全球氢能产业发展新动向及趋势分析

目前，全球已有20多个国家和地区发布了氢能发展战略，发达国家高度重视氢能产业发展，氢能已成为加快能源转型升级、培育经济新增长点的重要战略选择。国际氢能委员会预计，到2030年，全球氢能领域投资总额将达到5000亿美元，到2050年，全球氢能产业将创造3000万个工作岗位，减少60亿吨二氧化碳排放，在全球能源消费中的占比达到18%。世界能源理事会预计，到2050年氢能在全球终端能源消费量中的占比可高达25%。

综观近期全球氢能产业发展最新动向及趋势，可以看出，在推动氢能发展的过程中，全球主要发达国家从各自资源禀赋、产业基础、市场承载能力及财力等方面系统谋划，制定分阶段分领域发展战略，加速低碳制氢技术发展，在液氢、有机储氢等氢能储运技术方面进行诸多探索，加强液氢加氢站研究、应用和推广，并在工业、交通、储能、发电等多个领域开展实践探索，逐步形成了各具特色的发展模式。

我国具有良好制氢基础和大规模应用市场，氢能产业呈现积极发展态势。2022年3月出台的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，从战略层面对氢能产业发展进行了顶层设计。而氢能技术链条长、难点多，目前，我国氢能产业处于发展初期，相较于国际先进水平，仍存在产业创新能力不强、技术装备水平不高、部分关键核心零部件和基础材料依赖进口等问题，产业发展形态和发展路径尚需进一步探索。本文总结全球主要国家和地区氢能战略走向，并分析全球氢能产业链最新动态及趋势，在此基础上研究提出促进我国氢能产业发展的建议，供参考。

全球主要经济体氢能发展战略走向

欧盟、美国、俄罗斯、日本、中国等世界主要经济体都在积极布局氢能产业。目前，全球已有20多个国家和地区发布了氢能发展战略，为氢能在制取、储运、应用以及技术创新和投资方面制定了行动框架。而不同经济体的能源资源禀赋、能源转型压力和国内市场空间存在差异，所发布的氢能战略重心及在全球氢能市场的定位也有所不同，致使各主要经济体氢能项目发展各有侧重。其中，欧盟将氢能作为能源安全和能源转型的重要组成部分；美国投入巨资加速开发低成本清洁制氢技术；俄罗斯把氢能作为资源出口创汇新增长点；日本致力于打造全球化氢气供应链；中国则将氢能作为用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。

（一）欧盟：氢能成为能源安全和能源转型的重要组成部分

近年来，欧盟逐步建立以氢能为中心的清洁能源战略规划布局。特别是今年以来，俄乌冲突加速了欧盟国家能源转型步伐，安全性成为当前欧盟政策制定者的首要考虑因素，可再生能源和氢能在确保能源安全方面的作用变得更加清晰。《欧洲氢能战略》提出，到2024年，将在欧盟境内建成装机容量6吉瓦的电解槽，绿氢年产量达到100万吨；到2030年，绿氢年产量达到1000万吨。欧盟近期发布的“REpowerEU”计划再次明确了2030年绿氢产量达到1000万吨的目标。同时，欧盟还宣布了大型的融资计划支持氢能发展，其目的是鼓励欧盟各成员国加大氢能技术研发，扩大绿氢产量。

然而，大规模的绿氢生产需要耗费大量绿电，为避免制氢领域与工业或电动汽车领域出现“抢绿电”的现象，欧盟委员会公布了一个授权法草案，生产绿氢的电力需来自现有电力以外，即未来电解水制取的氢如果被视为纯绿氢，那么使用的电力必须是增量绿电。草案一经发布就引发业界广泛关注。

德国是欧盟发展氢能最具代表性的国家。2020年，德国政府发布《国家氢能战略》，确立绿氢战略地位，并致力于成为绿氢领域全球领导者，政府计划采用两步走策略，2023年前重点打造国内市场基础，加速市场启动，并将在清洁氢制备、氢能交通、工业原料、基础设施建设等方面领域采取38项行动。在颁布一系列氢能政策的同时，德国加大氢能技术研发投入。德国政府出资80亿欧元，在欧洲氢能联合项目框架下资助62个大型氢能项目，贯穿整个氢能生产价值链，总投资预计将达330亿欧元；启动3个绿氢先导项目，资助7亿欧元，分别探索水电解器批量生产、海上风能制氢和氢气安全运输问题，重点解决氢经济发展中的技术障碍。在氢能贸易方面，德国和挪威正在考虑建造一条跨国氢气输送管道，以减少对俄罗斯能源供应的依赖。预计2022年年内德国将首次从阿联酋进口蓝氢。据了解，截至目前，德国已经与纳米比亚、南非、摩洛哥等非洲国家达成了双边氢能合作协议。

