氢（H）排在元素周期表的第一位，主要以化合态的形式存在，通常的单质形态是氢气（H₂）。氢气可从水、化石燃料等含氢物质中制取，是重要的工业原料和能源载体。氢能是指氢在物理与化学变化过程中释放的能量，可用于储能、发电、各种交通工具用燃料、家用燃料等。

一、氢的特点

  清洁低碳。不论氢燃烧还是通过燃料电池的电化学反应，产物只有水，没有传统能源利用所产生的污染物及碳排放。此外，生成的水还可继续制氢，反复循环使用，真正实现低碳甚至零碳排放，有效缓解温室效应和环境染。  

  灵活高效。氢热值高（140.4 MJ/kg），是同质量焦炭、汽油等化石燃料热值的3-4倍，通过燃料电池可实现综合转化效率90%以上。氢能可以成为连接不同能源形式（气、电、热等）的桥梁，并与电力系统互补协同，是跨能源网络协同优化的理想互联媒介。应用场景丰富。氢可广泛应用于能源、交通运输、工业、建筑等领域。既可以直接为炼化、钢铁、冶金等行业提供高效原料、还原剂和高品质的热源，有效减少碳排放；也可以通过燃料电池技术应用于汽车、轨道交通、船舶等领域，降低长距离高负荷交通对石油和天然气的依赖；还可应用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供电供暖。

二、氢安全

  明确氢的危险性，对氢安全事故后果及预防展开基础研究，从而为相关标准和法规的制定提供可靠依据，是氢能技术可持续发展和应用的重要保障。一直以来，氢安全备受政府重视。中国现有全国氢能标准化技术委员会、燃料电池标委会、气瓶标委会等多个标准化机构，长期致力于氢气应用链各个环节的安全技术标准研制工作。目前，中国已制定涵盖氢在制备、提纯、储存、运输、加注、燃料电池应用等各环节国家技术标准86项，行业标准40多项，地方标准5项。除标准体系技术规范建设外，国内外氢能应用的实践也为氢的安全保障工作积累了丰富的经验。

三、中国发展氢能产业的优势

  我国具有丰富的氢能供给经验和产业基础。经过多年的工业积累，中国已是世界上最大的制氢国，初步评估现有工业制氢产能为2500万吨/年，可为氢能及燃料电池产业化发展初期阶段提供低成本的氢源。富集的煤炭资源辅之以二氧化碳捕捉与封存技术（CCS）可提供稳定、大规模、低成本的氢源供给。同时，中国是全球第一大可再生能源发电国，每年仅风电、光伏、水电等可再生能源弃电约1000亿千瓦时，可用于电解水制氢约200万吨，未来随着可再生能源规模的不断壮大，可再生能源制氢有望成为中国氢源供给的主要来源。

  我国氢能应用市场潜力巨大。氢能在能源、交通、工业、建筑等领域具有广阔的应用前景，尤其以燃料电池车为代表的交通领域是氢能初期应用的突破口与主要市场。中国汽车销量已经连续十年居全球第一，其中，新能源汽车销量占全球总销量的50%。在工业领域，中国钢铁、水泥、化工等产品产量连续多年居世界首位，氢气可为其提供高品质的燃料和原料。在建筑领域，氢气通过发电、直接燃烧、热电联产等形式为居民住宅或商业区提供电热水冷多联供。未来，随着碳减排压力的增大与氢气规模化应用成本的降低，氢能有望在建筑、工业能源领域取得突破性进展。

  我国氢能与燃料电池技术基本具备产业化基础。经过多年科技攻关，中国已掌握部分氢能基础设施与一批燃料电池相关核心技术，制定出台了国家标准86项次，具备一定的产业装备及燃料电池整车的生产能力；中国燃料电池车经过多年研发积累，已形成自主特色的电-电混合技术路线，并经历规模示范运行。

四、氢能源产业链

1.氢的制取

  目前，氢的制取产业主要有以下三种较为成熟的技术路线：一是以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢，三是电解水制氢，年制取氢气规模占比约3%。生物质直接制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术路线仍处于实验和开发阶段，产收率有待进一步提升，尚未达到工业规模制氢要求。

