中国氢能利用技术进展及前景展望

曾 升，李 进，王 鑫，付永柱

(1.宇通客车股份有限公司，河南郑州 450061；2.郑州大学化学学院，河南郑州 450001)

近年来人类面临很多危机，例如气候变化和化石能源短缺等。在国际形势日趋紧张的当今，开发新型能源及燃料不仅具有极大的经济价值而且也是国家安全的重要保障。其中，氢能由于具有极高的燃烧热值和相对低廉的价格(煤制氢技术的成本在0.8～1.2 元/m3，低谷电制氢的综合成本在1.7元/m3)而被认为可行性最高。因此，它被广泛应用于各个行业，并且成为未来多元能源供给系统的重要组成部分。根据国际氢能源委员会全球氢能源发展趋势调查，到2050 年氢能产业在全球范围内将创造约3 000 万个岗位，全球车辆的20%～25%将是氢能汽车，氢能将供给全球能源需求的18%。因此，氢能的开发与利用技术将是新一轮世界能源变革的重要方向，发展氢能将有利于加快推进我国能源生产和消费革命。

为了实现“2030 碳达峰，2060 碳中和”的远景目标，一系列补贴政策不断出台。2019 年发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》指出氢能将成为我国现代能源系统中的重要部分，氢能成为实现我国能源系统多品种大范围互联互补的重要途径。同时，氢能源系统可弥补电能存储性差的劣势，促进能源可持续发展。近年来我国向着氢能商业化迈出了坚实的一步，有很多知名企业和研究所联合开发氢能源汽车，还有多地政府对加氢站建设进行大力扶持，因此其未来具有可观的发展前景。然而，目前氢能仍然存在许多问题，例如氢能源的制取和存储转运环节成本相对较高，加氢和储存转运存在缺陷等。本综述将主要从氢能利用技术的情况入手，并结合氢能资源的现状进行分析总结，论述我国的氢能市场分布以及存在的相关问题，最终为其发展和解决瓶颈提供一定的参考。

1 储氢技术概述

储氢技术是氢能源推广环节中的关键技术。然而由于其特殊性质，H2的储存是阻碍氢能推广的瓶颈。为了解决这一难题，科研人员研究开发了多种储氢技术。目前使用比较广泛的手段有高压储氢、液态储氢、金属氢化物储氢、碳基材料储氢以及化学储氢等[1]。以下将分类加以介绍。

1.1 物理储氢

通常可分为三类：压缩储氢(室温条件下，35～70 MPa)；液化储氢(−253 ℃，0.1～1 MPa)；材料吸附储氢(193 ℃，0.2～0.5 MPa)。物理储氢不涉及H2和介质间化学键相互作用。目前，高压气态储氢和液化储氢是最成熟的技术，燃料电池汽车上的氢能系统多使用这两种。图1 为几种物理储氢技术对比，下面将分别介绍几种常用技术的优缺点。

图1 几种物理储氢方式和相应的条件[2]

1.1.1 高压气态储氢

由于自然条件下氢的密度达不到能量载体的条件，因此必须提高压力才能实际应用。要达到燃料电池汽车行驶500 km 的目标，车载储氢需要约5～6 kg 的H2。由于空间限制，通常采用钢瓶(压力为35～70 MPa)等作为容器。几乎所有的氢燃料电池汽车都采用了高压储氢系统，例如丰田公司的70 MPa 高压储氢罐被应用于商用燃料电池车型上(图2)[3]。增大内压可以提高储氢密度，但当压强大于70 MPa 时，储氢量与压强不再为线性关系。继续增大压力，更多的压缩功和增厚的钢瓶壁导致储氢效率降低，并且有泄露和发生爆破等问题。研究认为，压力为55～60 MPa 时成本效益最大[4]。另外，可以使用全复合纤维结构缠绕的轻质高压容器储氢，发挥其质量优势。最后，添加辅助储氢物质可以进一步改进储氢容器的材质。复合轻质储氢罐的技术凭借其能耗低、速度快和简单易行的特点，有望成为未来最普遍的储氢技术[5]。