（二）美国：加速低成本清洁氢技术突破

美国是全球较早提出氢能发展规划的国家。在2021年宣布重返《巴黎协定》后，美国推动氢能技术攻关、建立氢能经济的步伐明显加快。同年7月，美国能源部（DOE）宣布启动首个“氢能攻关计划”，目标是在未来10年使可再生能源制氢的成本降低80%至1美元/千克，并将清洁氢的产量增加5倍。11月，美国签署《基础设施投资和就业法案》，计划2022-2026年间拨款80亿美元用于区域氢能中心建设，15亿美元用于电解槽和氢能全产业链研发和示范。此前，美国能源部还发布了《氢能计划发展规划》，提出建立未来十年及更长时期的氢能研究、开发和示范总体战略框架。根据该计划，预计到2030年，美国氢能项目每年可创造1400亿美元的收入和70万个工作岗位；到2050年，每年可创造7500亿美元的收入和340万个工作岗位，从而加强美国能源领导地位并推动美国经济发展。

2022年3月，美国能源部宣布投入2800万美元用于清洁氢能的研发和前端工程设计（FEED）项目，旨在开发创新的下一代制氢技术，利用城市固废、残留煤炭废物、废塑料和生物质原料低成本生产清洁氢，推进实现“氢能攻关计划”。同时，美国国会正在审议的《氢生产税收抵免法案》中要求使用《清洁空气法案》的可再生燃料标准来确定氢生产的碳强度，并将减少温室气体排放与税收抵免挂钩。

美国氢能委员会发布的数据显示，截至2021年11月，美国已宣布的氢能大型项目累计数量达522个。预计近四分之三的项目将在未来十年中部分或全部投入使用，其中五分之二的项目已经获得资金支持或正在建设中。

（三）俄罗斯：争抢全球氢能出口市场

俄罗斯以能源产业为财政收入主要来源，近年来正在加快布局氢能贸易，确保其全球主要能源出口国的地位。在2020年6月发布的《2035年俄罗斯联邦能源战略》中，俄计划2035年出口200万～700万吨氢气，出口创收78亿～211亿美元；2050年出口790万～3340万吨氢气，出口创收236亿～1002亿美元。在2021年8月批准的《2050年前俄罗斯联邦低碳氢能发展构想》中，俄计划到2050年在全球氢能市场中占据至少20%的份额，氢出口规模达到1500万～5000万吨。俄罗斯政府表示，国家有能力完成上面提到的任务目标，通过氢出口替代油气出口，以保持能源大国的地位。

在制取环节，俄罗斯主要依托丰富的油气资源，投资和扩建制氢产能，此外还利用可再生资源和核能制氢。俄罗斯低碳制氢技术主要包括甲烷蒸汽重整制氢和甲烷热解制氢。俄气公司通过蒸汽甲烷重整技术每年能够生产35万吨氢气，通过甲烷热解制氢技术每年能够生产1万吨氢气。未来，俄气集团将在亚马尔半岛投建蒸汽甲烷重整设施，配套碳捕获和封存项目，用天然气裂解制备蓝氢，实现从灰氢向蓝氢的转型。

在运输环节，俄计划通过天然气管网掺氢、改造现有天然气管道等方式建立氢气管网。著名的“北溪2号”天然气管道实际上已具备输氢能力，只是该管道是否还能启用，仍是未知数。

在应用环节，俄气公司从2021年开始建造并测试以天然气制氢为动力的涡轮机，计划2024年开始生产氢气并研究氢气作为燃料的不同应用。俄罗斯原子能集团负责的氢动力载人火车试点项目，最早将于2024年开始进行测试。

（四）日本：致力于国际氢气供应链开发

日本国内能源资源较为匮乏，能源供给高度依赖进口，在能源安全方面始终存在危机感。福岛核事故后，日本坚定发展氢能的决心，构筑氢能社会已成为日本能源发展主要战略之一。2017年，日本制定的《氢能基本战略》提出，将在2030年前后建立商业规模的供应链，每年采购约300万吨氢气，实现约30日元/标准立方米的氢气成本。2021年10月，日本更新的第六版能源战略计划提出，2030年氢能在能源结构中的占比要达到11%，这主要指的是氢能在汽车、家庭、工业、发电等领域的应用。目前，除了应对气候危机和俄乌冲突影响，日本的能源策略仍然倾向于创建氢能社会，并在氢能发展战略中提高了氢能源在2030年能源结构中的使用占比。

建设氢能社会，前提是氢气库存充足且可以低价采购。因此，日本致力于打造全球化氢气供应链开发，包括开展配套设备研发，打造集氢气生产、储运、利用为一体的供应链，并建立“全球可再生燃料网络”。2022年，日本与澳大利亚、文莱、挪威和沙特就氢燃料采购问题已达成合作协议。日本和印尼确定在氢、氨和碳捕获与封存等脱碳技术方面开展合作。此外，日本作为岛国，搭建全球供应链主要依靠海上运氢。近几年，日本利用液化氢运输和甲基环己烷（MCH）运输，已有多个示范项目成功运行。

（五）中国：氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体

中国是世界上最大的制氢国，年制氢产量约3300万吨，其中，达到工业氢气质量标准的约1200万吨。同时中国可再生能源装机量全球第一，在清洁低碳的氢能供给上具有巨大潜力。目前，中国氢能产业虽处于发展初期阶段，但呈现积极发展态势。已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，在部分区域实现燃料电池汽车小规模示范应用。全产业链规模以上工业企业超过300家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。已成立国家氢能产业创新中心。专家表示，中国氢能产业虽然起步较晚但发展较快，具备快速推进氢能规模化应用和技术迭代升级的能力和条件，有着巨大的市场空间，有望在2030年前达到国际先进水平。

