近年來，隨着各國陸續明確碳中和時間表，全球氫能源加速發展，並成為各國能源技術革命和應對氣候變化的重要抓手。日本、德國、美國、澳大利亞等國紛紛加快氫能發展頂層設計，相繼制定了氫能發展戰略和路線圖。氫能重卡、氫能冶金、氫能發電等應用創新方興未艾。
黨的十八大以來，習近平總書記親自指導推動能源革命，強調“要科學規劃建設新型能源體系，促進水風光氫天然氣等多能互補發展”。這為我國氫能産業指明了方向，明確了氫能在新型能源體系裏的獨特價值。
我國氫能正處於規模化導入期，儘管全國各地陸續發布了上百份氫能相關規劃和政策，但産業尚未形成統一有序的管理機制，關鍵技術和標準體系支撐較為薄弱，各界對於氫能的認知尚不全面。如何加快培育發展氫能産業，引導行業健康有序發展，助力“雙碳”目標達成，值得深入思考。
你了解氫能源嗎
今年政府工作報告提出，加快前沿新興氫能、新材料、創新藥等産業發展。這是氫能源作為前沿新興産業首次被提及，氫能産業熱度再起。
氫能源是指氫和氧進行化學反應釋放出的化學能，是一種二次能源，需要通過風能、太陽能、煤炭、天然氣等一次能源生産出來。氫單位質量能量密度高，燃燒的産物是水，被視為21世紀最具發展潛力的清潔能源。當前，全球氫能全産業鏈關鍵核心技術趨於成熟，氫能基礎設施建設明顯提速。我國是世界上最大的制氫國，氫氣年産能超4000萬噸，産品主要用於化工原料。已初步掌握氫能製備、儲運、加氫、燃料電池等主要技術和生産工藝，全産業鏈規模以上工業企業超300家。
3月的東北大地，春寒料峭，吉林省白城大安市吉林西部清潔能源化工産業園內，數&破碎機掘開一米厚的凍土層。廠區另一側，6個巨大的球型儲氨罐拔地而起，標準化廠房鋼架結構全面落成。
大安吉電綠氫能源有限公司綜合部副主任趙煜初到這裡時，眼前還是一片荒蕪的蘆葦塘，僅僅兩年後，隨着項目建設加速推進，全國首個綠氫合成氨工程將於今年底在此投産。
距大安200多公里的松原市，中國能建松原氫能産業園一期項目也在抓緊建設。80萬千瓦新能源電源、電解水制氫裝置、合成氨裝置、綠色甲醇裝置、電解槽生産線等五大板塊即將全面上線。這是松原近年來最重磅的項目之一，石油之城正在加速轉型。
為助力東北振興，在眾多新能源領域中，吉林省率先搶佔氫能新賽道，10余個百億元級“綠氫+”項目正在同時推進。
視線投向長江南岸，名列全國百強縣前三的江蘇張家港已經完成了氫能全産業鏈布局。憑藉良好的低溫壓力裝備産業基礎，張家港已為我國100余座加氫站提供了成套設備，為全國三分之一的氫燃料電池汽車提供了氫瓶和供氫系統。
“氫能産業市場規模大，産業鏈條長，發展前景廣闊。”張家港市發展改革委主任曹鷹飛&&，發展氫能産業是張家港加快新舊動能轉換、調高調輕調優産業結構、助力“雙碳”目標的重要抓手。
沿長江上行來到安徽蕪湖，依靠良好的區位優勢和汽車産業基礎，蕪湖率先布局氫能交通。截至目前，奇瑞商用車開發了4款氫燃料車輛，其中氫燃料大巴已實現量産；中鼎恒盛氣體設備公司生産的加氫站專用隔膜壓縮機系統實現量産，全國市場佔有率達50%；埃科泰克2.0T燃氫發動機落地……
蕪湖市發展改革委副主任董亮介紹，加快發展氫能産業，是助力應對氣候變化、保障能源供應安全的必由之路。蕪湖已經形成涵蓋氫能汽車、氫燃料電池、氫能儲運裝備製造的産業體系。