  煤制氢历史悠久，通过气化技术将煤炭转化为合成气，再经水煤气变换分离处理以提取高纯度的氢气，是制备合成氨、甲醇、液体燃料、天然气等多种产品的原料，广泛应用于煤化工、石化、钢铁等领域。煤制氢技术路线成熟高效，可大规模稳定制备，是当前成本最低的制氢方式。其中，原料煤是煤制氢最主要的消耗原料，约占制氢总成本的50%。

  天然气制氢技术中，蒸汽重整制氢较为成熟，也是国外主流制氢方式。其中，天然气原料占制氢成本的比重达70%以上，天然气价格是决定制氢价格的重要因素。考虑到中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋，仅有少数地区可以探索开展。

 为控制氢气制取环节的碳排放，化石能源重整制氢需结合碳捕集与封存（CCS）技术。CCS作为一项有望实现化石能源大规模低碳利用的新技术，是中国未来减少二氧化碳排放、保障能源安全和实现可持续发展的重要手段。当前，国内CCS技术尚处于探索和示范阶段，需要通过进一步开发技术来推动能耗和成本的下降，并拓展二氧化碳的利用渠道。

  工业副产氢气主要分布在钢铁、化工等行业，提纯利用其中的氢气，既能提高资源利用效率和经济效益，又可降低大气污染，改善环境。中国是全球最大的焦炭生产国，每吨焦炭可产生焦炉煤气约350-450立方米，焦炉煤气中氢气含量约占54%-59%。除用于回炉助燃、城市煤气、发电和化工生产外，剩余部分可采用变压吸附（PSA）提纯技术制取高纯氢。

  目前，工业副产氢气的提纯成本在0.3-0.6元/公斤，考虑副产气体成本后的综合制氢成本约在10-16元/公斤。工业副产提纯制氢可提供百万吨级氢气供应，能为氢能产业发展初期就近提供低成本、分布式氢源。但该路线同样面临碳捕捉封存问题，从中长期来看，钢铁、化工等工业领域需要引入无碳制氢技术替代化石能源实现深度脱碳，将从氢气供给方转变为需求方。

目前，电解水制氢技术主要有碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOE）。其中，碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低；质子交换膜电解槽流程简单，能效较高，国内单台最大产气量为50立方米/小时，但因使用贵金属电催化剂等材料，成本偏高；固体氧化物水电解槽采用水蒸气电解，高温环境下工作，能效最高，但尚处于实验室研发阶段。电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、纯度高（通常在99.7%以上）以及副产高价值氧气等特点，但其单位能耗约在4-5千瓦时/立方氢，制取成本受电价的影响很大，电价占到总成本的70%以上。

2.氢的储运

  氢能可储可输，提高氢能储运效率，降低氢能储运成本，是氢能储运技术的发展重点。目前，氢的储存主要有气态储氢、液态储氢和固体储氢三种方式。高压气态储氢已得到广泛应用，低温液态储氢在航天等领域得到应用，有机液态储氢和固态储氢尚处于示范阶段。

  气态储氢：高压气态储氢具有充放氢速度快、容器结构简单等优点，是现阶段主要的储氢方式，分为高压氢瓶和高压容器两大类。其中钢质氢瓶和钢质压力容器技术最为成熟，成本较低。20 MPa钢质氢瓶已得到了广泛的工业应用，并与45 MPa钢质氢瓶、98 MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站中。碳纤维缠绕高压氢瓶的开发应用，实现了高压气态储氢由固定式应用向车载储氢应用的转变。

  液态储氢：液态储氢具有储氢密度高等优势，可分为低温液态储氢和有机液体储氢。低温液态储氢将氢气冷却至-253 ℃，液化储存于低温绝热液氢罐中，储氢密度可达70.6 kg/m3，但液氢装置一次性投资较大，液化过程中能耗较高，储存过程中有一定的蒸发损失，其蒸发率与储氢罐容积有关，大储罐的蒸发率远低于小储罐。国内液氢已在航天工程中成功使用，民用缺乏相关标准。

  有机液体储氢利用某些不饱和有机物（如烯烃、炔烃或芳香烃）与氢气进行可逆加氢和脱氢反应，实现氢的储存，加氢后形成的液体有机氢化物性能稳定，安全性高，储存方式与石油产品相似。但存在着反应温度较高、脱氢效率较低、催化剂易被中间产物毒化等问题。国内已有燃料电池客车车载储氢示范应用案例。

