氢能被视为21世纪的终极能源。2018年，国内外布局氢能的动作不断。2018年2月，国家能源集团牵头成立中国氢能及燃料电池产业创新战略联盟（简称中国氢能联盟）；同年4月，全球首个褐煤制氢商业试点项目诞生；同年10月，国家能源集团准能集团、氢能科技公司、北京低碳清洁能源研究院和潍柴控股集团签署200吨级以上氢能重载矿用卡车研发合作框架协议……中国氢能联盟理事长，国家能源集团党组副书记、总经理凌文将2018年定义为中国氢能源及燃料电池产业的发展元年。
“我国能源体系存在不安全、不平衡、不可持续的问题，主要体现在能源安全、煤炭大国但利用不够清洁、碳排放压力大、可再生能源发展遇瓶颈、电力系统灵活性不足五个方面。”《中国氢能源及燃料电池产业发展研究报告》核心观点指出了我国能源体系的“瑕疵”。
报告指出，2017年，我国石油进口量突破4亿吨，对外依存度高达68.85%，70%的石油进入交通运输领域；天然气进口量达946亿立方米，39%的天然气依靠进口。
煤炭方面，80%的煤炭用于发电和供热，碳排放量大，散烧煤污染严重；褐煤保有储量约1300亿吨，占煤炭储量的13%，开发利用不足；褐煤碳含量低，氢含量相对较高，科学利用褐煤，相当于发现了一种新能源。
碳排放方面，我国提出2030年减排目标：单位GDP的二氧化碳排放量比2005年下降60%至65%。以化石能源为主的能源结构为我国实现碳排放目标带来了巨大挑战。
而可再生能源间歇、波动等特点，造成并网消纳困难，2017年可再生能源发电量占比仅增加0.7%，电力系统调峰能力仍不能满足非化石电源发展的需求，全年弃可再生能源电量达1007亿千瓦时。
电力作为目前我国终端能源消费的主体，其最大的问题在于无法存储。可再生能源的接入带来的不确定性影响着电力系统的安全稳定运行。
氢能或许是更优选择。国家能源集团北京低碳清洁能源研究院主任助理、氢能技术开发部门经理何广利表示，氢这种元素在多种化合物中都存在，宇宙质量的75%都是氢。此外，目前燃料电池技术发展比较快。过去气（天然气）网与电网是分开的，不仅公司和业务是独立的，而且运行上也没有相互作用的关系。现在，通过氢这条路线，让氢气通过燃料电池发电，相当于把气网和电网联系起来了，整体上会形成一个综合的能源网络，可实现各种形式的能量转化优化。
“在能量转化优化过程中，燃料电池起了关键作用。根据现有的燃料电池体系，理论上氢能的转化效率可达85%以上。”何广利说。据了解，氢燃烧热值高，居各种燃料之冠，是液化石油气的2.5倍、汽油的3倍。
“氢是不含碳的，大部分的氢都是从水里来的，而氢能利用后又产生水。从用能过程来看，氢不会像煤炭、石油等一次能源那样，用着用着就没了。”何广利说。
《中国氢能源及燃料电池产业发展研究报告》提到，我国是第一产氢大国，具有良好的氢源基础，其中煤气化制氢1000万吨，天然气制氢300万吨以上，工业副产气约800万吨，电解水制氢约10万吨，未来还可开发可再生能源电解水制氢、生物质制氢以及光解水、热解水制氢等。到2050年，氢在我国终端能源体系中占比至少达10%。
据《中国氢能源及燃料电池产业发展研究报告》，如果实现规模化运营，化石燃料制氢、工业副产制氢、弃电制氢方式的终端氢气价格与汽油价格相当。大型清洁煤制氢，尤其是褐煤制氢，将成为煤炭清洁高效利用以及低质廉价煤开发利用的重要发展方向。
“目前国内在用的氢，80%以上都是煤制氢。”何广利表示，主要有焦化项目、丙烷脱氢项目、氯碱项目等，焦炉煤气中，氢气占40%至50%。
作为世界最大的煤炭生产公司、最大的火力发电生产公司、最大的可再生能源发电生产公司和最大的煤制油、煤化工公司，国家能源集团在氢能源方面具有得天独厚的优势，其煤化工板块年产氢气超过400万吨，已具备供应4000万辆燃料电池乘用车的制氢能力；煤制氢成本是天然气制氢成本的70%至80%，是重油或石脑油制氢成本的60%至70%；已成功示范年产30万吨的二氧化碳封存（CCS）技术，为处理好煤化工制氢的碳排放奠定了基础；拥有装机规模可观的风电、光伏等可再生能源，利用可再生能源制氢可进一步降低成本和碳排放量。
国内外积极布局发展氢能
