氢能是构建以清洁能源为主的综合能源供给系统的重要载体，开发利用氢能已成为中国能源技术发展的重要战略方向，中国的氢能基础设施发展滞后是制约氢能大规模应用推广的重要因素。本文分析了中国氢能基础设施（以加氢站为主）的发展现况与趋势，剖析了氢能基础设施产业（以加氢站为主）发展方面存在的困难与挑战，结合国外部分发达国家的先进经验，提出了我国氢能基础设施产业发展的总体目标及发展路径，针对体制保障与政策提出相关建议，本文的研究结果可为我国推进氢能产业发展指导政策的制定提供参考。
前 言
2017 年年末，国际氢能源委员会在麦肯锡管理咨询公司的协助下，发布了全球首份氢能源未来发展趋势调查报告，报告指出，到2050 年，在全球范围内，氢能产业将创造3000 万个工作岗位，减少6×10的9次方 t 二氧化碳排放，创造2.5 万亿美元的市场价值，氢能汽车将占全世界车辆的20%~25%，承担全球18%的能源需求。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。
二、中国发展氢能产业的重要意义与基础条件
（一）氢能是中国构建清洁能源综合供给系统的重要载体
在优化能源系统方面，氢能的多种制取途径与应用领域，打破了现有煤电等传统能源与可再生能源等清洁能源单一的能量转换模式，可成为现有能源体系的互转点与耦合中心，是实现大规模可再生能源利用的重要载体，可实现多异质能源跨地域和跨季节的优化配置，形成可持续、高弹性的创新型多能互补系统。
在提高能源安全方面，由于石油消费比重增加与自给能力不足之间的矛盾日益凸显，2018 年我国石油对外依存度已达到了69.8% ，石油等能源紧缺及较高的对外依存度正在成为遏制我国可持续发展的瓶颈，氢能配合燃料电池技术，可实现氢燃料电池汽车大规模应用，有助于大幅度降低交通领域的石油与天然气等能源消费量，降低石油等化石能源的对外依存度。
在提升能源使用效率方面，氢作为能源互联媒介，可循环利用工业副产氢与一次富裕化石能源，配合二氧化碳捕集与封存就地低碳转化，将广泛应用于交通运输领域、替代焦炭用于冶金、与二氧化碳转化为含氧化合物和燃料、与天然气混烧并通过燃气轮机发电或工业供热、或利用储氢及燃料电池技术形成储能装置，通过调峰手段增加电力系统灵活性，弥补电力不可存储问题，从而有效实现不同行业能源网络之间的协同优化。在低碳清洁方面，氢能与燃料电池技术在排放方面具有无可比拟的优势，结合氢源的“绿色”制备，可实现“低碳生产，零碳使用”，有利于实现终端能源消费领域深度脱碳。
（二）氢能已成为中国能源技术与新兴产业的重要战略方向
《中国制造2025》明确支持燃料电池汽车发展；《国家创新驱动发展战略纲要》提出要开发氢能、燃料电池等新一代能源技术；《能源技术革命创新行动计划（2016—2030 年）》将氢能与燃料电池技术创新作为重点任务，实现大规模、低成本氢气的制取、存储、运输、应用一体化，加氢站现场储氢、制氢模式的标准化和推广应用。同时，《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》也提出推动车载储氢系统以及氢制备、储运和加注技术发展，推进加氢站建设，到2020 年，实现燃料电池汽车批量生产和规模化示范应用。
（三）中国的氢能开发与应用已具备产业化条件
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2.5×10 7t，2018 年中国弃风、弃光、弃水总电量约为1.0229×1011 kW·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。
近几年来中国在氢能关键技术上已取得突破，初步掌握氢能基础设施与燃料电池的开发应用技术，具有产业装备及燃料电池整车生产能力，实现了小规模示范运营，为氢能及燃料电池产业大规模商业化运营奠定良好的基础。未来氢能的接受性与市场规模主要取决于终端用氢的价格、绿色性与安全性，制氢、储运及加氢等基础设施的配套至关重要。
三、中国氢能基础设施产业发展现况
（一）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（见图1）。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。
由于目前车辆以小规模燃料电池公交及厂内测试车辆为主，对于小储氢量的固定站及撬装式一体站，在车辆有序加氢及不优先考虑加氢时间的应用场景下，其加氢能力基本可以满足现阶段加氢预期，按此估算，已投运加氢站中加氢能力达500 kg 以上规模的有10 座。
（二）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35 MPa加氢机能力，完成70 MPa 加氢机实验样机开发；在压缩机方面，具备45 MPa 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87.5 MPa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45 MPa 与98 MPa 固定储氢容器设计与制造能力，其中，45 MPa 储氢容器单体水容积可达到20 m3，使用寿命可达5 万次以上，98 MPa 固定储氢容器单体水容积可达到1 m3。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%。
（三）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）已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。
四、国外氢能基础设施发展的启示
（一）日本
日本发布的《氢能/ 燃料电池战略发展路线图》， 详实指导了2014 年至2040 年， 日本制氢、储运、加氢、氢能利用等产业链各环节的发展目标与路径。在氢能基础设施方面，结合日本能源禀赋，提出日本各阶段制氢与加氢站建设目标， 到2030 年日本加氢站数量要达到1000 座且成本降至2 亿日元，海外制氢运输回日本的价格将控制在30 日元/m3 以内。
截至2018 年年末，日本已经建成106 座加氢站，其中80 座以上对公众开放，其余则是专门为公交车或车队客户提供服务，这些加氢站成本大多在4 亿~5 亿日元，按照政府制定氢能基础设施项目的补贴政策，补贴金额可达到目前加氢站投资水平的一半左右。