中国于2022年3月出台的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，为氢能产业指明了发展方向，首次明确氢能是未来国家能源体系的组成部分。《规划》提出，要深挖跨界应用潜力，因地制宜引导多元应用，推动交通、工业等用能终端的能源消费转型和高耗能、高排放行业绿色发展，减少温室气体排放。在氢能顶层政策出台后，6月出台的《“十四五”可再生能源发展规划》进一步提出，推进化工、煤矿、交通等重点领域绿氢替代。推广燃料电池在工矿区、港区、船舶、重点产业园区等示范应用，统筹推进绿氢终端供应设施和能力建设，提高交通领域绿氢使用比例。在政策引导下，全国已有多地出台氢能产业发展实施方案或投资规划，央企国企带头加速布局氢能产业链，支持用能终端绿色低碳发展。

全球氢能产业链最新动态及趋势分析

全球氢能供应网络正在形成。在制氢环节，绿氢备受关注，电解槽装机不断扩大。在储运与加氢环节，盐穴成为地质储氢的理想选择；美国、欧洲和日本等国已抢先开展液氢储运和加注；有机储氢储运成为研发重点；管道运氢有望成为最优运输方式之一。在应用环节，氢能广泛应用于工业、交通、储能、发电等领域，也是冶炼等高耗能、高排放行业的优质替代能源，将有效减少二氧化碳排放。

（一）制取环节

1.低碳制氢技术快速发展，国际能源巨头加大绿氢投资

当前，传统化石能源制氢仍是主要制氢方式，约占全球氢气产量的78%以上，但包括蓝氢和绿氢在内的低碳制氢取代传统能源制氢的速度正在加快。据不完全统计，截至2021年，全球约有500个氢能项目，其中在建绿氢项目约120个，全球规划中的吉瓦级绿氢项目装机规模合计达144.1吉瓦。与此同时，电解制氢设备运营规模提升，据统计，2021年全球低碳制氢产能达55万吨/年，新增电解制氢设备运营规模468兆瓦。

与此同时，近一年来，雪佛龙、道达尔、BP等国际能源巨头多倾向将化石能源制氢和副产氢配备碳捕获、封存及利用技术（CCUS）作为向绿氢阶段过渡的主要制氢技术，并不断加大对绿氢项目的投资。如，美国油气巨头雪佛龙与哈萨克斯坦国家石油天然气股份公司已签署谅解备忘录，双方计划合作开发CCUS、氢气、能源效率提升、甲烷管理和碳财务披露方法等低碳项目。法国能源巨头道达尔宣布，将收购印度企业Adani New Industries Limited（ANIL）25%的股权，用来打造绿氢生态系统。该项目计划到2030年年产绿氢100万吨，并具备约30吉瓦的可再生能源发电能力。BP已同意收购澳大利亚绿氢开发项目“亚洲可再生能源中心（AREH）”40.5%的股权，并成为该项目运营商。该项目计划分阶段开发陆上风电和太阳能发电，总发电量将高达26吉瓦，预计每年生产约160万吨绿氢或900万吨绿氨。作为当前全球最大的油气生产商之一，沙特国家石油公司沙特阿美同样计划布局氢能产业，除了使用天然气生产蓝氢之外，还将探索利用国内丰富的风光等可再生能源生产绿氢。中国石化称，旗下的新疆库车绿氢示范项目开建，这是全球在建的最大光伏绿氢生产项目，投产后年产绿氢可达2万吨。

可以看出，以俄罗斯、美国、沙特为代表的传统油气大国正积极致力于成为低碳氢能的生产、出口大国。未来全球氢能贸易的发展或与传统化石燃料的贸易路径类似——欧洲和东北亚将成为主要氢能进口地区，而澳大利亚和中东地区在太阳能利用方面具有独特优势，因此具有巨大的绿氢发展潜力。

2.基于SOEC等颠覆性电解制氢技术快速发展

目前可再生能源电解水制氢包括碱性水电解槽（ALK）、质子交换膜水电解槽（PEM）、阴离子交换膜电解槽（AEM）、固体氧化物电解槽（SOEC）等4种主流技术，其中ALK、PEM技术的成熟度较高，已经开始商业应用，SOEC技术处于示范阶段，而AEM技术尚且还处于小样机试验阶段。虽然SOEC技术还处于前期研究阶段，但该技术具有能量转化效率高且不需要使用贵金属催化剂等优点，能够在大幅提升生产效率的同时显著降低生产成本，目前全球多国均在积极推进对SOEC的研究和示范，如日本三菱重工、东芝、京瓷等公司对SOEC电极、电解质、连接体等材料和部件持续开展研究；美国爱达荷国家实验室、BloomEnergy、韩国能源研究所以及欧盟Relhy高温电解技术发展项目也对SOEC技术开展了研究，研究方向由电解池材料研究逐渐转向电解池堆和系统集成。其中，美国爱达荷国家实验室SOEC电堆功率达到15千瓦；德国Sunfire公司在2017年推出SOEC初期产品并在加氢站进行示范；中国也将推进SOEC制氢、光解水制氢、核能制氢等高温制氢技术研发。北京、青岛、济宁、大同、岳阳等地方已出台相关氢能专项政策积极推进SOEC技术关键材料与部件的研究及试点示范。中国科学院大连化学物理研究所、清华大学、中国科技大学在固体氧化物燃料电池研究基础上，持续开展对SOEC的探索。