2022年初，國家發展改革委、國家能源局聯合發布《氫能産業發展中長期規劃（2021─2035年）》，首次明確氫能是未來國家能源體系的重要組成部分，提出穩步推進氫能多元化示範應用等目標。受利好政策影響，各地投資氫能産業熱情高漲。迄今幾乎所有省份都發布了涉及氫能的規劃和政策，明確氫能産業發展目標、路線圖或時間表。
過去一年，我國氫能産業進入快速發展期。中國氫能聯盟理事長劉國躍&&，各地政府積極研究支持氫能産業發展的指導意見，可再生能源制氫大基地建設、氫能高速、海洋氫能等創新應用工程加快推進，全産業鏈關鍵技術攻關及裝備自主化持續深入，氫能企業融資及上市步伐加快。
據統計，當前我國規劃和建設可再生能源制氫項目超過400個，已建成加氫站約480座，燃料電池汽車保有量約2萬輛，新增加氫站、在運加氫站兩項指標均居世界第一，氫能在交通、化工、冶金等領域示範規模引領全球。
發展氫能意味着什麼
雖然我們早就知道氫能的巨大潛力，但過去很長一段時間裏，氫能屢遭質疑。這是因為與化石燃料相比，氫的利用成本高、儲運困難、轉換效率低，難以大規模當作能源使用。那麼我們制氫的意義是什麼呢？目前各地對氫能産業的大力投入會不會點錯了“科技樹”？
全球能源綠色低碳轉型的邏輯起點在於氣候變化，這個問題迫使我們思考如何打造一個沒有化石燃料的世界。為實現綠色發展，人們首先想到利用方便、資源豐富的光伏和風電。隨着技術快速進步，風光發電成本大幅下降，在很多地區已經具備了與化石能源競爭的實力。即便如此，風電、光伏等新能源並不是應對氣候變化的萬能“良藥”。
中國能源研究會研究員、雙碳産業合作分會主任黃少中曾擔任西北能源監管局局長，他見證了我國新能源裝機躍升式發展。如今在西北地區，超半數發電裝機容量來自風光等新能源。對於新能源進一步發展面臨的消納問題，黃少中有着清醒認識。
“隨着新能源裝機持續攀升、輸電通道容量受限，如何有效消納綠電是個挑戰，需要從多方面入手，採取綜合措施解決。”黃少中坦言。
氫能作為一種清潔、高效的二次能源，是重要的“能源連接器”，與風光等新能源協同發展有廣闊前景。“風光有間歇性、波動性，很多時候不可控。氫氣易製備，能跨季節長時間儲存，且下游應用多元，恰好能彌補新能源不足，有利於建立一個更完善的能源體系，保障國家能源安全。”加拿大國家工程院院士、廣州大學教授葉思宇説。
能源需求的季節性差異問題是全面電氣化的一個巨大障礙。雖然從電力到氫氣再回到電力整個循環的效率低於很多儲能技術，但這項技術可用來儲存更多能量，這是目前其他儲能技術無法實現的。
在安徽省六安市，國內首個兆瓦級氫能綜合利用示範站正在運行，用電低谷時，電站用電制氫並儲存在站內20兆帕長管壓力容器內，用電高峰時再利用氫燃料電池發電，既發揮了氫氣的儲能作用，又能利用峰谷電價差賺取收益。
國網安徽電科院系統中心新能源及儲能室副主管滕越介紹，示範裝置放大約100倍後，就可以滿足當地電網春秋、冬夏跨季度調節的需要。如果將餘熱加以利用，系統總效率能提升至60%以上。此外，示範站還計劃將部分氫氣出售給加氫站，進一步豐富商業模式，降低運營成本。
“電氫融合發展是大趨勢。”國網浙江電科院科技研發中心章雷其博士&&，目前通過建設抽水蓄能、新型儲能等調節電源，以及對煤電進行靈活性改造等手段，能夠應對一定規模的新能源並網消納，電力系統對氫長時儲能需求還不迫切。等新能源滲透率達到40%至50%水平時，氫的長時儲能價值就會顯現。
未來，氫儲能潛力廣闊。中國科學院院士歐陽明高透露，按照國際能源署預測，未來10%的可再生能源消納必須通過長周期儲能來解決。在2060年，我國有1.5萬億千瓦時的電能需要由氫儲存。