（二）德国
截至2018 年年末， 欧洲拥有152 座已运营加氢站[5]，其中仅德国就拥有60 座对外经营站，且2018 年度德国就投运了17 座，已成为全球拥有第二大公共加氢站数量的国家[4]，并计划至2023 年建成400 座加氢站，以覆盖60% 的德国人口，2030 年达到1000 座，覆盖德国的全部人口。
德国政府在2006 年启动氢能和燃料电池技术国家创新计划（至2016 年该计划共支持14 亿欧元），于2009 年启动氢能供应基础设施研究，2011 年年底发布实施路线图。为了寻找可靠的商业推广模式，2015 年2 月，约有27 家企业共同发起成立了H2M 公司，在德国政府的资助下，开展全国加氢基础设施网络规划、加氢站建设及经营工作，目标是建立429 个加氢站组成的覆盖全德的加氢网络，任一站点与下一站点的间距不超过90 km，并将整个计划分为测试验证、试验推广、商业推广三个阶段实施，同时，对融资、采购、运营及后期市场竞争的资产分配方案均做了详细规划，H2M 公司将持续投资运营德国的加氢站项目，直到加氢站业务开始盈利时，H2M 公司会停止投资，这些资产将会通过评估后由合作企业优先回购，再次形成以市场为主导的产业发展模式。
（三）美国
自2012 年美国提出未来向能源部（DOE）在氢能及燃料电池等清洁能源研发领域投入63 亿美元后，DOE 联合美国高校与企业共同攻关氢能及燃料电池关键技术，并成立美国燃料电池和氢能联盟，于2013 年启动H2USA 计划，共同对加氢站网络规划、融资方案、市场拓展制定详细方案，为美国在氢能基础设施方面的集成技术与装备制造奠定了世界领先地位。截至目前，美国已公开对外运营加氢站达到42 座，尚有部分内部加氢站数量未知。
（四）韩国
2019 年1 月，韩国政府发布《氢经济发展路线图》，目标是成为世界最高水准的氢能经济国家，并以2022 年与2040 年作为时间节点，详实地提出韩国氢能全产业链发展目标与实施路径。计划到2022 年全国氢气供应量达到4.7×105 t/a，供应价格降至6000 韩元/kg，并建成310 座加氢站；到2040 年，氢气供应量达到5.26×106 t/a，成本降至3000 韩元/kg，建成1200 座以上加氢站。同时，实现加氢基础设施核心装备技术完全国产化，并实现全国范围的管道网络，促进氢气大规模运输配送。
根据氢气不同的供给方式，路线图将加氢站分为氢气管道供氢型、长管拖车供氢型、电解水制氢加氢一体型三类，对加氢站投资与运营进行补贴支持，其中建设补贴最高可达29 亿韩元，运营补贴可高达2.2 亿韩元。路线图进一步完善了加氢站网络布点，鼓励把加油站与天然气站扩建成加氢混合站，允许在限制区的公交车站安装加氢站，并推动逐渐减小加氢站建设相关的安全距离。此外，韩国政府提出从标准化、法律、人才、国际合作、产业生态等方面全面提高国民对氢安全的认知与产业安全管理体系。
五、中国氢能基础设施产业面临的挑战
（一）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，不利于发挥现有产业要素效用最大化及构建产业发展政策保障体系。
（二）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，尤其对于撬装站，单次加注时间完全取决于长管拖车的氢气压力与系统压缩能力，在长管拖车储氢压力下降的连续加注情景下，系统压缩能力会按比例下降，导致车辆单次加注时间变长。
（三）关键技术与成本亟待突破
我国虽已具有35 MPa 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45 MPa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87 MPa 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45 MPa 固定储氢容器每立方米水容积的价格超过20 万元，98 MPa 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70 MPa 加氢机处于试验验证阶段，与国外商业化运营的70 MPa 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。
（四）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，备案权基本下放至区县级政府。在项目论证期，需完成环评、规划、安评、节能、土地、维稳等方面的论证；在报建阶段，需要通过规划、住建、消防、安监、市监等部门审批；在项目运营前还需通过以上事项的验收，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”。
（五）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，一座600 kg 日平均加氢能力的简易固定式加氢站，仅主要设备与土建投资就超过1000万元，静态总投资会达到1500万元甚至2000万元以上，图2 预测了在不同静态总投资情况下，不同规模加氢站日售氢量、氢气价差等三个关键投资参数对应的盈亏平衡线，以600 kg 加氢站为例，在满负荷运转的理想状态，当静态投资为1250 万元时，保持氢气售价与进场价差价为14.35 元/kg 时，可实现盈亏平衡，当静态投资达到2200 万元时，需要将氢气售价与进场价差控制到19.25 元/kg 才能实现盈亏平衡；当加氢站规模较小、土地等非技术成本升高时，建设方以1750 万元投资400 kg 加氢站，在满负荷状态，需要将售价与进场价差控制到24.35 元才能实现盈亏平衡。
六、中国氢能基础设施产业战略思考
（一）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。
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。
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10 000 座以上，关键装备及技术达到全球领先水平。
（二）具体建议
1. 加强氢能产业战略研究
2. 建立健全产业政策、安全监管及技术标准体系
3. 建立氢能基础设施关键技术攻关与核心装备自主化的长效机制
4. 加大对氢能基础设施全产业链的补贴政策及金融支持