随着材料技术的不断突破，SOEC有望进入实质性发展阶段，同时AEM也开始逐步迈进早期市场。另外，各国新型制氢研发投入不断增大，可能促进颠覆性技术的出现，比如生物、阳光水分子裂解技术等。

（二）储运与加氢环节

1.盐穴是地下大规模储氢的最佳选择

长时且大量的氢气可以被储存到盐穴、枯竭油气层或含水层。作为最轻的气体，氢易于扩散，因此氢储能对密闭性有着极为严格的要求。盐穴不仅有良好的气密性，而且具有不与氢气反应的特点，使得盐穴成为地下大规模储氢的最佳选择。目前全球有4个正在运营的盐穴储氢项目，其中3个位于美国墨西哥湾地区，而废弃油气田储氢尚在小型实验阶段。

除正在运营中的4座储氢库外，欧美多国积极开展储氢库建设的前期调研和测试。2020年?，欧盟投入9300万欧元支持氢能和燃料电池领域24个技术主题的研究，其中包括小型盐穴中可再生氢气存储的循环测试、盐穴进行氢气循环存储的可行性和中试规模示范。2021年，由欧盟支持的首个盐穴工业规模绿色储氢项目?HyPSTER?启动，项目首先进行地下盐穴和地表工程研究，然后将进入现场试验阶段，旨在测试盐穴中绿氢的生产、储存及该方法在欧洲其他地点的可复制性。

德国也十分重视盐穴储氢的发展。2019年开展的“德国东部氢能存储和解决方案”（Hydrogen Power Storage & Solutions East Germany）项目中包含一个为期?2?年的“洞穴储氢研究”（H2 Research Cavern）项目，其主要任务是开发盐穴储氢研究平台。作为该研究项目的一部分，德国中部的地下氢储存试点项目于2019年5月启动。该设施是欧洲大陆上第一个盐穴储氢设施，也是全球首个存储可再生绿氢的地下设施。2020年，德国推进地下储氢可行性研究，其“储能资助倡议”将地质储能列为具有战略意义的资助领域，计划于2023年建设3500吨氢气的盐穴储存示范项目。同年，德国联邦交通和数字基础设施部（BMVI）投资近600万欧元资助“机动性氢气洞穴”（HyCAVmobil）项目。其中，德国航空航天中心（DLR）负责研究和评估如何将氢储存在盐穴中，并计划在实验室规模的测试成功之后，在德国奥尔登堡能源公司（EWE）经营的一个盐穴中进行测试。

英国方面，2020年，英国政府推出“绿色工业革命十点计划”，其中提到2030年实现5吉瓦低碳氢产能，并制定了“英国氢能网络计划”，旨在有效推动英国地下储氢的发展。2021年8月，英国发布首个国家氢能战略，盐穴储氢作为氢气储运方案被提及。英国地质调查局（BGS）还强调了地质学在支持英国长期能源转型中的重要性，指出地下储氢是英国实现净零排放的四项技术之一。为了支持更多地使用地下储能技术，英国地质调查局正在进行试验，研究盐穴的可循环使用性和安全性。

而美国早在20世纪70年代就已开始研究将氢气储于地下的可能性，大型储罐和地质储氢是美国能源部研发项目的重要内容。2019年，位于美国犹他州的“先进清洁能源储存”项目启动，项目计划2025年前在该州德尔塔镇附近建立一个大型绿色储氢中心，并将电解水制取的氢储存在100个巨大的地下盐穴中，以平衡季节性的能源需求。2020年，美国地质储氢的识别、评估和论证被列为关键技术领域研发及示范重点。2022年，美国能源部向上述提到的大型绿色储氢中心提供5亿美元贷款，该中心将利用犹他州独特的地质构造，通过两个巨大的盐穴储存绿氢，每个盐穴能够存储150吉瓦时的能量，从而形成全球最大的单一储氢盐穴。

盐穴的长时间储能能力有助于提高可再生资源的充分利用，并降低成本，由其存储的过剩可再生能源，在需要时可调度回电网。全球能源咨询公司伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）发布报告称，由太阳能电解生产的绿氢，到2030年将在澳大利亚、德国和日本实现成本平价，而盐穴储氢将为绿氢生产提供储存设施。已有研究表明，盐穴储氢成本至少比电池储氢成本低100倍。另据彭博新能源财经（BNEF）分析，目前盐穴、废弃气田、岩洞及人工容器基准储平准化储氢成本在0.19～1.9美元/千克之间，未来可能降至0.11～1.07美元/千克。

2.液氢、有机储氢储运成为研发重点

目前，以日、美、德为代表的多个国家及其企业在液氢、有机储氢等氢能储运技术方面进行了诸多探索，利用液化氢运输和甲基环己烷运输已获得一些成功示范。

液氢储运效率高，但技术门槛高，对制、储、运等各环节装备均有较高要求。现阶段，液氢技术成本持续下降，日、美、德等国已将液氢的运输成本降低到高压氢气的八分之一左右。目前，美国是全球最大、最成熟的液氢生产和应用地域，其液氢工厂产能全部为5吨/日以上的中大规模，其中10～30吨/日以上占据主流。