图2 日本丰田公司燃料电池车相关信息

1.1.2 低温液化储氢

低温液化储氢是将氢冷却到20 K 液化后装到“低温储罐”中，输送效率高于气态氢[2]。液态储氢罐是一种双层壁之间保持真空绝热的不锈钢容器，通过一层薄铝箔来阻挡热辐射。该技术具有储氢密度高等优点，但H2液化十分困难，因此这种方法经济性较低。另外，低温液化储氢罐的绝热性能必须很好，需要高效的真空隔热材料，制作工艺比较复杂[6]。另外加氢期间有冷却损失，会有额外的液氢蒸发[7]。液氢储存的经济效益与储氢量和运输距离密切相关，当储量大、运输距离远时，其成本低于高压气态储氢技术。气氢拖车运输技术成熟，是国内最普遍的运氢方式。当运输100 km 时，运输成本为8.66 元/kg。随着距离增加，运输成本受人工费和油费推动显著上升。液氢槽车运输效率高，灵活性高，适用于大规模、长距离运氢。运输距离为100 km 时，液氢罐车的成本为13.57元/kg，距离增加至500 km 时成本为14.01 元/kg。因此在高储量和长距离情况下，液氢存储转运成本将优于高压储氢转运。总体上来说，如果可以进一步降低能耗，压缩液化成本，其将成为一种极具前景的储氢技术。

1.1.3 吸附储氢

吸附储氢利用了氢分子与大比表面积材料之间的范德华力，通常必须施加低温和高压，通过吸附获得较高的储氢密度。迄今为止，最常用于制冷剂的是液氮[8]。与压缩储氢技术相比，由于吸附剂占据了较大空间，该技术提高空间有限。可用于吸附储氢的材料有：多孔碳基材料[9]、金属有机骨架(MOF)[10]和多孔聚合物材料[11]。碳材料和MOF材料可以实现8%～10%(质量分数)的吸附量[12]。但是由于吸附剂密度低且需要加入添加剂，储氢的体积密度往往会降低，再加上该技术要解决好热量管理等问题，因此整体效率低于80%(<6.7 kWh/kg)[13]。总的来说，该技术尚未达到生产规模，实际应用较少。

1.2 化学储氢技术

该技术利用储氢介质与H2通过化学反应生成化合物，从而实现储氢，主要有甲醇储氢、液氨储氢和有机液体储氢。介质通常为液体，在氢化和脱氢中能量损耗小，储运简单。有机液体储氢是借助某些不饱和烃类，例如苯、甲苯和萘等，与H2发生加氢-脱氢的可逆反应。其具有储氢量大、能量密度高、储运安全等优点，有望在未来储氢中发挥重要作用。

1.2.1 甲醇和液氨储氢

甲醇是优异的储氢化合物，储氢量可达12.5%(质量分数)或99 kg/m3。甲醇高效高选择性原位制氢反应是其中关键环节，相关的催化技术和工业条件均较为成熟，因此备受关注[14]。诺贝尔奖得主George Olah 在“甲醇经济”的构想中将其视为新能源战略的关键之一[15]。甲醇释放氢可以通过多种方式实现：一是甲醇在230～330 ℃的蒸汽重整中与水反应产生H2[16]；二是通过部分氧化反应或热解产氢，常用Cu/ZnO/Al2O3催化剂。NH3也是一种很有潜力的储氢介质，储氢密度非常高(可达17.7%)，在1 MPa 压力下的液氨密度为123 kg/m3。随着世界各国氢能应用的逐步推广，相关的化学化工问题将逐渐成为研究和开发热点[17]。

1.2.2 有机液体储氢

液态有机氢载体是一种能可逆进行氢化和脱氢反应的材料，可实现载体循环利用，储氢量大，经济成本较低[18]。虽然其效率高、安全方便，但反应过程需消耗能量，不如压缩储氢技术简便[19]。