“目前，国内关注的主要是车用燃料电池。实际上，车用燃料电池只是氢的一个应用场景。车用、分布式发电都是可以的。”何广利说，目前日本至少有20万户家庭用上了燃料电池热电联产装置。这种装置连接的是天然气管网，氢通过燃料电池发电，发电的同时还有一部分余热用于烧水，氢能的利用效率达90%以上。
美国及欧洲一些国家有很多兆瓦级燃料电池装置，可供一栋楼用。韩国政府非常支持分布式燃料电池技术发展，装机总量已达近300兆瓦，相当于一个中型火电厂的规模。而我国分布式燃料电池发电项目很少。落地辽宁营口的欧洲一家企业子公司虽然应用了2兆瓦的分布式燃料电池发电装置，却是欧盟资助的项目。
在日本，氢能社会战略已经上升到国家战略的层面，目前商业化运营的加氢站达100座，其愿景是2050年建成氢能社会，且明确了使氢气生产成本从2030年的3美元/千克降至2050年2美元/千克的目标。2018年4月，日本川崎重工引领的财团与澳大利亚政府达成一致，将在维多利亚州富产褐煤的拉特罗布山谷，开展一个价值5亿澳元（约合3.88亿美元）、为期4年的煤制氢试点项目。川崎重工将开发一个具有成本效益的供应链，将氢以气态形式运至黑斯廷斯港口，液化后运往日本。
2018年2月召开的中国氢能联盟成立大会透露，截至2017年，全球正在运营的加氢站已达328座，预计到2020年将超过400座。
在相关专家看来，相比日本等发达国家，国内氢能研究应用起步相对较晚，目前国内加氢站仅有十几座，且大部分还处于示范阶段。
虽然起步较晚，但近年来国内对氢能及燃料电池产业的关注度有增无减，且商业化步伐正在加快。政策层面，《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》和《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》将发展氢能与燃料电池技术提上日程。
上海、武汉、大同、佛山、如皋、张家口等地纷纷布局发展氢能产业，目前国内各地运营的氢燃料电池车已近千辆级别。
同时，企业层面也迈出实质性步伐。2017年12月，中国钢研科技集团有限公司、山东国惠投资有限公司、济南新旧动能转换先行区管委会签署战略合作协议，旨在打造集氢能源科技园、氢能源产业园、氢能源会展商务区于一体的“氢谷”。2018年2月11日，国家能源集团牵头成立中国氢能联盟，标志着中国氢能及燃料电池产业开始进入规范与加速发展新时期，构建中国特色氢能社会的进程提质提速。
2018年10月，国家能源集团准能集团、氢能科技公司、北京低碳清洁能源研究院和潍柴控股集团签署200吨级以上氢能重载矿用卡车研发合作框架协议，标志着燃料电池在能源行业中的示范应用开始启动。
“我们在江苏如皋的加氢站预计于2019年3月建成。建成后，完全商业化运营，物流车、大巴车、乘用车均可加氢。”何广利说。
凌文表示，相信通过有序发展，中国氢能源及燃料电池产业将实现技术快速进步，创新成果不断涌现，推动在小汽车、轨道交通、船舶、航天、物流系统、矿用车等领域广泛应用氢能，最终形成氢能社会。
氢能发展仍面临诸多挑战
“我们国家在金属材料、关键零部件、系统集成等方面与国际先进水平仍然存在不小的差距。坦率地说，过去几年，这种差距没有减小，还有增大的趋势。”工信部部长苗圩在2018年初的中国氢能联盟成立大会上说。
据相关专家介绍，从氢能产业链来看，我国处于刚刚起步阶段。相对来说，国外一些国家建成的产业链比较全，国内的设备链还没有建立起来，很多零部件都要进口。
我国具有丰富的氢源，但所产氢气并不能直接用于发电或燃料电池汽车，还需要增加一个纯化的环节，因为发电或燃料电池汽车对氢的品质要求更高。目前，国外在氢气质量对燃料电池寿命的影响方面已经做了很多研究工作，但国内投入的比较少，做的基础研究也比较少。
“国际标准化组织ISO对氢气中的14种成分都有很明晰的标准，其中硫的成分要低于4个PPB（十亿分之四），但是国内到现在一直没有国标。”何广利说。
目前，科技部、北京市科委已将氢纯化提上日程。2016年，北京低碳清洁能源研究院氢能技术开发部门就开始关注氢气检测的问题。目前，他们可以检测氢气所含14种杂质中的11种，预计明年能够对14种杂质实现全面检测。