国外液氢技术较为成熟的国家大多采用液氢槽车运输。虽然这种运输方式单趟可运输更多的氢，经济性更高，但即便采用运量较大的液氢槽车进行运输，其单趟氢运量也仅在数吨以内，而采用液氢运输船进行海上运输，单趟氢运量可达到百吨甚至更多，这种运氢方式相比液氢槽车可运输更多的氢能。2022年，日本川崎重工研发的Suiso Frontier成功从澳大利亚运输液化氢到日本神户，是全球首次以液化氢为载体的大型海上氢气运输，成功地降低了氢燃料运输成本。所运氢气由澳大利亚的褐煤生产，在当地的液化基地转化为液化氢，然后运输到日本神户的货物装卸基地。此外，川崎重工在神户机场建成了全球首个液化氢装卸基地“Hytouch神户”，专门用于接收经由船运而来的液化氢。日本还将港口内现有各种设备的尺寸增加至32倍，以便实现规模化并降低成本。日本的目标是到2030年将氢供应成本降至30日元/标准立方米。

有机液体储氢技术难度高、密度高、安全性好，适合长距离、大规模跨区域氢气储运，未来有望成为重点储氢技术之一。有机液体储氢的关键在于有机物储氢介质的选择。德国Hydrogenious公司主要研究方向为二苄基甲苯，目前已进展到应用示范阶段。日本千代田公司主要研究方向为甲基环己烷，于2020年实现了全球首次远洋氢运输，于2022年初实现了有机液态储氢示范，成功以甲基环己烷形式接收到来自文莱的氢能源。以甲基环己烷储氢储运是一种潜在的全球清洁能源解决方案，这种方式有助于国际社会脱碳供应链的形成与发展。

3.管道运氢有望成为最优运输方式之一

虽然管道运输的前期投资非常高，但管道运输的效率、成本都具优势，适用于大规模、长距离、点对点且氢气量供需稳定的场景。随着氢能产业规模的扩大，未来管道运氢有望成为氢气运输的最优选择，其成本也将进一步降低，而降本核心在于加氢站规模化建设，运输网络全面覆盖，届时管道运输配合气氢、液氢运输将实现全面降本。管道储运氢气包括纯氢管道运输和利用现有天然气管道掺氢运输两种模式：

（1）纯氢管道运输

目前全球范围内氢气输送管道总里程为5000千米左右，主要分布在美国和欧洲。全球近期以投资建设新的专用氢气管道为主。如，欧洲开展了“欧洲氢能主体计划”项目，预计2040年建成近4万千米的氢气管道，并且欧洲天然气网络运营商及石油和公用事业公司正在计划修建一条130千米长的输氢管道，为德国西北部的工业用户提供电力。到2030年欧盟开发的输氢管道容量将超过20吉瓦，其中超过1吉瓦已在建设中或已承诺投入资金。德国和挪威正在考虑建设一条连接两国的氢气管道，以减少欧洲对俄罗斯能源供应的依赖。非洲国家埃及则正在兴建一条可以输送11.62吉瓦、相当于157万吨绿氢的输氢管道。该项目建成后，埃及绿氢输送管道长度将可跻身全球前三名，仅次于澳大利亚，与毛里塔尼亚持平，项目预计将于2035年前投产。

由于长距离气体管道采用的钢铁材料面临着建设成本高、氢脆等一系列问题，因此，如何降低管道输氢的成本与安全风险一直是全球讨论的热点问题。荷兰企业SoluForce开发了一种应用于氢气的可缠绕增强热塑性工业管道系统（RTP）。经认证，该管道系统可用于高达42巴工作压力的氢气。与钢铁材质管道相比，这种即用型柔性管道解决方案有望极大地促进绿氢规模化应用，但该柔性输氢管道方案尚未进行大规模的验证，能否被市场接受也未可知。

多个国家推出补贴政策，刺激本国氢能基础设施建设。比如德国于2021年11月通过的一项法规，在全球范围首次对新建氢气输送管道项目的回报率进行保障，将回报率设为9%，这几乎是新建天然气输送管道现有回报率（4.6%）的两倍。

（2）天然气管道掺氢运输

基于现有基础设施的优势，将氢气掺混入天然气管道网络也被视为可行的氢气运输解决方案。在此方面，欧美国家走在全球前列，相继开展了天然气掺氢可行性研究、天然气管道掺氢输送示范工程建设，测试了不同比例的掺氢天然气对管网基础设施、终端设备的影响。各国开展的项目中天然气掺氢比例范围介于5%～30%之间，以不显著改变管道和终端燃烧设备为前提，多数国家的天然气管网可接受高达20%的掺氢比例。

英、美、德、法等国致力于管网中混合天然气和氢气的研究，启动了掺氢比例达20%的天然气管道运输项目。美国南加州天然气公司利用可再生能源发电生产氢气，然后将氢气注入天然气管道（主要是聚乙烯管道）与天然气掺混。测试结果表明，在不改造天然气管道的情况下，20%是能够保证天然气管网正常运行的最高掺氢比例。发电厂及其他工业中的终端设备在低于20%的掺氢比例下均能高效、正常运行。德国的目标是到2025年将天然气管网中的氢混合比例增加到20%，并将升级部分天然气管道，以满足未来输送100%氢气的需求。英国计划从2023年起，通过其国内天然气管道网络向各地的家庭和企业用户提供20%的混合氢气，以替代目前使用的部分天然气。