與綠電相比，氫除了燃料屬性還有原料屬性，是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體。在一些無法僅通過綠電完成氣候目標的行業，氫能將扮演更重要的角色。比如，冶金、煉化、合成氨、合成甲醇等，通過原料端綠氫替代可實現深度脫碳。
更深層次看，氫是大國增強國際競爭力的重要抓手。2023年，全球氫能布局向具體落實加速推進，但各國自然資源、産業基礎不同，隨之誕生了國際氫能貿易需求。過去一年，各國間氫能貿易合作頻繁，日韓、中東、歐洲等地區已經開始出現國際氫能進出口。
“氫能將成為全球性重要低碳能源，促進大規模氫基能源跨國貿易，氫未來還有望作為期貨進行商品交易。”中國産業發展促進會副會長兼氫能分會會長魏鎖&&，我國有望由能源進口國，轉變為能源資源和技術裝備輸出國。
氫能的高品質能源特性，決定了氫能將在能源革命中扮演極為重要的角色。國家能源局能源節約和科技裝備司副司長邊廣琦強調，要從我國國情和能源綠色轉型實際出發，堅持綠色低碳和經濟實用為方向，強化氫能與電能互補融合，充分有效發揮氫能在清潔低碳、安全高效能源體系建設中的突出作用，穩步提升氫能在新型能源體系中的戰略定位。
中國國際經濟交流中心能源政策研究部部長景春梅預計，到2060年，氫能在我國終端能源體系中佔比將達15%，氫能與電力協同互補共同成為終端能源體系的消費主體，可帶動形成10萬億元級新興産業，為高質量發展注入強大動力。
製備綠氫如何降成本
化石能源是全球經濟活動的主要支撐，任何一種化石能源的替代品都必須能夠大批量生産，並且比化石能源更清潔。氫能要想“飄”得更遠，首先要面對的就是綠氫大規模平價製備的挑戰。
氫能的清潔程度取決於制取方式。目前我國每年3000多萬噸氫氣來源中，55%左右為煤制氫，20%左右為天然氣制氫，生成過程中會排放二氧化碳，氫來源亟待“綠化”。
可再生能源電解水制氫，是目前最成熟、應用最廣泛的綠氫製備方式。在安徽合肥，陽光氫能電解水制氫實證基地內，300多片雙極板通過拉桿集成為一個長6米、重50噸的圓柱體，這就是當前主流的1000標方鹼性電解槽，運行一小時耗電4000至5000千瓦時，可生産90公斤氫氣，能夠讓一輛氫能小轎車行駛9000公里。
“目前能夠大規模生産和應用的就是鹼性電解槽。”陽光氫能董事長彭超才介紹，鹼性電解技術最大的優勢是不含稀貴金屬，成本相對較低，便於實現大型化規模化電解制氫，再結合可再生能源柔性制氫技術，非常適合對氫氣需求量大的工業場景使用。
一種高度適應新能源特性的電解槽也將加速推廣。在吉林省長春市中韓産業園長春綠動氫能科技有限公司車間內，一套佔地200多平方米的電解水制氫系統正在進行帶電帶壓測試。該公司董事長樊煥然説，質子交換膜電解槽負荷範圍寬，調節更加靈活。目前公司生産的制氫系統核心設備正在實現國産化替代，即將在吉林大安風光制綠氫合成氨一體化項目上大規模示範應用。
隨着技術成熟、應用場景放開，可再生能源制氫成為投資熱點。截至2024年1月，我國公開在建及規劃電解水制氫示範項目制氫裝機總規模超過41吉瓦，綠氫項目投建呈爆發式增長態勢。在此形勢下，電解水制氫裝備企業及上游材料企業正加速産能擴張，電解槽出貨量每年都以翻番的趨勢增長。
目前，我們已經開發出了較為成熟的清潔方法來制氫，但綠氫普及面臨的最大障礙是生産成本高昂。在地球上很少能找到單質形態的氫，與方便開採、儲量豐富的化石燃料相比，氫很難從地球上其他元素中分離出來，這種特性使得製造綠氫的成本高昂。
