业应用，但未来15～20年有商业推广应用潜力。

3 结语

氢能产业发展有利于实现我国能源转型，有利于实现我国绿色发展目标，有利于保障我国能源安全，有利于形成我国新经济增长点，已成为我国能源战略布局的重要部分。在碳达峰、碳中和背景下，氢能将在石化、钢铁、交通等领域推进一些较难脱碳行业的深度脱碳。随着技术进步、法规完善，我国氢能产业发展将步入新一轮快速发展期。