除欧美外，其他国家的天然气掺氢实践也在增加。2022年1月，日本三菱和日立动力系统有限公司（MIPS）将比例为30%的氢气与天然气混合并用于驱动大型燃气轮机。测试结果表明，燃气轮机基本实现了稳定运行；与单纯燃烧天然气相比，掺混氢气后的混合天然气可以减少10%的二氧化碳排放量；燃气轮机的发电效率大于63%；在此过程中除了燃烧器以外，其他部件可以不用改动，减少了改造的成本。澳大利亚目前也在进行混氢试验，预计到2025年将有9个项目投入运营，目标是到2030年在区域管网可注入100%氢气。澳大利亚政府已同意对国家气体监管框架进行修订，将氢气纳入其中。中国首个电解制氢掺入天然气项目“朝阳可再生能源掺氢示范项目”已进入试验阶段，山东、张家口、佛山南海等地亦陆续开展掺氢天然气示范项目，全面验证示范氢气“制取-储运-掺混-综合利用”产业链关键技术。

国际能源署发布的报告指出，如果正在推行的天然气掺氢项目都能落地，预计项目规模将增加700多倍，氢气总掺入量将超过200万吨。如果要达成2030年全球净零排放目标，氢气总掺入量应提升至5300万吨。天然气管道掺氢运输是一个复杂的系统工程，既要考虑技术可行性，还受安全性、经济性的制约。尽管现阶段国际上有很多示范项目，但天然气掺氢仍存在安全标准不明晰、规范缺乏、缺乏广泛数据支撑等问题。

4.液氢加氢站成为新的选择

按照氢气储存方式，加氢站可分为高压气氢站和液氢站。相比气氢储运，液氢储运加氢站占地面积更小、存储量更大，但是建设难度也相对更高，适合满足大规模加氢需求。数据显示，截至2021年，全球建成加氢站800多座，其中30%为液氢加氢站，主要分布在美国、欧洲和日本。预计2030年全球加氢站数量将超过4500座。

德国是液氢储运加氢站研究、应用和推广的先锋，以德国林德公司开发的罐内液氢泵增压技术加氢站为代表，液氢高效增压已在世界主要燃料电池推广国家地区的加氢站得到应用。美国ACD公司、法国Cryostar公司开发的是卧式管道活塞泵，为美国Plugpower、AP和法国液化空气集团等公司开发的液氢储运加氢站提供核心装备。日本岩谷产业公司已建立液氢加氢站16座。中国现阶段的加氢站主要为高压气氢站，液氢储运加氢站也得到初步探索，由中科富海和美国空气产品公司合作的首座液氢储运加氢站正在建设中。

（三）应用环节

1.工业领域氢能替代应用空间持续拓展

在工业生产过程中，氢气是重要的清洁低碳工业原料，应用场景丰富。氢可作为还原剂，在冶金行业替代焦炭，作为富氢原料，在合成氨、合成甲醇、炼化、煤制油气等工艺流程替代化石能源，实现由高碳工艺向低碳工艺的转变，推进高耗能行业脱碳生产。彭博新能源财经预计，2022年，钢铁、制氨、甲醇、化工和炼油五大行业的清洁氢使用量将超过全球5.1万辆氢能汽车的总耗氢量。

世界钢铁协会近期发布的《2022年世界钢铁统计数据》显示，2021年全球粗钢产量同比增长3.8%至19.51亿吨。据了解，全球75%炼钢所用的能源直接或间接来自煤炭，钢铁碳排放量占全球能源系统排放量的7%左右。钢铁行业是低碳化的关键领域，在该领域氢气有望在十年内成为具有成本竞争力的替代品。2021年，全球首个使用无化石电力和氢气的炼钢示范项目在瑞典钢铁公司HYBRIT启动。除HYBRIT以外，瑞典另一家绿钢企业H2 Green Steel以可再生能源生成的绿电和绿氢代替煤炭完成钢铁冶炼，从2025年到2032年，H2 Green Steel位于瑞典北部的工厂将向德国采埃孚公司供应钢材25万吨/年，减少二氧化碳排放约47.5万吨/年。中国多家钢铁公司都在大力布局氢能冶金，河钢集团的氢冶金示范工程已启动建设，山西晋南钢铁集团已经形成钢-焦-化-氢全闭环低碳生产链条。从全球发展形势看，氢冶金等新一代钢铁冶炼技术刚刚起步，其代替传统技术的开发周期长，大规模应用还需时间和资金。

此外，氢气也可作为替代燃料用于玻璃、水泥和陶瓷制造等行业，以取代化石燃料的使用。如，2021年，英国玻璃企业皮尔金顿（Pilkington）启动了全球首个使用100%氢气生产浮法（片）玻璃的试验，该试验项目是英国“HyNet工业燃料转换”项目的一部分，证明了使用氢气安全有效运营浮法玻璃工厂的可行性，预计到2030年将减少二氧化碳排放1000万吨/年，相当于减少400万辆汽车上路。未来英国“HyNet工业燃料转换”项目还将在食品、饮料、电力和废物等领域大规模使用氢气。