“並不是人們不想用燃料電池，只是沒有合適成本的氫燃料。”氫能未來是否能具備經濟性，才是各界對氫能最關心的問題。數據顯示，我國煤制氫成本約9至13元/公斤、天然氣制氫約10至18元/公斤，可再生能源電解水制氫成本受電力成本影響較大，約15至45元/公斤。
通過剖析電解水制氫成本構成可發現，電力成本約佔總成本70%左右。要想大幅降低制氫成本，關鍵在於選取風光發電資源豐富、成本較低的地區設立制氫項目。
今年3月，國家能源集團攜手鄂爾多斯人民政府，共同簽訂了“氫洲”項目合作框架協議，將依託當地豐富的風光資源，打造全球領先的可再生能源制氫大基地，實現綠氫成本降低和多場景應用。中國氫能聯盟秘書長、國家能源集團氫能事業部主任劉瑋&&，“希望氫洲項目能夠起到標杆示範作用，通過規模化綠氫開發把成本降到每公斤16元，真正具備商業競爭力”。
我國擁有豐富的風光資源，可再生能源裝機量全球第一，風電光伏設備産能全球第一，在清潔低碳的氫能供給上具有顯著優勢和巨大潛力。在産業培育過程中，要合理布局制氫設施，重點發展可再生能源制氫，嚴格控制化石能源制氫。
具體來看，應結合資源稟賦特點和産業布局，因地制宜選擇制氫技術路線。在焦化、氯鹼、丙烷脫氫等行業集聚地區，優先利用工業副産氫。在風光水電資源豐富地區，開展可再生能源制氫示範，逐步擴大示範規模。推進固體氧化物電解池制氫、光解水制氫、海水制氫、核能高溫制氫等技術研發。探索在氫能應用規模較大的地區設立制氫基地。
業內人士普遍認為，雖然當前可再生能源電解水制氫成本偏高，但是考慮未來綠電價格、電解槽成本繼續下降，能效持續提升，以及碳減排收益，實現大規模平價製備綠氫只是時間問題。
建基礎設施還有哪些難題
提槍、加注、收槍，僅用10分鐘，一輛氫能公交就在蕪湖馬飲橋加油加氫充電站完成了補能。2021年建站以來，該站每年加氫量都以30%的速度增長。
然而，氫氣運輸一直是中石化蕪湖公司發展基建部經理宦祖飛的“心病”。“現在氫氣槍口價每公斤60元，換算後要比柴油貴1倍。其中，運輸成本佔加氫站氫氣總成本超過三分之一。”宦祖飛説。
中石化（安徽）綠氫能源有限公司副董事長尹志勝告訴記者，中國石化加油站網點布局已比較完善，根據未來需求改造成加氫站並非難事，但氫能大規模發展必須解決儲運成本高的問題。
我國東部地區氫氣需求量大，但制綠氫成本高；西部地區擁有豐富風光資源，在低成本、大規模制氫方面優勢明顯。“西氫東送”是綠氫替代的較好方案，但由於氫氣在常溫常壓狀態下單位體積能量密度低，安全高效輸送和儲存難度較大，導致儲輸環節成本佔比在現有氫能全産業鏈中接近一半。
若不能有效降低運輸成本，再便宜的氫源到了東部市場也喪失了競爭力。因此，提高氫能競爭力還要靠擴大基礎設施建設，提升氫儲運技術水平，以便進行高效規模化運輸。
中材科技（蘇州）有限公司車間內，數根長度12米的長管正在進行碳纖維纏繞，這種複合長管是構成管束式運氫集裝箱的核心部件。“目前管束式集裝箱仍是我國氣態氫運輸的主要方式。”該公司黨委書記、總經理付朝軍告訴記者，相較於傳統I型鋼管，II型複合長管設計構成的管束式集裝箱在工作壓力和儲氫效率方面得到顯著提升，公司30兆帕-8管的集裝箱儲氫量可達628公斤，有效降低氫儲運成本。
但由於氫氣在70兆帕壓力以上壓縮效應會大幅縮減，氣態氫公路運輸能力難以持續大幅提升，此種方式的經濟運輸半徑為500公里左右，顯然無法滿足氫能大範圍規模化應用需求。
