一、氢能产业已经初具雏形
1 氢气产能稳定，绿氢制取项目布局加快
2021年，我国氢气总产能约4000万吨，产量为3300万吨，其中，达到工业氢气质量标准的约1200万吨，为全球最大的产氢国。2022年新增氢气产能增量有限，总体维持在同等水平。2022年，全国首次公布（含签约）的可再生能源制氢项目15个，累计达130余个，较2021年的55个项目明显减少，但风光制氢已成为我国新增制氢项目主力。
2 加氢站建设增速基本持平
2022年，我国新建成加氢站94座，累计建成324座，与2021年新建101座基本持平。基础设施建设整体增速平稳，但各省（区、市）加氢站建设规划有所滞后。加氢站分布广泛，集中于“氢进万家”“燃料电池汽车示范城市群”形成的六大氢能示范区，即在京津冀、长三角、珠三角、河南、山东等区域具有较高的分布密度。
3 燃料电池汽车示范规模稳步推进
根据中国汽车工业协会数据，2022年，我国氢燃料电池汽车累计生产3626辆，累计销售3367辆，销量同比增长37.67%；截至2022年年底，全国氢燃料电池汽车保有量达到12305辆，商用车为主要车型，乘用车占比不足0.2%。燃料电池汽车在国家监管平台累计接入10058辆，2022年新增接入2321辆，年均增长率32.72%。
4 关键装备产能大幅提升
电解水系统和燃料电池系统是氢能产业两大装备。2022年，我国碱性电解水制氢设备的出货量约776MW，电解槽总出货量约800MW，在2021年基础上实现翻一番。此外，2022年，我国有21家企业推出电解槽新产品，电解槽装备制造企业达百余家。电解槽年供货能力累计超过8GW。
2022年，我国燃料电池系统实际产能超过11万台套/年，有65家氢燃料电池系统厂商进入工信部2022年1—12批新能源汽车推广应用推荐车型目录，具有明确产能和一定出货量的燃料电池系统企业主要有30余家。燃料电池系统产能已远超《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》提出的到2025年累计推广燃料电池汽车5万辆的配套需求，同时满足《节能与新能源汽车技术路线图2.0》提出的到2025年燃料电池汽车保有量达到10万辆的配套需求。
二、政策支持产业发展提速
1 顶层设计持续推进
2019年，氢能首次被写入政府工作报告。2020年9月，财政部、工业和信息化部等五部门联合开展燃料电池汽车示范应用。2020年4月能源局发布《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》，氢气能源属性正在明确。2021年3月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》首次把氢能产业写入“五年规划”。2021年10月，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，统筹推进氢能“制-储-输-用”全链条发展。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）》，氢能被确定为未来国家能源体系的重要组成部分和用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。
2 政策体系逐渐建立
据不完全统计，2006年至今，我国发布国家层面氢能相关政策80余项。从整体上来看，我国氢能政策主要可以分为起步阶段、推广阶段和快速发展阶段三个阶段，各阶段的产业政策及主要特点是：起步阶段（2006-2015年），氢能产业政策主要侧重于以氢燃料电池等前沿技术的研发；推广阶段（2016-2018年），氢能产业政策从燃料电池延申到制储运用全产业链研发；快速发展阶段（2019年至今），明确将氢能纳入我国能源战略体系，列为前沿科技和产业变革重要领域，稳步推进氢能多元化示范应用。
3 区域政策密集落地
目前，全国已有30个省（市、自治区）均把氢能写入“十四五”发展规划中，北京、上海、内蒙古、天津、河南等十多个省（市、自治区）发布氢能源相关专项规划。值得一提的是，北京、上海、内蒙古和山东等四个省（市、自治区）明确提出“2025年氢能产值千亿”的目标。此外，保定、濮阳、宁波、嘉兴等多个地级市也陆续发布了近百项氢能产业专项发展规划。
4 标准规范产业发展
2020年，全国氢能标委会基于氢能技术进展和产业需求，系统构建了氢能全产业链标准体系，包括基础与通用、氢安全、氢制备、氢储存、氢输运、氢加注、氢能应用等七个子体系，全面梳理国内外氢能标准进展，编制了标准体系表，为全面推动氢能标准化工作提供指导。根据国家标准全文公开系统统计，截至目前，我国氢能领域已发布相关标准101项，基本涵盖制、储、运、加、用全产业链。
三、氢能产业发展前景光明