2.氢燃料电池多样化、规模化应用加速

2022年北京冬奥会期间，共有1200多辆氢燃料电池汽车投运，并配备30多个加氢站，这是全球最大的一次燃料电池汽车示范。据统计，2021年，全球氢燃料电池汽车总销量1.6万辆以上，增长幅度达到六倍以上。受强劲补贴政策驱动，韩国市场延续了2020年的增长势头，全年共售出超8000辆氢燃料电池汽车，约占全球总销量的一半。

过去几十年，日美欧等国一直在探索氢燃料电池汽车的产业化之路。丰田、现代、通用等全球主要汽车公司对氢燃料电池汽车的布局也逐步提速。其中，丰田推出第二代MIRAI氢燃料电池汽车，并在北京冬奥会上大量使用。其2021款氢燃料电池汽车Mirai续航再突破，一次加氢可行驶1000千米以上。现代汽车方面则表示，其氢燃料电池汽车NEXO中国版在国内开放道路首试，预计将于今年上市。与此同时，法国雷诺推出最新款氢混合动力概念车ScenicVision，采用氢燃料作为内燃机的动力来源，续航里程可达497英里，预计2024年实现量产。值得一提的是，ScenicVision使用的材料70%可回收，包括电池。同时，作为混合动力汽车，该车的碳排放比传统电动汽车低75%。

氢能在交通领域的应用并不局限于燃料电池汽车，还推广至重型卡车、轮船、飞机等领域。韩国现代汽车的氢燃料电池重型卡车XCIENT Fuel Cel在欧洲正式商用化，以批量出口瑞士的氢燃料重卡为开端，截至2021年6月，在瑞士总行驶里程已经超过100万千米。新西兰首辆现代Xcient FCEV氢燃料电池卡车已投运。近期新西兰还与美国氢能商用车开发商Hyzon Motor签署了20辆氢燃料电池卡车的交付协议。

2022年，多种氢动力船舶也取得积极进展。中国首艘氢燃料电池动力工作船“三峡氢舟1号”正式动工建造；荷兰航运公司Van Dam Shipping与印度钢铁公司Tata Steel合作，计划推出首艘氢动力短途船。挪威清洁技术公司TECO 2030与其合作伙伴推出了氢动力概念油轮“Hy-Ekotank”号。概念油轮通过在现有Ekotank船上使用压缩氢或液态氢储存装置对燃料电池进行改装，实现航行期间温室气体零排放，以及泊位零排放。德国将建造世界上第一艘氢动力零排放拖船。

3.大规模氢储能是更具经济性的长周期调峰技术

国际能源署发布的报告指出，当电网中间歇性可再生能源（以风电、光伏为主）的比例超过15%时，就必须配置相应的储能设施。另外由于可再生能源出力在不同时间段、不同季节之间存在显著差异，例如欧洲的太阳能发电在冬季比夏季低60%左右，但冬季电力需求却增加了40%，为此需要配置大规模、长时间的储能设施才能提高可再生能源利用水平。

在新型储能路径中，氢能具有诸多明显优势。氢储能是以氢气的形式进行储能，方式多样化，包括液化储氢、压缩储氢以及金属氢化物储氢等，存储规模可达百万千瓦级，存储时间跨度从小时到季节。氢储能除了可以满足大规模长周期能量储存和多元化终端利用需求，自身也具备较明显的技术路线、资源潜力及经济性。在大容量长周期调节的场景中，氢储能与电化学储能相比拥有单位能量存储成本低的优势。相对于抽水蓄能而言，氢储能可扩展性较强，受地理和资源的限制较少。相关研究表明，当需要大规模储能时可以液氢或者氢化物的形式存储于地下盐穴，估计每个兆瓦时的成本在50～150美元之间，与受地质条件限制较大的抽水蓄能相当，显著低于其他能量存储方式。

除了上面提到的以盐穴为代表的地质储氢外，当前以质子交换膜水电解（PEM）制氢为基础的电-氢-电互变技术为储能技术提供了新思路。该技术以电制氢为核心，将电能转化成为氢气、氨气、甲烷及汽柴油中的化学能，从而进入到后续的化工、交通、发电、供热、储气等丰富多样的终端应用中。

未来，随着新能源渗透率的提升，系统调峰周期变长，电化学储能单位能量成本高的缺陷就会完全显现，而氢能则恰好相反，大规模氢储能边际成本增速相对较慢，是更具经济性的长周期调峰技术。同时，氢储能与电化学储能在周期、规模、空间上可互为协同、互为补充，二者有机形成的混合储能可以更好地支撑未来电力系统建设。

4.氢燃料燃气轮机发电取得一定进展

燃气轮机采用富氢燃料发电，在降低天然气使用量的同时，还可以减少发电领域二氧化碳排放。目前，欧美等国向现有燃气轮机中掺混氢气的比例多为20%～30%，以降低5%～10%的碳排放。