破局需要新路徑。“氫能與天然氣産業鏈高度相似，氫能基礎設施建設可對標天然氣，我們能從遙遠的新疆把天然氣運到東部，現在也能把氫運出來。”國富氫能戰略總監魏蔚説，“液氫因其能量密度高、儲存壓力低、安全性好、純度高，對於大規模、遠距離氫能儲運和高效利用有較大優勢。”
類似於當前成熟的液化天然氣，從氣態氫轉化為液態氫，意味着大小相同的容器可裝運更多的氫。去年4月，國富氫能下線自主研發的國內首&&産10噸級氫液化工廠核心設備，打破了國外對大規模氫液化産品的長期壟斷。我國實現大規模低成本液氫製備初見曙光。
與此同時，液氫儲運裝備也迎來重大突破。走進張家港中集聖達因低溫裝備有限公司廠區，上百台各式白色低溫儲罐矗立其間，仿佛置身於一片“罐式叢林”。“叢林”一角，一輛裝配複雜閥門系統的液氫罐車正在測試中。公司總工程師兼中集氫能液氫事業部總經理羅曉鐘説：“去年底，我們設計製造的商用液氫罐車成功下線，打破了國際壟斷，在氫運量上提升了10倍。”
與液氫相比，管道輸送儲運能效更高、輸送能力更強，這在油氣領域已得到驗證。歐美的氫氣管網已有70年歷史，目前全球範圍內氫氣輸送管道總里程已達5000公里左右，我國輸氫管道建設尚處起步階段，發展潛力巨大。
中國石油管道局新能源研究所氫能高級專家尹倩介紹，目前我國開展前期設計工作的氫氣管道總里程共計1850.8公里，最大設計輸量每年50萬噸，各企業已規劃的氫能管網總里程約1.7萬公里。
純氫管道建設驗證周期長，且投入巨大，只有當氫氣下游需求足夠支撐大規模氫能輸送時，管道輸氫才具備明顯成本優勢。短期看，如果能借用現有油氣基礎設施，成本更低，現有資産也可得到再利用。研究結果表明，在含量較低時氫氣可以在不做重大技術調整的情況下摻混天然氣。當前，歐洲各國、俄羅斯、澳大利亞等都在積極開展天然氣管道摻氫技術研究示範。
在江蘇泰興經濟開發區，我國首個商業化原有管道天然氣摻氫碳減排技術改造項目，已經順利完成調試與試運行工作。“泰興經濟開發區工業副産氫資源豐富。”泰興市發展改革委主任燕榮華告訴記者，項目充分利用園區富餘氫氣，參照天然氣體積的10%摻氫，該站年內摻氫量為240萬立方米，可替代減少二氧化碳排放5184噸。
項目投資方泰興新奧燃氣有限公司副總經理季留根&&，理論上，摻氫比例最高可達23%。隨着下游客戶用氣量增大，摻氫技術提升，摻氫比例可逐漸提高，將為企業節能減排、碳足跡認證等方面發揮積極作用。“天然氣管道摻氫更適合相對集中的工業園區，用量大，且不用進行氫氣分離，也不用提純，具備較好經濟性。”
氫能儲運網絡建設是一項系統工程，資金投入巨大，存續周期長且具有排他性。專家建議，為避免資源浪費，需要加強頂層設計，統一規劃，根據市場發展初期、中期和遠期不同階段需求特點，合理匹配低壓高壓、氣態液態固態等各類儲運方式，逐步提高氫氣儲存和運輸能力，為構建新型能源體系提供有力支撐。
主力應用場景怎樣開發
氫能與人們最密切相關的應用就是交通。早上8時，在北京德勝門公交場站，每隔3分鐘就有一趟919快公交車發往延慶，這是北京市首批常態化運營的氫能公交。
在開了10多年919快的駕駛員李彥斌看來，“這車比燃油車操作體驗好，沒有噪音，起步平穩順暢，尤其爬坡時動力十足”。