有机液体储氢通常用不饱和烃类(如苯、甲苯等)，常温常压下在催化剂作用下进行加氢反应，在需要时进行脱氢反应产生H2。尽管甲醇和甲酸都是有机液态化合物，但它们加氢-脱氢过程并不可逆，因此不被视为液态有机储氢材料[20]。该技术目前有两个方向：一是用于燃料电池电动汽车行业[21]，汽车在加油站加注环烷烃，在车内脱氢供给电池，芳烃再返回加油站加氢生产环烷烃，实现循环利用。二是实现氢能跨时间跨地区储运。例如在夏季水电丰富时通过加氢过程完成储能，在冬季缺乏时发电。液态有机氢载体与现存的设备兼容性良好，是一种大有前景的储氢方案。

常用的不饱和储氢有机物及其性能如表1 所示。

表1 常用的有机液体储氢材料及其性能

1.2.3 金属氢化物储氢

金属氢化物储氢包括两类储氢合金：一类是合金氢化物；另一类是金属配位氢化物。某些金属或合金与H2反应后以金属氢化物形态吸氢，加热后放出H2。储氢密度可达标准状态下H2的1 000 倍，甚至超过液氢。各类金属合金的特点[26-27]如表2 所示。

表2 常用金属合金储氢材料特点[26-27]

金属氢化物放氢的方法为热解或水解：前者是吸热的，后者是放热的；热分解是可逆的，而水解是不可逆的；热解发生在固相中，而水解通常发生在溶液中。尽管已经开发了大量的金属氢化物用于热解储氢，但用水解法储氢效果最好的只有NaBH4。大多数金属可以与H2形成金属氢化物，但大多数并不适合作为储氢材料，最有可能用于大规模氢存储的是氢化镁和氢化铝。氢化镁可实现7.6%的高理论储氢密度，并且镁金属价格低廉[28]。然而镁和氢之间的相互作用很强，脱氢过程需要消耗很多能量，反应动力学也很缓慢[13,29]。因此必须超过300 ℃氢化镁才能脱氢[30]。这一技术的最大特点是高体积储氢密度和高安全性，目前主要用于小型储氢场合，如二次电池和小型燃料电池等。

2 制氢技术概述

目前主要有三种技术：一是化石能源催化重整制氢；二是用焦炉煤气、丙烷脱H2等工业副产气制H2；三是可再生能源如电解水制H2。该方法已占我国年制氢的3%左右。生物质制氢和光催化水解制氢等技术还仍处于实验室阶段，尚未达到工业要求，产收率有望近一步提高[31]。以下详细总结几种制氢技术原理和发展现状，如图3 所示。

图3 几类主要制氢方式

2.1 化石能源重整制氢

2.1.1 煤制氢

将煤炭在高温、常压或加压条件下通过气化技术转化为合成气。然后再用水煤气变换分离的方法提高H2纯度。由于煤气化过程需要氧气参与，因此需要配套空气分离体系。煤制氢最大的优点是技术路线成熟且成本低，特别适合大规模应用，煤制氢成本远低于天然气和甲醇制氢成本；然而该方法碳排量大和H2纯度低的缺点也较为明显。神华集团采用煤制氢技术，产能已经突破450 亿m3/年，可为两亿辆氢燃料电池车供氢长达千年。

目前我国发展应立足存量，尽可能满足化工、石化等行业大规模H2需求，还应注重控制碳排量，利用捕捉、封存等技术，大程度将“利用技术(CCUS)”与煤制氢体系整合应用，未来很长一段时间里仍作为我国氢能产业的主要组分之一[32]。

2.1.2 天然气制氢

该技术是将甲烷和水蒸气转化为CO 和H2，再在变换塔中将CO 变换成CO2和H2后通过不同的吸附塔，通过变压吸附技术提纯得到H2。目前天然气制氢占制取总量的96%，由于天然气成本已超总成本的70%，因此该方法依赖于天然气价格。由于资源供应有限和成本过高，未来很长一段时间不宜大规模采用该技术，已有的生产线也要在允许污染程度较高的区域提供H2。尽管该过程技术成熟，但高能耗、高生产成本和高投资决定了开发廉价的天然气制氢新工艺具有重大意义。