  固体储氢。固态储氢是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附的方式实现氢的存储。固态储氢具有储氢密度高、储氢压力低、安全性好、放氢纯度高等优势，其体积储氢密度高于液氢。主流金属储氢材料重量储氢率仍低于3.8 wt%，重量储氢率大于7 wt%的轻质储氢材料还需解决吸放氢温度偏高、循环性能较差等问题。

  目前氢的输运方式主要有气态输运、液态输运和固体输运三种方式。

气态输运。高压气态输运可分为长管拖车和管道输运2种方式。高压长管拖车是氢气近距离输运的重要方式，技术较为成熟。

  管道输运是实现氢气大规模、长距离运输的重要方式，管道运行压力一般为1.0-4.0 MPa，具有输氢量大、能耗小和成本低等优势，但建造管道一次性投资较大。在初期可积极探索掺氢天然气方式，以充分利用现有管道设施。

  液态输运。液氢输运通常适用于距离较远、运输量较大的场合。其中，液氢罐车可运7吨氢，铁路液氢罐车可运8.4-14吨氢，专用液氢驳船的运量则可达70吨。采用液氢储运能够减少车辆运输频次，提高加氢站单站供应能力。

  固态输运。轻质储氢材料兼具高的体积储氢密度和重量储氢率，作为运氢装置具有较大潜力。将低压高密度固态储罐仅作为随车输氢容器使用，加热介质和装置固定放置于充氢和用氢现场，可以同步实现氢的快速充装及其高密度高安全输运，提高单车运氢量和运氢安全性。

3.加氢基础设施

  加氢基础设施是氢能利用和发展的中枢环节，是为燃料电池车充装燃料的专门场所。不同来源的氢气经氢气压缩机增压后，储存在高压储罐内，再通过氢气加注机为氢燃料电池车加注氢气。在商业运行模式下，乘用车氢气加注时间一般控制在3-5分钟。

  根据氢气来源不同，加氢站分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两种。外供氢加氢站通过长管拖车、液氢槽车或者管道输运氢气至加氢站后，在站内进行压缩、存储、加注等操作。站内制氢加氢站是在加氢站内配备了制氢系统，制得的氢气经纯化、压缩后进行存储、加注。站内制氢包括电解水制氢、天然气重整制氢等方式，可以省去较高的氢气运输费用，但是增加了加氢站系统复杂程度和运营水平。因氢气按照危化品管理，制氢站只能放在化工园区，尚未有站内制氢加氢站。

  根据加氢站内氢气储存相态不同，加氢站有气氢加氢站和液氢加氢站两种。相比气氢储运加氢站，液氢储运加氢站占地面积小，同时液氢储存量更大，适宜大规模加氢需求。

  随着相关政策的逐渐完善，技术标准的逐步规范，装备技术的不断进步，中国加氢站建设将进入快速发展阶段，国内已建和在建加氢站合计约40座。国内加氢站建设成本较高，其中设备成本约占70%。对于商业化运营的加氢站，除建设成本外，还面临着设备维护、运营、人工、税收等费用，折合加注成本约在13-18元/公斤左右。随着氢气加注量的增大或通过加油/加氢、加气/加氢合建，单位加注成本会随之下降。

4.氢燃料电池

目前，燃料电池电堆功率密度、寿命、冷启动等关键技术与成本瓶颈已逐步取得突破。国际先进水平电堆功率密度已达到3.l KWL，乘用车系统使用寿命普遍达到5000 h，商用车达到20000 h；车用燃料电池系统发动机成本相比于21世纪初下降80%-95%，价格在49美元/KW（按年产50万台计算），接近内燃机的30美元/KW。目前全球氢燃料电池的装机量超过2090.5 MW，乘用车销售累计约9900辆，初步实现商业化应用。

  具体而言，质子交换膜燃料电池随着终端应用的逐步推广，膜电极、双极板、质子交换膜等已具有国产化的能力，但生产规模较小；电堆产业发展较好，但辅助系统关键零部件产业发展较为落后；系统及整车产业发展较好，配套厂家较多且生产规模较大，但大多采用国外进口零部件，对外依赖度高。

