我国氢能产业发展政策梳理

新能源产业面临的挑战

氢能产业链整体成本偏高，尚未突破规模化降本难点

首先，我国可再生能源制氢和大规模储运技术还处于起步阶段，氢气主要以长管拖车等公路运输方式为主，运输成本高且效率低，多种零部件和材料尚未实现完全自主可控，致使氢气制备和储运成本较高。

其次，氢气产、用空间分布不匹配，我国光伏、光热、风电等可再生能源集中在西北、东北等地区，而高耗能、高碳排放且难以脱碳的钢铁、煤化工、水泥等工业以及氢燃料电池汽车等交通工具，大多集中在东中部经济发达地区，与可再生能源制氢空间分布上存在不均衡。长距离输送能源效率低、能耗损失大，在清洁能源逐渐占主导地位的情况下，靠特高压和输气管道来输电输气，工程浩大，且时间紧张，容量不够。

第三，加氢站等基础设施配套不足，建设资金投入大，建设成本偏高。

绿氢大规模制备技术有待进一步突破

绿氢作为最理想能源，是未来氢能发展的主要方向。一直以来，技术和成本制约着我国氢能源产业发展，目前绿氢仍面临生产成本高、缺少专用基础设施、制取过程中能量损失严重等难题，尤其是未来大规模的氢气用量使其对氢能价格更为敏感。

目前，绿氢制备主要依靠碱性电解水和质子交换膜电解水技术，其中质子交换膜电解水技术因其具有更广泛的负载范围和更短的响应启动时间，具有环境友好性且运维简单，更有利于与风电、光伏等波动性间歇性发电相耦合，国外发展较为成熟，已开始商业应用，但我国尚处于研发走向工业化的前期阶段。

高压氢气储运技术与国外存在较大差距

目前我国氢能储运长管拖车仍以20兆帕的Ⅰ、Ⅱ型瓶为主，单车运输氢气量260～460千克，储运成本高、效率较低。国外则采用45兆帕纤维全缠绕高压氢瓶长管拖车运氢，单车运氢可提至700千克。

从储氢密度、轻量化等角度出发，轻质Ⅲ/Ⅳ型瓶高压储运的优势更为明显，我国这一技术与国外相比，存在较大差距。

日本、韩国、法国与挪威等国的Ⅳ型储氢瓶均已量产。Ⅳ型瓶中碳纤维复合材料成本占比较高，当前罐体材料已基本实现国产化，但高性能碳纤维材料、碳纤维缠绕工艺设备和高压瓶口阀仍依赖进口。国际上已经推出50兆帕的氢气长管拖车，每次可运氢气1000～1500千克。

地方层面存在产业同质化苗头

各地培育氢能产业链的积极性愈发高涨，但产业发展同质化苗头有所显现。燃料电池汽车示范应用政策发布以来，部分地方为抢占先机，纷纷启动氢能规划，设立氢能园区，各企业也在寻求项目落地。

据统计，目前全国氢能产业投资超过千亿元，各地已落地氢能产业园超过70个，短时间内面临产能过剩风险。同时，各地氢能产业普遍存在重应用、轻研发，重短期效果、轻长期投入，急于求成等问题。

加之对攻克关键材料和核心技术缺乏协同，国企民企未形成统一合力，一定程度上出现了“重复造轮子”，仅关注氢能在交通领域的应用，未有效发掘氢能清洁低碳属性和多元应用的潜力。

政策梳理

加大关键核心技术攻关，助力氢能产业补链强链

持续推进绿色低碳氢能制取、储存、运输和应用等各环节关键核心技术研发。

在氢能制取环节，重点突破质子交换膜电解水制氢技术。

在氢能储运环节，加快高压气态、低温液态核心技术攻关，推动纯氢管道和天然气管道掺氢输送技术攻关和示范，将氢气由中西部风光可再生资源丰富地区低成本输送至东部发达地区，提高氢能供应能力，降低用氢成本。

加快推进质子交换膜燃料电池技术创新，开发关键材料，推进核心零部件以及关键装备研发制造，加快国产自主化装备推广应用。

优化氢能产业发展空间布局，鼓励各地开展试点示范

在供应潜力大、产业基础实、市场空间足、商业化实践经验多的地区稳步开展试点示范。

支持试点示范地区发挥自身优势，改革创新，探索氢能产业发展的多种路径，在完善氢能政策体系、提升关键技术创新能力等方面先行先试，形成可复制可推广的经验。

依托长三角、粤港澳大湾区、京津冀集群化优势，通过“点线面”结合方式，建立全产业链多主体发展模式。

以市场应用为牵引，推动氢能多元化发展

坚持以市场应用为牵引，通过强化财政金融支持、推动各地创新发展模式，积极推进氢能产业发展。

点线结合、以点带面，引导各地有序推进氢能在交通领域的示范应用，因地制宜拓展氢能在储能、分布式发电、工业等领域的应用场景，推动规模化发展，加快探索形成有效的氢能产业发展的商业化路径。