纯化之后，下一个环节就是氢能运输。一位业内专家表示，长远来看，氢能运输是个大问题。例如，运一车煤，车的重量占比很小，大部分是煤的重量。但运氢则需要将氢压缩成20兆帕的高压气，而且国内采用的是钢瓶技术，导致氢的容器很重，运输的氢气很轻。为了降低容器的重量，日本、美国等国家已经采用三型瓶和四型瓶。这种容器为金属内胆（四型瓶为塑料内胆）外加碳纤维缠绕，是钢瓶重量的三分之一到四分之一，目前国内禁用四型瓶。
“运输是很大的问题，现在有人提议运输液氢，把氢气变成液态的，但是氢气的液化温度在零下253摄氏度左右，耗能高。按照现有技术水平计算，生产1千克液氢，如果不联产的话，需要耗电13千瓦时。”上述专家表示，1千克氢气理论上的能量为33千瓦时电（低热值），这相当于耗费其本身30%以上的能量。因此，要降低液氢能耗或者用电电价，才更具有经济性。
目前，业内也在探讨化学储氢方式，比如甲醇，其含氢量为12.5%。还有其他化合物，比如氨、甲苯、苯烷等。
除了氢能运输，还有一个重要环节是加氢站建设。加氢站设备主要包括压缩机系统、加氢机系统、储氢系统、工艺控制系统四大块。目前，国内加氢站使用的压缩机系统，大部分为进口。加氢机系统有进口也有国产，但目前国内氢气加注技术要求和标准不明确，全国氢能标委会在2018年11月发布了一项氢气加注的团体标准。储氢系统国内能生产供应的有一两家企业，装置均为国产。工艺控制系统是核心技术板块，目前国内有经验的企业有一些，但整体上不够精细化，被关注度和受重视程度不高。
“从本质过程上来讲，加氢站跟加气站类似，但条件要比加气站复杂得多。”一位业内人士说，要给丰田乘用车加氢的话，压力要达到87.5兆帕，而加气站一般为20兆帕，这对设备、技术、安全运营等整体要求非常高。另外，在车用燃料电池方面，国内与国外相比也有一定差距，广州云浮引进的燃料电池技术来自加拿大，但其功率密度约1.6千瓦/升，而日本丰田的这个数字是3.1千瓦/升。因此，国内引进的燃料电池只能装在物流车和大巴车上，应用在乘用车上有难度。
“目前发展氢能的限制因素比较多，比如加氢站的审批，国家层面没有归口管理部门，只是个别地方出台了一些规定。”这位业内人士表示。
清除氢能前行路上的障碍
在专家看来，氢能产业要实现规模化发展，先要清除其前行路上的障碍。
《中国氢能源及燃料电池产业发展研究报告》建议政府尽快将氢能纳入我国终端能源体系，与电力交叉互补，共同成为我国终端能源体系的消费主体。
中国标准化研究院、全国氢能标委会发布的《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2018）》建议，进一步明确国家氢能产业各相关部门的职能，不断建立“统一管理、权责一致、精简高效”的管理体制和“部门协作、区域统筹”的沟通机制，统筹规划、合理布局氢能产业发展。明确氢能基础设施的管理和审批部门，强化氢能安全意识，严格氢能基础设施的安全准入。
“做氢气，安全是最重要的，但安全的前提是管理得好。”何广利说，“氢气无味，点火能量低，高纯度氢的火焰无色。氢气着火相对安全，因为氢的密度低，着火后火焰会一直往上跑。国外做过对比试验，氢燃料汽车中的氢泄漏着火，火就往上空跑，而汽油车着火就容易引发爆炸。”
《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2018）》建议，要建立标准认证体系，建立国家级氢能产品检测中心，以质量为基础，引导我国氢能产业规范、有序、健康发展。
“要想让氢能产业长久地发展，安全和标准都要做好。”何广利表示。
在财政扶持方面，有关专家认为可以参照新能源的补贴方式，比如说风电补贴，发1千瓦时电给1千瓦时的补贴，氢能补贴要从前端补贴，补贴加氢站，“加出去1千克氢气补贴多少钱”。
有关专家表示，要充分发挥联盟、行业协会的影响力，开展核心关键技术和制造装备的攻关，建立我国自主知识产权的核心技术和生产工艺体系；培育形成示范区域，带动氢能产业发展；加强政府投资支持引导，建立投资收益合理回报机制，积极推进投资体制改革，搭建各种投融资渠道和平台，鼓励和引导社会投资特别是民间投资以合资、独资、参股、特许经营等方式参与建设和营运，促进氢能产业健康发展。
