氢能作为一种清洁、高效、安全、可持续的二次能源，可通过一次能源、二次能源及工业领域等多种途径获取，也可广泛应用于工业、建筑、交通、电力行业，是未来构建以清洁能源为主的多元能源供给系统的重要载体。

　　氢能的开发与利用技术已经成为新一轮世界能源技术变革的重要方向，也是汽车产业未来发展的战略制高点。发展氢能将有利于加快推进我国能源生产和消费革命，对新时代能源转型发展具有重大意义。

　　中国的氢能产业已进入产业化的快车道，尤其是从2017年以来，在关键技术突破、产业规模增长上取得一定成绩，许多地方率先出台支持政策，实现了小规模全产业链应用示范。

　　但随着产业规模与应用场景的增加，氢能基础设施（主要为加氢站）的供氢保障问题已成为制约整个产业持续发展的重要因素。

　　1.中国氢能已具备产业化条件

　　中国发展氢能的优势在于具有良好的制氢基础与大规模应用市场空间，我国现有工业的制氢产能已达到2.5×107t，2018年中国弃风、弃光、弃水总电量约为1.0229×1011kW·h，国内化工行业还存在部分无法循环利用的副产氢，均可提供大规模氢源。

　　同时，中国拥有全世界最大的汽车与新能源汽车市场，在民用车之外，矿山港口重型车、物流车、重柴油车、轨道交通、船舶及岸电设施，甚至航空器，这些都是未来氢能创新应用的方向，中国已具备大规模氢能利用的供氢条件与市场空间。

　　2.中国氢能基础设施产业发展现况

　　投入强度显著提升，加氢站数量规模增加。

　　自2017年以来，中国氢能产业呈现爆发式发展，现阶段中国的应用市场主要以燃料电池大巴车与物流车为主。

　　为了满足车辆应用示范，各地已开始大规模规划并建设保障性加氢站，截至2019年3月，中国已投产加氢站数量达到25座（包括两座内部整改站），较2017年增加14座。

　　中国加氢站建设情况（截至2019年3月）

　　在已建成加氢站中，固定式加氢站11座，撬装式加氢站14座，此外，有17座加氢站在建，加氢站分布主要集中在广东、江苏、上海、湖北、河北等地。

　　中国加氢站分布（截至2019年3月）

　　关键技术不断突破，装备国产化进程加快

　　在制氢技术方面，国内已拥有大规模煤制氢（制氢能力2×105 m3/h 以上）、天然气制氢（制氢能力8×104 m3/h）、甲醇制氢（制氢能力4×104 m3/h 以上）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1000~1200 m3/h，并拥有完全自主知识产权的设备制造、工艺集成能力。

　　在加氢站方面，国内具有自主研发生产35MPa加氢机能力，完成70MPa加氢机实验样机开发；在压缩机方面，具备45MPa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87.5MPa压力等级压缩机的试验样机。

　　在固定储氢装置方面，拥有完全自主知识产权的 45MPa与98MPa固定储氢容器设计与制造能力，其中，45MPa储氢容器单体水容积可达到20m3，使用寿命可达5万次以上，98MPa固定储氢容器单体水容积可达到1m3。

　　此外，少数企业已拥有加氢站系统控制算法优化与产品集成能力，目前加氢站的氢气一次性利用率可提高到70%~75%。

　　地方政策纷纷出台，区域骨干供给网络初显

　　全国已有14个省（市）实质性开展氢能产业布局与推广工作，分别是广东、山东、江苏、湖北、河北、山西、浙江、四川、北京、天津、吉林、辽宁、安徽、河南。以上大部分地区均出台了相关产业扶持政策，并落地一批燃料电池或整车产业，推动加氢站建设，积极开展示范运营。

　　例如产业政策较为完善的广东省佛山市，2018年6月广东省发布了《关于加快新能源汽车产业创新发展的意见》，明确提出电解水制氢电价享受蓄冷电价的政策；佛山市南海区人民政府发布的《促进加氢站建设运营及氢能源车辆运行扶持办法》，对加氢站补贴力度最高可达到800万元，对加氢站运营补贴最高可达到20元/kg。

　　这些地方规划与政策的出台，有利于国内区域性供氢网络的构建，加速区域氢能产业生态培育。

　　3.中国氢能基础设施产业面临的挑战

　　缺少系统性的发展战略

　　在整个能源生产与消费体系中，氢能的定位尚未明确，将制约其在能源革命中发挥应有的作用，也未制定氢能与燃料电池产业系统性的发展目标与实施路径。

　　加氢站数量与性能相对落后

　　中国目前建成的加氢站数量约为日本的四分之一，也远落后于德国与美国。国内大部分加氢站属于场内测试站与撬装站，这些加氢站的特点就是固定储氢量或氢气压缩系统能力较低，随着加氢车辆规模的增加，将无法满足加氢车辆进场时间随机化、单次加注时间短的商业需求。