2.1.3 高温分解甲醇制氢

甲醇作为一种“氢”含量很高的液态化工品，在高效储氢中很重要。特别是我国近年来甲醇生产规模的扩大，为该技术提供了广大前景。甲醇重整制氢技术，已在国内外商业化多年，规模一般在2 500 m3/h 以下。与其他大规模转化相比，该技术具有流程短、投资少、能耗低、无环境污染等优点。由于甲醇价格波动明显，近中期应注重甲醇重整制氢＋燃料电池一体化应用技术的研发，并且探索“氢气生产-合成甲醇-甲醇运输-重整制氢”的模式。

2.1.4 高温分解液氨制氢

液氨可以方便安全运输，到达后把液氨加热到800～850 ℃，加入镍基催化剂，NH3分解产生含75%H2和25%N2的气体，其总效率可超过99%。该方法通常用作半导体或其他工业的H2保护气体制备技术，可用于提纯得到高纯H2。

2.2 工业副产气制氢

我国工业发展迅速，其中氯碱工业、煤化工焦炉煤气、丙烷脱氢、合成氨产生的尾气总量很大，因此通过工业副产气制氢具有很大的应用前景。未来我们将探索工业副产物更高商业价值的利用模式，达到可以直接供给的标准，更好地发挥经济效益。

2.2.1 氯碱工业制氢气

氯碱工业产氢纯度较高(体积分数99.3%以上)，但是还有很多H2没有被利用。由国家电投材料不完全统计，2018 年全国氯碱工业每年副产气中剩余H2总量达33万吨。由于下游沟通不顺畅以及提纯工艺有待升级等原因，副产物H2被直接燃烧甚至排入大气，不仅造成了严重资源浪费，而且危害环境。

2.2.2 煤化工焦炉煤气

焦炉尾气中H2占50%～80%，但是很多尾气无法综合利用，只能燃烧处理。目前焦炉煤气制氢和氯碱尾气制氢等工艺已经得到推广，大规模的H2提纯成本约3～5 元/kg，总成本为8～14 元/kg，因此该方法具有较高的经济优势。我国每年燃烧放空的焦炉气有300～500 亿m3。所以我国应充分利用工业含氢废气，统筹规划推动产业健康发展，为节能减排做出贡献。

2.3 可再生能源制氢

2.3.1 电解水制氢

该方法根据电解质种类不同，分为碱性电解水制氢、质子交换膜电解制氢和固体氧化物电解制氢等技术。碱性电解水制氢成本低、技术成熟，已广泛应用于电力和电子等工业领域。质子交换膜电解制氢技术需要高性能的贵金属催化剂，且分离膜成本很高，但对电解槽尺寸和质量的要求大大降低。固体氧化物电解制氢在900 ℃的高温下进行，使其效率比前两者高，但是尚处于实验室阶段。

此方法单位耗能约在4～5 kWh/m3，制取成本中70%以上是电价。若采用火电生产，不仅碳排放问题严峻，而且成本将达到30～40 元/kg。而利用谷电制氢可以降低成本并接近传统能源制氢方法。近年来，多地利用剩余水电、风能、光能和城市电网谷电发展电解水制氢示范工程。这种体系所得到的绿色氢能大大减少了碳排放。然而制约其发展的因素是成本较高，因此增大氢能储运基建支持力度，提高H2资源的空间调配能力非常必要。

2.3.2 生物质气化制氢

在世界范围内，该技术的研究已取得了很多成果，技术转化度较高。其主要通过生物质在高温气化炉内进行气化或裂解制得含H2的混合燃料，再通过分离富集的方式提高纯度。我国的生物质资源丰富，因此具有广阔的发展前景。