雖然氫能可以直接用於我們的出行，但在實際推廣中並不理想。根據我國規劃，到2025年，燃料電池車輛保有量要達到5萬輛，但目前這一數字僅為2萬輛左右。業內人士坦言，氫燃料電池車全環節耗電遠高於純電汽車，轉換效率更低，價格更高。只有在長距離重載運輸、高寒地區等純電車性能不佔優勢的場景下，氫能車才有機會。
但調研中記者發現，當前已發布氫能産業政策的省份，幾乎都將重點聚焦在氫燃料電池汽車及其産業鏈上，對氫能其他領域應用較少提及。過於單一的應用場景，不僅制約了氫能發揮比較優勢、確立市場地位，也讓一些真正脫碳困難的領域進展緩慢。氫能要推廣，必須要找到更多主力應用場景。
事實上，氫能應用遠不僅是汽車，在那些氫已經被用作原料的領域進行綠氫替代效率會更高。2023年6月，中國石化宣布，我國首個萬噸級光伏綠氫示範項目——庫車綠氫示範項目順利産氫，標誌着我國首次實現了規模化光伏發電直接制氫工藝與工程成套技術的工業應用。“項目每年可向下游煉化企業供應綠氫2萬噸，減少二氧化碳排放48.5萬噸。”中石化新星新疆綠氫新能源有限公司總經理范林松説。
如果把綠氫儲存後轉換為綠氨、甲醇或者綠電，氫氣的利用價值還可更多元。“我們希望把氫轉化為可長時間儲存、低成本運輸的産品，目前主要是以綠氫為原料合成綠氨，再進行銷售。”大安吉電綠氫能源有限公司副總經理李斌透露，全球低碳轉型提升了綠色産品需求，綠氨産品主要瞄準日韓和歐洲市場，已經和航運、火電、化工等客戶簽約了意向協議，産品供不應求。
在吉林松原，全球最大體量綠色氫氨醇一體化項目正在建設中。“受制於氫氣的經濟運輸半徑，綠氫應用輻射範圍較小，但氨醇産品應用已經很廣泛，存量市場體量很大，商業模式也很清晰。”負責該項目的中國能建綠色氫氨新能源松原有限公司副總經理孫翔也看好這片藍海市場。
國內市場綠氨需求也在逐步打開。在皖能銅陵火電廠，乘電梯到4層抵達3號機組鍋爐中部，記者見到了全國首&火電摻氨燃燒器。借助等離子裂解器高溫點燃，每小時可消耗20噸氨，讓這&已經運行了30年的老煤電機組重煥新生。
全國能源工作會議在部署2024年重點任務時提出，研究探索火電摻燒氫氨技術，推動建設一批“低碳電廠”。氨邦科技有限公司技術主管馬寧介紹，在燃煤火力發電領域應用氨混燒時，基本不需要改變現有主體設備，僅需在鍋爐單元改造添加一些支持氨燃燒的裝置，即可達到碳減排效果。這為煤電綠色轉型開闢了一條切實可行的路徑，也為綠色氫氨産品提供了新市場。
一些更加前沿的電氫融合應用也在積極探索中。在杭州格力園區，國網杭州供電公司通過低碳電氫耦合應用示範項目，實現格力電器生産基地利用清潔能源與電網谷電制氫，並供給基地的氫燃料大巴和物流車使用。制氫時産生的氧氣則用於空調生産焊接助燃，系統運行産生的餘熱供高溫注塑使用。預計每年可減少基地用能成本約256萬元，減少碳排放860噸。
氫能應用場景廣泛，但如果僅僅依靠市場力量推廣，需要很長時間，甚至將錯過應用氫氣的最佳時機。業內人士認為，需要通過財政支持與碳市場機制協同的方式，降低用氫成本刺激需求。同時，統籌考慮氫能供應能力、産業基礎和市場空間，與技術創新水平相適應，有序開展氫能技術創新與産業應用示範。
此外，在綠色認證方面，我國尚未建立國家層面的綠色氫基能源認證標準體系。綠色氫基能源認證標準體系一定程度上屬於綠色電力認證的延伸，我國綠電認證體系在與國際標準銜接方面尚未完全打通，涉及的不同領域政策與管理機制還需進一步理順。
關鍵技術裝備能否破局