　　关键技术与成本亟待突破

　　我国虽已具有35MPa加氢站关键技术与装备集成能力，但在关键指标与国产化方面，还存在很大差距。

　　在压缩机技术方面，完全国产化的45MPa压缩机流量较小且在实际应用中故障率较高，其关键部件仍需通过进口后在国内组装，同时，国内不具备生产商用87MPa压缩机能力。

　　在固定式储氢装备方面，国内储氢装置多为钢内筒钢带缠绕容器，目前45MPa固定储氢容器每立方米水容积的价格超过20万元，98MPa固定储氢容器每立方米水容积的价格超过100万元。

　　在加氢机技术方面，加氢枪依赖进口，国内70MPa加氢机处于试验验证阶段，与国外商业化运营的70MPa加氢机指标差距较大。

　　此外，氢基础设施的高压管路及阀门，目前需依赖进口；加氢站的工艺控制系统未来还需通过实际运营进一步验证及优化。

　　产业管理与监管体系尚未构建

　　加氢站作为城市基础设施类固定资产投资项目，若按照投资额度，在绝大多数地区按照备案类项目管理。

　　由于各主管部门对加氢站的评估审批缺乏实际依据与案例，也缺少自上而下的技术论证与标准支撑，导致“审批难、审批慢”。

　　加氢站作为城市交通体系的氢气分发站，安全监管体系尚未构建，不利于行业高质量发展。

　　商业模式与持续路径亟待探索

　　加氢工艺的复杂性导致加氢站投资及运营成本远超天燃气站。现阶段市场用氢需求较小、加氢站设备与工艺也未经过高负荷运转的稳定验证，未来加氢站运营成本会比理论预测值或目前实际经验值要高。

　　若参照汽油车运营成本制定售氢价格，结合现有的制氢与运氢价格，在没有补贴的情况下，加氢站很难实现盈亏平衡。

　　通过投资加氢站、外购氢、售氢的单一模式将无法持续，缺少协同制氢、储运氢、加氢等基础设施网络资源的优化配置，难以减少供氢成本，不利于整个氢能产业的持续发展。

　　4.氢能基础设施产业的发展目标与路径

　　未来30年，我国的氢能基础设施产业发展总体将分成三个阶段。

　　第一阶段（当前到2025年）：形成顶层路线清晰、产业政策基本健全、安全监管基本完善、市场竞争相对有序、商业模式不断创新、产业聚集加速、加氢关键装备技术基本实现国产化的产业发展态势，为产业健康持续发展奠定基础。

　　本阶段已完成氢能在我国的发展定位与战略目标，形成自上而下相对健全的行业发展指导意见、审批管理和财税优惠政策，基于信息化基本完成全国氢能基础设施安全网络体系。

　　在发展路线上，本阶段氢源将以城市周边富裕的工业副产氢、化工与电子行业配套的小规模化石能源制氢为主，少部分地区的电解水制氢为辅；储运以20MPa高压气态为主，完善45MPa以上压力储运技术及标准，并完成应用验证；加氢站将基本覆盖先行示范的城市，对外商业化运营站将达100座以上，并完全掌握70MPa加氢机、平均流量200m3/h以上90MPa压缩机、平均流量800m3/h以上45MPa压缩机等关键装备技术，基本实现国产化。

　　第二阶段（2025—2035年）：形成产业政策健全、行业监管完善、市场竞争有序、商业模式成熟、加氢关键装备技术完全国产化，高效、安全、低成本的供氢网络雏显的产业发展形势，为产业高质量持续发展奠定基础。

　　本阶段的产业政策、行业监管健全成熟，补贴及财税优惠政策开始退坡，产业处于以市场驱动下有序竞争且日益激烈的发展环境。

　　在发展路线上，氢源将以煤制氢等大规模集中供氢（部分配套碳捕获、利用与封存）与绿色电解水制氢为主，工业副产氢为辅，并将充分挖掘市场已有氢源，形成大规模氢气运输的格局，低成本、高效安全的全国供氢网络开始构建；储运以45MPa 以上高压气态为主，完善液氢储运技术及标准，开展长距离液氢运输及液氢加氢站应用；全国性骨干加氢网络初显，对外商业化运营加氢站将达到1000座以上，关键装备及技术完全国产化，并处于全球领先水平。

　　第三阶段（2035—2050年）：形成高效低碳的氢能供给网络，市场引领、价格调节、体制机制科学健全的高质量发展格局。

　　在发展路线上，以可再生能源制氢为主（包括太阳能光解水制氢技术），煤制氢（配套碳捕获、利用与封存）为辅，各地也将根据资源与工业的发展情况，因地制宜地选择“深绿”的供氢方案，并配套包括城市管道输氢在内的多种运氢方案，最终实现供氢网络与工业、电力、建筑、交通行业不同程度的融合；基本形成覆盖全国的加氢网络，对外商业化运营加氢站将达到10000座以上，关键装备及技术达到全球领先水平。