2.3.3 微生物制氢

该技术是在常温常压条件下用微生物发酵制氢的一类绿色途径。可进行生物质制氢的主要包括化能营养微生物和光合微生物，前者是通过原始基质发酵产氢的兼性厌氧菌或严格厌氧菌，后者是光合微生物可以利用光合作用进行产氢，如微型藻类和光合作用细菌等。

2.3.4 光催化制氢

1972 年，Nature 报道了藤岛昭和本田健一的重要研究成果：TiO2在紫外光下能够分解水产生H2和O2，量子效率为0.1%[33]。经过几十年发展，光解水效率达到了将近70%。目前催化剂主要分四类：半导体类、均相光催化剂、敏化材料和仿生类。其中半导体类是发展最好，最有应用前景的光催化剂[34-35]。半导体光催化的机理如图4(a)，在光照下电子从价带跃迁至导带，同时留下空穴，激发出的电子和空穴跃迁至表面，分别和电子受体与电子给体发生反应，完成光催化循环。此外，半导体需具有优异的电荷分离和转移效率以提高活性[36]。到现在，TiO2一直是此类催化剂的研究热点[37]。近年来多项研究发现，一些过渡金属氮化物也具有非常出色的光催化特性，例如Ta3N5以其优异的光吸收性能成为理论量子产率高达15.9%的研究体系[如图4(b)所示]。有研究证明负载氧化镁纳米层可以改变Ta3N5界面亲水性从而增大了与助催化剂的接触面积，降低了表界面的缺陷密度，加速电荷的传输，表观量子效率(500～600 nm)可达11.3%[38]。

图4 半导体催化机理和改性Ta3N5g光催化示意图

此外，很多在可见光波长范围内响应的光催化剂极大地促进了产氢过程[36]。最近有研究运用单一催化剂组分或Z 型光催化剂一步形成激发系统，在理想情况下催化过程中的电荷分离和转运不受复合和捕获的影响，且其界面催化过程不产生副反应。因此在Z 型光催化剂全解水过程中极大地提高了产氢效率。另外，固定微粒化系统相比分散系统具有更高的光催化性能，这为大规模利用太阳光进行产氢反应提供了可能[39]。最后光催化剂的研究还运用了很多表面工程策略，诸如共催化剂负载、表面形貌控制和表面结构优化等，并开发出了很多一步分解水制氢的高效催化剂。

2.3.5 核能制氢

利用核能进行大规模分解水制氢是无碳制氢技术中最为高效的策略。近几十年来，研究人员大力研究了两种新型方式：一是通过热化学循环制氢；二是通过高温电解方式。这两种方法都需要利用高温反应堆的热能来实现，其能量效率达到50%～60%，高于传统电解法(30%)。21 世纪初，加拿大原子能有限公司开发了新一代概念堆型，如超临界水冷核反应堆用于实现大规模制氢。该技术一方面作为全周期零碳排放技术，随着可再生能源发电平价上网，其成本持续下降；另一方面当波动性可再生能源在电源结构中占到较高比例时，单纯依靠小时级储能无法满足实际需要。我国在可再生能源制氢方面出台很多支持政策，例如四川、广东多地出台支持政策，电解水制氢最高电价一般被限定在0.3和0.26元/kWh[40]。

3 中国氢能资源的发展现状

氢能产业快速健康发展，是中国有效应对全球气候变化，提高国家能源供应安全和落实可持续发展战略的必要选择。中国具有优良的氢能供给平台和产业积累，已成为世界上最大的产氢国。初步评估现存的工业制氢产能总量可达2 500万吨/年，为氢能及燃料电池产业化初期阶段发展供给低成本的氢源。同时，如果中国每年将可再生资源用于电解水产氢，可制造200 多万吨的H2，这将成为中国氢能领域的主要来源[41]。