在政策助力、企业投入加大、产需逐步形成合力的推动下，我国氢能产业发展前景光明。
1 氢能需求将持续增长
根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》估算，2030年我国氢气年需求量将达3715万吨，在终端能源消费中占比约5%；2050年，氢气年需求量将达6000万吨，氢能在中国终端能源体系中的占比将达到10%，产值将达到1万亿元，氢能成为终端能源体系的消费主体；2060年增加至1.3亿吨左右，可再生能源制氢占比70%，终端能源消费占比为20%。
2 可再生能源制氢规模化发展
我国可再生能源装机居全球第一，我国电解水制氢能力每年可达到9亿立方米，制氢成本降至25元/千克。随着可再生能源大规模推广，制氢成本有望持续下降。预计到2025年，可再生能源制氢成本将在目前的水平上降低35%-50%，2050年降幅可达60%。
3 多元化示范应用场景不断拓展
未来随着更多氢能投资项目落地，产业协同效应将逐步凸显，氢能将在交通、储能、工业等领域实现多元应用。
四、产业发展依然面临挑战
1 成本过高阻碍氢能商业化发展
氢能装备成本过高，制氢端1000标方/小时的碱性电解槽单台售价约1000万元，1000标方/小时的质子交换膜电解水系统售价为3000万—5000万元/套；用氢端燃料电池系统价格约为4000元/kW，燃料电池重卡及大中型客车单价则在150万元以上，加氢站压缩装备单价也超过100万元。制氢端和用氢端装备成本过高将影响以绿氢为主的氢能产业经济性和应用市场的发展。
绿氢生产成本过高，绿氢制造过程消耗电量和水量均较大，可再生能源制氢一体化项目中，绿氢生产成本约为1.6元/标方，相对煤制氢约1.1元/标方不具有竞争力，在推动可再生能源制氢项目示范过程中，为保障下游用氢价格相对较低，部分项目内部收益率取值维持在0%左右。
氢气使用成本过高，交通领域将氢气运输成本和加氢站运营成本摊入氢气售价时，在化石能源制氢或工业副产氢不含补贴情况下，不同区域加氢站运营达到盈亏平衡时需氢气售价为40-90元/公斤，燃料电池汽车用氢成本远高于现有燃油车用油成本。另外，其他领域以绿氢替代应用为目标，在下游产品价格不变和碳税尚未实施条件下，绿氢价格明显过高。
2 示范应用布局存在不协调情况
绿氢生产领域，绿氢除能够在炼化领域实现对化石燃料制氢的完全替代外，在合成氨、合成甲醇领域无法实现完全替代。因为，一方面，下游产品存在对碳的需求，另一方面，传统化石能源的副产品已形成稳定的产业链。目前绿氢项目的消纳方案多为增量和部分存量替代，增量型项目扩大了氨或甲醇的产能，或将影响下游氨和甲醇产品的市场价格稳定。
氢能交通领域，燃料电池汽车推广数量与加氢站建设数量匹配性较差。虽然车与站比例较2021年有所缩小，但在我国大力鼓励新能源商用车应用的背景下，中重卡和公交车将是用氢主力车型，以目前车与站之比接近38∶1的条件，部分车辆仍无法实现便捷加注氢气。
3 国内外氢能市场缺少有效联系
2022年国内公开的绿氢生产及氢能应用项目均以国内消纳为主，尚未涉及与国外市场的对接，而国内市场中既有绿氢规模消纳又以合成氨、合成甲醇为主，氨和甲醇的市场化消纳短时间内也是较大难题。国内市场的内在供需关系难以解决绿氢的规模生产和消纳带来的一系列问题。
国外市场一直在探索绿氢为基础的绿色化工产品和能源产品的国际运输及应用，日本、韩国与中东之间，日本与澳大利亚之间初步构建了跨洋氢贸易路线，欧洲国家也规划了氢能跨洋运输路线。但是国内绿氢及其下游产品尚未融入国际市场，国内外缺乏有效的价格机制，国内供需矛盾亟需从国内国际双循环之中获取破解之道。
五、氢能产业发展措施建议
氢能产业发展是一项涉及面广、综合性强的系统工程。笔者认为，国家层面氢能产业政策发展措施如下：
一是继续完善氢能产业顶层设计。从国家层面统筹协调、完善相关政策体系，化解政策瓶颈和法律法规限制。首先加快出台国家氢能发展“1+N”政策支撑体系，制定详细的氢能产业发展路线图。其次明确氢能产业主管部门，建立完善的氢能基础设施审批、建设和验收流程，加强对氢气制取、储运、加注、应用等各个环节的安全监管。
二是持续推动关键核心技术攻关。持续推动氢能关键核心领域技术攻关，助力创新链与产业链协同发展。建立科学长效的产业发展扶持与激励政策，加强产业薄弱环节政策支持和引导，鼓励自主创新，突破核心材料和关键技术瓶颈。
三是鼓励探索氢能多元利用模式。鼓励各地因地制宜探索氢能多场景、高效利用新模式。从国家层面统筹协调各地发展节奏，统筹推进氢能产业多元化示范，形成区域间协同创新、产业互补的发展格局。
四是积极开展氢能标准规范编制。引导行业高质量开展标准规范编制，进一步完善我国氢能全产业链标准体系。不断提升国际标准化工作水平，鼓励国内更多技术专家参与国际标准制定，发表中国意见。
