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近年来，随着各国陆续明确碳中和时间表，全球氢能源加速发展，并成为各国能源技术和应对气候变化的重要抓手。日本、德国、美国、澳大利亚等国纷纷加快氢能发展顶层设计，相继制定了氢能发展战略和路线图。氢能重卡、氢能冶金、氢能发电等应用创新方兴未艾。
党的以来，习总亲自指导推动能源，强调“要科学规划建设新型能源体系，促进水风光氢天然气等多能互补发展”。这为我国氢能产业指明了方向，明确了氢能在新型能源体系里的独特价值。
我国氢能正处于规模化导入期，尽管全国各地陆续发布了上百份氢能相关规划和政策，但产业尚未形成统一有序的管理机制，关键技术和标准体系支撑较为薄弱，各界对于氢能的认知尚不全面。如何加快培育发展氢能产业，引导行业健康有序发展，助力“双碳”目标达成，值得深入思考。
今年政府工作报告提出，加快前沿新兴氢能、新材料、创新药等产业发展。这是氢能源作为前沿新兴产业首次被提及，氢能产业热度再起。
氢能源是指氢和氧进行化学反应释放出的化学能，是一种二次能源，需要通过风能、太阳能、煤炭、天然气等一次能源生产出来。氢单位质量能量密度高，燃烧的产物是水，被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源。当前，全球氢能全产业链关键核心技术趋于成熟，氢能基础设施建设明显提速。我国是世界上最大的制氢国，氢气年产能超4000万吨，产品主要用于化工原料。已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池等主要技术和生产工艺，全产业链规模以上工业企业超300家。
3月的东北大地，春寒料峭，吉林省白城大安市吉林西部清洁能源化工产业园内，数台破碎机掘开一米厚的冻土层。厂区另一侧，6个巨大的球型储氨罐拔地而起，标准化厂房钢架结构全面落成。
大安吉电绿氢能源有限公司综合部副主任赵煜初到这里时，眼前还是一片荒芜的芦苇塘，仅仅两年后，随着项目建设加速推进，全国首个绿氢合成氨工程将于今年底在此投产。
距大安200多公里的松原市，中国能建松原氢能产业园一期项目也在抓紧建设。80万千瓦新能源电源、电解水制氢装置、合成氨装置、绿色甲醇装置、电解槽生产线等五大板块即将全面上线。这是松原近年来最重磅的项目之一，石油之城正在加速转型。
为助力东北振兴，在众多新能源领域中，吉林省率先抢占氢能新赛道，10余个百亿元级“绿氢+”项目正在同时推进。
视线投向长江南岸，名列全国百强县前三的江苏张家港已经完成了氢能全产业链布局。凭借良好的低温压力装备产业基础，张家港已为我国100余座加氢站提供了成套设备，为全国三分之一的氢燃料电池汽车提供了氢瓶和供氢系统。
“氢能产业市场规模大，产业链条长，发展前景广阔。”张家港市发展改革委主任曹鹰飞表示，发展氢能产业是张家港加快新旧动能转换、调高调轻调优产业结构、助力“双碳”目标的重要抓手。
沿长江上行来到安徽芜湖，依靠良好的区位优势和汽车产业基础，芜湖率先布局氢能交通。截至目前，奇瑞商用车开发了4款氢燃料车辆，其中氢燃料大巴已实现量产；中鼎恒盛气体设备公司生产的加氢站专用隔膜压缩机系统实现量产，全国市场占有率达50%；埃科泰克2.0T燃氢发动机落地……
芜湖市发展改革委副主任董亮介绍，加快发展氢能产业，是助力应对气候变化、保障能源供应安全的必由之路。芜湖已经形成涵盖氢能汽车、氢燃料电池、氢能储运装备制造的产业体系。
2022年初，国家发展改革委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021―2035年）》，首次明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，提出稳步推进氢能多元化示范应用等目标。受利好政策影响，各地投资氢能产业热情高涨。迄今几乎所有省份都发布了涉及氢能的规划和政策，明确氢能产业发展目标、路线图或时间表。