3.1 氢能资源应用途径分析

(1) 目前，90%的氢用作工业原料，但这部分氢大多来源于化石燃料，未来工业上的深度脱碳途径可以利用可再生制氢来替代这部分H2。制氢成本与碳排放成本是影响该用途进展的关键因素。H2综合成本为1.2～2.3$/kg 时，可再生能源制氢的竞争力将大大提升，预计到2030 年，氢能需求量为10 万～15 万吨/年。

(2) 氢能已经逐步用于交通运输领域的城市用车和短程公共车，但大范围推广仍受限于氢燃料电池及车载氢罐的成本，以及氢供应链基础设施完善程度。随着氢燃料和车辆成本的降低，鼓励政策的实施及加氢基础设施的完善，预计到2030 年，交通运输行业氢能需求量为7 万～15 万吨/年。

(3)氢能主要作为清洁燃料提供热量和电力，但目前仍受限于制氢成本。整体考虑系统年利用率及资本支出，氢能用于热电原料的比例将会进一步提升。此外，氢能以储能方式为电网提供平衡和灵活性的方法更有竞争力，大容量储氢成本未来低至0.3 $/kg。预计到2030 年，能源企业的氢能总需求量为10 万～18 万吨/年。

(4)对于分布式供暖，氢能是少数可以与天然气竞争的低碳替代品。随着制氢成本和氢锅炉、燃料电池成本的下降，根据《中国氢能产业发展报告2020》预计，到2030 年中氢锅炉与氢燃料电池的成本为900～2 000 $/(户·年)，建筑热电联供的氢能需求量为3 万～9 万吨/年。

3.2 氢能产业链发展现状

氢能产业在我国还处于起步阶段，在加氢基站和产业区建设方面无一致标准，有部分区域建设参差不齐；评价标准和检测体系有待进一步完善；氢能产业和燃料电池的核心技术产业化成都还较低；氢能商业化还需要历经市场的检验[42]。根据中国氢能联盟预计，截止2020 年国内建成运营加氢站、建设中和规划建设的加氢站总计约为144 座，其中在运营53座，建成2 座，规划建设89 座。近22 个氢能产业区成立，多地市广泛开展氢能源汽车的示范运行。

氢能在传统工业体系和新能源应用中都占有一席之地。从国家氢能产业的长远发展看，应着力统一规划发展标准和加强氢电安全、切实注重氢能的规模化应用。目前我国纯度99%以上的H2消费量约600 万吨，其中90%用于化工生产，还有2%～4%用于工业消费，用于汽车燃料消耗的不足1%。为了大力支持新能源发展，2001 年我国出台了相关扶持政策支持氢燃料电池的发展。《中国制造2025》中明确阐述了燃料电池汽车发展战略，首次将开发利用氢燃料电池规划提高到了战略层面；《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书(2016)》中首次提出我国氢能产业的发展路线蓝图，规划了我国在氢能源领域的目标；2019 年的《政府工作报告》中指出要加强氢能基础设施建设。总体上我国氢能产业链在核心技术突破和基础设施建设等方面都小有规模，但和国外比较还存在一定差距。我国现阶段氢能发展的两个瓶颈主要是核心技术和部件等还未实现产业化规模和燃料电池整体性能有待提高。例如，我国在氢能燃料电池的关键材料和核心部件的水平仍停留在实验室阶段，还未达到规模化生产。

3.3 中国氢能产业的发展前景

在2020 年政府工作报告中，李克强总理指出，要继续推广新能源汽车普及，增进新消费需求，助力产业消费升级。在国家宏观调控下，氢能发展必定进一步提升，这是有利于提升人民幸福的必然举措，发展前景十分光明。近年来我国出台了一系列国家层面的氢能产业发展和配套相关政策(表3)，这些政策为我国以后氢能产业的发展指明了方向。

表3 近年来中国氢能产业相关政策[43]