全球电力巨头已开展氢能燃气轮机的相关研究，积极提高燃机的掺氢燃烧能力、开拓新的市场空间。如美国通用电气（GE）在全球已有超过100台采用低热值含氢燃料的机组在运行，累计运行时间超过800万小时，其中部分机组的燃料含氢量超过50%。2022年4月，通用电气宣布全球首个HA级掺氢燃烧示范项目成功运行，预计到2030年将具备100%燃氢能力，最终实现零碳排放。日本和欧盟EU Turbines已经承诺在2030年前推出100%燃氢重型燃气轮机。西班牙第二大天然气分销商Nortegas宣布开启该国首个天然气掺氢试验项目，计划逐步提高天然气基础设施和设备中的氢气比例，尝试使用天然气和氢气的混合气体发电。2022年初，中国国家电投首个燃气轮机掺氢燃烧示范项目正式投运，这是全球范围内首个在天然气商业机组中进行掺氢燃烧的联合循环、热电联供示范项目，改造后的机组具备了纯天然气和天然气掺氢两种运行模式的兼容能力，可行性优势明显。

需要注意的是，虽然全球氢燃料燃气轮机发电项目层出不穷，但要大力发展氢燃料燃气轮机，还面临着燃氢过程中产生的回火和温度过高等问题。

启示与建议

通过对近期全球氢能产业发展最新动向及趋势的分析，可以看出，在推动氢能发展的过程中，全球主要发达国家逐步形成了各具特色的发展模式。借鉴发达国家氢能发展经验，进一步探索我国氢能产业发展形态和发展路径，建议从以下四个方面创新突破：一是提高关键核心技术水平，加快国产化进程；二是推动应用场景多元化，开启多领域规模应用示范；三是探索适合我国国情的氢能产业发展路径，避免无序竞争和产能过剩风险；四是加强国际开放合作，推动氢能产业国际化发展。

（一）提高关键核心技术水平，加快国产化进程

科技创新是能源高质量发展的第一动力，欧盟、美国、日本等发达经济体为确保氢能发展的领先地位，十分重视氢能产业链上下游的相关技术培育，涉及氢气的生产、储运、燃料电池制造、燃料电池汽车及加氢站基础设施等。而氢能技术链条长、难点多，我国氢能产业处于发展初期，与国际先进水平存在一定差距，同时我国部分关键核心零部件和基础材料严重依赖进口，例如，影响燃料电池寿命和使用成本的质子交换膜，该技术在国内还不够成熟，只有少数公司和设备制造商参与其中。核心材料缺失制约着我国氢燃料电池行业的发展。为此，亟需从氢能制备、储运、加注、燃料电池、氢储能系统等主要环节创新突破，面向氢能科技前沿开展基础研究和应用基础研究，重点突破关键核心技术，加快国产化进程。

（二）推动应用场景多元化，开启多领域规模应用示范

从国际经验看，发达国家多以试点示范带动氢能多元应用，氢能可以在交通、冶金、化工等领域替代化石能源使用，应用潜力较大。目前我国氢能示范应用主要集中在交通领域，氢燃料电池汽车是现阶段实现氢能在交通领域应用的切入点和关键点。为稳步推进我国氢能多元化示范应用，除了有序推进氢能在交通领域的示范应用，还应拓展其在储能、分布式发电、工业等领域的应用，推动规模化发展，加快探索形成有效的氢能产业发展商业化路径。

（三）探索适合我国国情的氢能产业发展路径，避免无序竞争和产能过剩风险

从全球主要国家氢能产业实践来看，各国在出台氢能战略和明确氢能产业发展定位上各有侧重，均考虑了国家能源资源禀赋、能源转型压力和国内市场空间等情况。例如，以欧盟国家为代表的能源转型先行者将氢能产业视为重点行业深度脱碳的重要推动力；以美国为代表的能源技术引领国更加关注氢能技术研发，在绿氢规模化应用方面则较为审慎；以俄罗斯、沙特、阿联酋、澳大利亚为代表的传统能源出口国积极加大氢能出口能力，着力实施以出口为导向的氢能项目；以日、韩为代表的能源对外依存度较高的国家，发展氢能主要为保障本国能源安全。

我国资源能源禀赋多样，对能源的选择及经济调控的回旋空间较大。在氢能产业发展过程中应统筹考虑氢能供应能力、产业基础和市场空间，与技术创新水平相适应，有序开展氢能技术创新与产业应用示范。各地方在研究制定氢能产业发展相关规划、支持政策时，应对本地区发展氢能产业的比较优势进行客观分析，充分考虑本地区发展基础和条件，统筹谋划、合理布局，在鼓励多元示范的同时，避免盲目布局、一拥而上。

（四）加强国际开放合作，推动氢能产业国际化发展

美日欧等国家和地区在积极推动自身氢能发展的同时，积极推进相互合作。开放合作是全球氢能产业长期发展的主旋律，尤其是目前全球氢能市场仍处于导入期，亟需各国协作培育开发国际市场，突破产业瓶颈，合力打通产业链关键环节。在此背景下，我国应积极开展氢能技术创新国际合作，鼓励开展氢能科学和技术国际联合研发，推动氢能全产业链关键核心技术、材料和装备创新合作，积极构建国际氢能创新链、产业链。探索与共建“一带一路”国家开展氢能贸易、基础设施建设、产品开发等合作。同时还要加强与氢能技术领先的国家和地区开展项目合作，共同开拓第三方国际市场。