过去一年，我国氢能产业进入快速发展期。中国氢能联盟理事长刘国跃表示，各地政府积极研究支持氢能产业发展的指导意见，可再生能源制氢大基地建设、氢能高速、海洋氢能等创新应用工程加快推进，全产业链关键技术攻关及装备自主化持续深入，氢能企业融资及上市步伐加快。
据统计，当前我国规划和建设可再生能源制氢项目超过400个，已建成加氢站约480座，燃料电池汽车保有量约2万辆，新增加氢站、在运加氢站两项指标均居世界第一，氢能在交通、化工、冶金等领域示范规模引领全球。
虽然我们早就知道氢能的巨大潜力，但过去很长一段时间里，氢能屡遭质疑。这是因为与化石燃料相比，氢的利用成本高、储运困难、转换效率低，难以大规模当作能源使用。那么我们制氢的意义是什么呢？目前各地对氢能产业的大力投入会不会点错了“科技树”？
全球能源绿色低碳转型的逻辑起点在于气候变化，这个问题迫使我们思考如何打造一个没有化石燃料的世界。为实现绿色发展，人们首先想到利用方便、资源丰富的光伏和风电。随着技术快速进步，风光发电成本大幅下降，在很多地区已经具备了与化石能源竞争的实力。即便如此，风电、光伏等新能源并不是应对气候变化的万能“良药”。
中国能源研究会研究员、双碳产业合作分会主任黄少中曾担任西北能源监管局局长，他见证了我国新能源装机跃升式发展。如今在西北地区，超半数发电装机容量来自风光等新能源。对于新能源进一步发展面临的消纳问题，黄少中有着清醒认识。
“随着新能源装机持续攀升、输电通道容量受限，如何有效消纳绿电是个挑战，需要从多方面入手，采取综合措施解决。”黄少中坦言。
氢能作为一种清洁、高效的二次能源，是重要的“能源连接器”，与风光等新能源协同发展有广阔前景。“风光有间歇性、波动性，很多时候不可控。氢气易制备，能跨季节长时间储存，且下游应用多元，恰好能弥补新能源不足，有利于建立一个更完善的能源体系，保障国家能源安全。”加拿大国家工程院院士、广州大学教授叶思宇说。
能源需求的季节性差异问题是全面电气化的一个巨大障碍。虽然从电力到氢气再回到电力整个循环的效率低于很多储能技术，但这项技术可用来储存更多能量，这是目前其他储能技术无法实现的。
在安徽省六安市，国内首个兆瓦级氢能综合利用示范站正在运行，用电低谷时，电站用电制氢并储存在站内20兆帕长管压力容器内，用电高峰时再利用氢燃料电池发电，既发挥了氢气的储能作用，又能利用峰谷电价差赚取收益。
国网安徽电科院系统中心新能源及储能室副主管滕越介绍，示范装置放大约100倍后，就可以满足当地电网春秋、冬夏跨季度调节的需要。如果将余热加以利用，系统总效率能提升至60%以上。此外，示范站还计划将部分氢气出售给加氢站，进一步丰富商业模式，降低运营成本。
“电氢融合发展是大趋势。”国网浙江电科院科技研发中心章雷其博士表示，目前通过建设抽水蓄能、新型储能等调节电源，以及对煤电进行灵活性改造等手段，能够应对一定规模的新能源并网消纳，电力系统对氢长时储能需求还不迫切。等新能源渗透率达到40%至50%水平时，氢的长时储能价值就会显现。
未来，氢储能潜力广阔。中国科学院院士欧阳明高透露，按照国际能源署预测，未来10%的可再生能源消纳必须通过长周期储能来解决。在2060年，我国有1.5万亿千瓦时的电能需要由氢储存。
与绿电相比，氢除了燃料属性还有原料属性，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。在一些无法仅通过绿电完成气候目标的行业，氢能将扮演更重要的角色。比如，冶金、炼化、合成氨、合成甲醇等，通过原料端绿氢替代可实现深度脱碳。
更深层次看，氢是大国增强国际竞争力的重要抓手。2023年，全球氢能布局向具体落实加速推进，但各国自然资源、产业基础不同，随之诞生了国际氢能贸易需求。过去一年，各国间氢能贸易合作频繁，日韩、中东、欧洲等地区已经开始出现国际氢能进出口。