氫氣品質移動檢測車填補全球在氫氣品質移動、快速檢測領域的技術裝備空白；一站式海上綠色氫醇氨生産作業系統，是解決深遠海海上風電等綠色能源離岸遠、並網成本高等難題的有效途徑；集成式增壓加氫裝置，可為中小型氫能設備提供加注服務，具有“全球最小加氫站”之稱……
在3月底舉行的2024中國國際氫能及燃料電池産業展覽會上，一系列綠色、高效、前沿的氫能産品和技術競相亮相，充分展示了這一産業的蓬勃生機。
當前我國氫能産業裝備自主化發展迅速，但在大規模氫液化、高壓力儲氫容器、燃料電池等關鍵技術和零部件領域仍需進口。關鍵技術裝備對外依賴度高，不僅不利於産業降本，也影響供應鏈安全。
“一些國産關鍵材料設備在耐久性、一致性和良品率方面還有差距，主要原因是我們的研發和産業化起步較晚，以及産業化驗證環節比較稀缺。”葉思宇認為，燃料電池汽車發展主要挑戰是核心技術和關鍵部件缺失。應重點圍繞燃料電池汽車關鍵零部件核心技術攻關，即氫燃料電池全産業鏈中八項“卡脖子”的關鍵環節：催化劑、質子交換膜、氣體擴散層、膜電極、雙極板、電堆、空壓機、氫氣循環泵。
在蕪湖奇瑞科技創新中心，工作人員正不斷試驗配製催化劑漿料，從而調整出最佳方案。“現在國産替代已經進入關鍵材料國産化替代階段。”安徽瑞氫動力科技有限公司常務副總經理潘陳兵説，漿料配置對燃料電池性能影響最大，關鍵是降低貴金屬使用量的同時保證性能。未來幾年內，要將燃料電池成本從當前每千瓦4000元降到500元，從而大幅降低氫燃料電池汽車售價。
今年6月，我國液氫産業也有望迎來歷史性時刻——國內首&套日産10噸級氫氣液化裝置將在山東淄博齊魯化學工業園區投運。
魏蔚博士畢業於上海交通大學低溫工程專業。當國富氫能董事長鄔品芳找到她，透露自己要攻克中國人自己的大規模氫液化技術時，魏蔚果斷放棄了上市公司高管身份，加入國富氫能創業團隊，因為這也是她畢生的夢想——在中國實現液氫的商業化應用。
“液氫在發達國家早已實現規模化民用，中國的氫能産業高質量發展不能沒有液氫。”魏蔚説，國富氫能團隊堅持自主化、國産化開發，歷時7年，開發出了國內首套日産10噸級氫液化裝置，未來將向日産30噸和100噸級別發展。“低溫工程極具規模效應，因為單座液化工廠規模太小導致成本高昂，我國在液化天然氣國産化領域已經吃過虧。液氫産業發展要吸取教訓，百萬噸級液氫工廠需要國家頂層規劃。”
中國石化董事長馬永生&&，中國石化在強化主體支撐、推動融通帶動上取得了積極進展，國內氫能關鍵裝備研發製造水平穩步提升。將繼續發揮自身優勢，聚焦應用場景打造等核心任務，在基礎固鏈、技術補鏈、融合強鏈、優化塑鏈上持續發力，加快推動我國氫能産業高質量發展。
專家建議，我國應發揮新型科研舉國體制優勢，在氫能頂層設計中充分發揮頂層協調機制，統籌各部門政策和資金資源形成合力，持續推進綠色低碳氫能制取、儲存、運輸和應用等各環節關鍵核心技術研發。持續推動氫能先進技術、關鍵設備、重大産品示範應用和産業化發展，構建氫能産業高質量發展技術體系。
“出於安全考慮，核電行業一個成熟堆型通常要使用幾十年，短時間很難看到顛覆性創新。相比之下，近幾年氫能技術裝備創新迭代非常快。”樊煥然之前是搞核電的，對於氫能行業的創新活力和重要性感受頗深。在他看來，全球氫能産業總體處於起步階段，我國氫能裝備性能與國外差距不大，國産替代大有希望。
當前，新一輪科技革命和産業變革，同我國經濟高質量發展要求形成歷史性交匯。氫能開發利用技術已經取得重大突破，我們需要牢牢把握全球能源變革發展大勢和機遇，加快培育發展氫能産業，加速推進能源綠色低碳轉型。