综合考虑能源革命战略以及国家相关规划，许多学者认为中国氢能产业将按以下路径分三个阶段推进：

第一阶段(当前至2030 年)：以煤制氢和工业副产氢为基础，推动氢能产业起步。到2030 年，通过碳交易制度推动碳捕集与封装配套的普及应用。在科技创新方面，加大氢能和燃料电池自主研发投入力度，提高关键核心技术装备的国产化能力。根据中国氢能联盟预计，到2030 年，氢能产值将达到1 万亿元，这期间全国商品化H2专用管线长度接近1 500 km；全国氢燃料电池汽车保有量将达百万辆级，加氢站数量达到5 000 座；全国加氢站平均绿氢供氢比例目标为10%，北上广等一线城市加氢站绿氢比例达20%。

第二阶段(2030－2050 年)：该阶段氢能战略将成为国家低碳能源战略的重要组成部分，非化石能源制氢效率取得重大突破，绿氢生产成本大幅降低。到2050 年，氢能产业的产值将突破4 万亿元，全国商品化H2专用管线长度超过5 000 km，加氢站平均绿氢供氢比例达30%，北上广等一线城市加氢站绿氢比例达50%。全国氢燃料电池汽车年销量超百万辆，在新车市场渗透率超过1%，到2040 年左右实现不依赖补贴的自主发展。

第三阶段(2050 年以后)：国家有望实现“能源独立”，氢能产业从区域发展拓展到各主要市场。2050 年后，可再生绿氢等新兴制氢技术将占据主导地位，全国加氢站基本实现由蓝氢和绿氢为主供氢，北上广等一线城市加氢站的绿氢比例将率先达到100%。我国氢燃料电池客车的市场渗透率，至2025、2035、2050 年将分别达到5%、25%、40%。根据《中国氢能产业发展报告2020》预计，到2050 年中国氢能占终端能源消费比例达10%，氢燃料电池汽车保有量3 000 万辆，H2需求量6 000 万吨，我国进入氢能社会。

4 总结与展望

随着能源需求的增长和环境问题的严峻，发展高效清洁的能源成为人类面临的首要问题。实现氢能源的快速发展和大规模应用，研发安全高效、低成本的经济型储氢技术是关键。综合各种方式的优缺点，物理高压罐储氢仍是今后很长一段时间的主要技术，未来将继续研发更轻质耐压安全高效的储氢罐。此外，光催化析氢技术将是未来氢能发展的研究热点，具有深远的战略意义。尽管半导体光催化领域发展取得了长足的进展，但仍存在很大的挑战，需要未来进一步研究。针对不同层面的我国氢能发展，做出以下展望：

(1)政策扶持和产业规划。现阶段氢能的各个环节中，目前国家对于氢能的支持还限于政策，尚未制定专门的发展规划和路线图，致使上下游产业不协调问题较为突出。因此，未来可从国家层面研究制定氢能燃料电池总体规划，从而引导技术创新和产业的快速发展。

(2)提升相关技术和装备。氢能燃料电池关键零部件较多、系统复杂、工艺繁琐，但我国相关核心技术和设备自主化程度不足。例如，催化剂、隔膜、碳纸、空压机、氢气循环泵等仍主要依靠进口，严重制约我国自主可控发展。近年来我国在高活性催化剂、高质子电导率复合膜、低铂电极和高功率密度双极板等方面的水平已经超过国外相关产品，但还没有大批量生产。因此，亟待加强上述核心部件的技术转化，全面实现国产化与批量生产。

(3)基础配套设施。加氢站的建设布局很大程度上制约了氢能汽车的发展。因此，可以通过加大补贴力度、支持加油(气)站与加氢站合建等措施加速发展。在此基础上，通过一线城市示范，带动全产业链的成熟和完善，从而促进我国氢能燃料电池产业的全面发展。

(4)降低发展成本。现阶段氢能成本受控于催化剂材料和隔板等技术原因，也受制于应用规模有限。当前，可再生能源制氢成本高达3～7.5 $/kg，但到2030 年利用可再生能源制氢的成本可以下降30%。目前车用氢燃料电池的成本为230 $/kW，预计近期可以降到180 $/kW，远期下降到50～75$/kW，届时氢燃料电池汽车的经济性将超过电动汽车。