“氢能将成为全球性重要低碳能源，促进大规模氢基能源跨国贸易，氢未来还有望作为期货进行商品交易。”中国产业发展促进会副会长兼氢能分会会长魏锁表示，我国有望由能源进口国，转变为能源资源和技术装备输出国。
氢能的高品质能源特性，决定了氢能将在能源中扮演极为重要的角色。国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦强调，要从我国国情和能源绿色转型实际出发，坚持绿色低碳和经济实用为方向，强化氢能与电能互补融合，充分有效发挥氢能在清洁低碳、安全高效能源体系建设中的突出作用，稳步提升氢能在新型能源体系中的战略定位。
中国国际经济交流中心能源政策研究部部长景春梅预计，到2060年，氢能在我国终端能源体系中占比将达15%，氢能与电力协同互补共同成为终端能源体系的消费主体，可带动形成10万亿元级新兴产业，为高质量发展注入强大动力。
化石能源是全球经济活动的主要支撑，任何一种化石能源的替代品都必须能够大批量生产，并且比化石能源更清洁。氢能要想“飘”得更远，首先要面对的就是绿氢大规模平价制备的挑战。
氢能的清洁程度取决于制取方式。目前我国每年3000多万吨氢气来源中，55%左右为煤制氢，20%左右为天然气制氢，生成过程中会排放二氧化碳，氢来源亟待“绿化”。
可再生能源电解水制氢，是目前最成熟、应用最广泛的绿氢制备方式。在安徽合肥，阳光氢能电解水制氢实证基地内，300多片双极板通过拉杆集成为一个长6米、重50吨的圆柱体，这就是当前主流的1000标方碱性电解槽，运行一小时耗电4000至5000千瓦时，可生产90公斤氢气，能够让一辆氢能小轿车行驶9000公里。
“目前能够大规模生产和应用的就是碱性电解槽。”阳光氢能董事长彭超才介绍，碱性电解技术最大的优势是不含稀贵金属，成本相对较低，便于实现大型化规模化电解制氢，再结合可再生能源柔性制氢技术，非常适合对氢气需求量大的工业场景使用。
一种高度适应新能源特性的电解槽也将加速推广。在吉林省长春市中韩产业园长春绿动氢能科技有限公司车间内，一套占地200多平方米的电解水制氢系统正在进行带电带压测试。该公司董事长樊焕然说，质子交换膜电解槽负荷范围宽，调节更加灵活。目前公司生产的制氢系统核心设备正在实现国产化替代，即将在吉林大安风光制绿氢合成氨一体化项目上大规模示范应用。
随着技术成熟、应用场景放开，可再生能源制氢成为投资热点。截至2024年1月，我国公开在建及规划电解水制氢示范项目制氢装机总规模超过41吉瓦，绿氢项目投建呈爆发式增长态势。在此形势下，电解水制氢装备企业及上游材料企业正加速产能扩张，电解槽出货量每年都以翻番的趋势增长。
目前，我们已经开发出了较为成熟的清洁方法来制氢，但绿氢普及面临的最大障碍是生产成本高昂。在地球上很少能找到单质形态的氢，与方便开采、储量丰富的化石燃料相比，氢很难从地球上其他元素中分离出来，这种特性使得制造绿氢的成本高昂。
“并不是人们不想用燃料电池，只是没有合适成本的氢燃料。”氢能未来是否能具备经济性，才是各界对氢能最关心的问题。数据显示，我国煤制氢成本约9至13元/公斤、天然气制氢约10至18元/公斤，可再生能源电解水制氢成本受电力成本影响较大，约15至45元/公斤。
通过剖析电解水制氢成本构成可发现，电力成本约占总成本70%左右。要想大幅降低制氢成本，关键在于选取风光发电资源丰富、成本较低的地区设立制氢项目。
今年3月，国家能源集团携手鄂尔多斯人民政府，共同签订了“氢洲”项目合作框架协议，将依托当地丰富的风光资源，打造全球领先的可再生能源制氢大基地，实现绿氢成本降低和多场景应用。中国氢能联盟秘书长、国家能源集团氢能事业部主任刘玮表示，“希望氢洲项目能够起到标杆示范作用，通过规模化绿氢开发把成本降到每公斤16。