  随着燃料电池技术的不断成熟，相关产品已逐步进入商业化应用阶段：在交通领域逐步应用于汽车、船舶、轨道交通，可降低能源对外依存度以及化石能源污染物和碳的排放；在固定式发电领域可以作为建筑热电联供电源、微网的可靠电源与移动基站的备用电源；燃料电池还能够与数字化技术相结合，在无人驾驶、军用单兵、深海装备等诸多领域发挥重要作用。

  燃料电池车与纯电动汽车和混合动力汽车是中国“十五”确定的新能源汽车发展“三纵”技术路线。其中，纯电动汽车锂离子动力电池系统较为简单，但本身储能密度较低，适用于小功率、短续航的车辆，通过多年产业化发展，经济性较好；氢燃料电池系统较为复杂，但氢气的储能密度较高，更适合大功率、长续航的车辆使用，但正处示范运行阶段，成本较高。

  目前，中国已经基本掌握了车用燃料电池核心技术，具备进行大规模示范运行的条件。燃料电池车、电动车和燃油车产业分别处于导入期、成长期和成熟期，制造成本方面燃料电池车最高，使用成本方面燃料电池车在个别场景下已初步具有经济性。未来，随着氢能及燃料电池技术自主化和规模产业化，用氢成本和制造成本将迅速下降，全生命周期的成本优势将持续扩大。

  随着国际公约和法规对船舶排放要求的日趋严格，燃料电池系统所具有的零排放、高转化效率、低噪音、模块化设计使其成为船舶动力市场的新风口。欧洲、日本、美国船舶燃料电池技术起步较早，已在渡轮、工程船和渔船上进行示范应用和推广。中国均鼓励船舶行业利用绿色环保动力系统，尤其是探索开展燃料电池技术应用。目前，国内对民用船舶燃料电池系统的研究主要在高校与部分科研院所，应用场景集中在中小型游艇以及部分军用舰船，应加强政策引导与补贴，推进其在内河航运的试点应用。

  燃料电池有轨电车除具有传统清洁、环保、高效优势外，无须复杂的地面供电系统，可以大幅节省系统总体造价。美国、日本和德国先后研发出了包含燃料电池动力的有轨电车。

  燃料电池在固定式发电领域主要有分布式电站、家用热电联供系统、备用电源等三种应用场景。

  分布式燃料电池电站具有模块化性能强、场景时应性能好、可扩展性能好等优势，一般规模不超过100兆瓦，可以作为主电网的补充，也可以作为海岛、山区、偏远地区进行独立发电。目前全球燃料电池电站主要分布在北美、韩国和日本地区。家庭与城市楼宇大多采用1-5千瓦小型热电联供装置，既可以天然气为燃料，充分兼容现有的公共设施；也可结合分布式光伏发电制氢打造零碳建筑。燃料电池应急备用电源产品具有能源效率高、环境友好、响应迅速、占地面积小、运行稳定可靠、寿命长等优点，可广泛使用在通信、医疗及公共事业部门。国外通信用燃料电池应急备用电源已实现成熟商业化应用，规模达到万套级。

  未来，氢能及燃料电池技术与数字化创新产业相结合将可加速推进全球能源结构转型，尤其随着无人机、互联网数据中心以及自动驾驶出租车等领域的快速发展，氢能的市场空间将进一步扩大。国内已逐步开展燃料电池无人机的设计和试飞工作，但大规模商业化应用还需要进一步突破储氢密度和能源控制瓶颈。

  信息化条件下的高技术战争需要充足的能源供应。燃料电池所具备的能量转换效率高、系统反应快、运行可靠性强、维护方便，噪声很低，散热量和红外辐射较少等“先天优势”有望使其在军用单兵装备、舰艇、潜艇、航天器及后勤保障领域获得广泛应用，并提升武器装备性能，成为信息化战场的“能量源”。

   来源多样。作为二次能源，氢不仅可以通过煤炭、石油、天然气等化石能源重整、生物质热裂解或微生物发酵等途径制取，还可以来自焦化、氯碱、钢铁、冶金等工业副产气，也可以利用电解水制取，特别是与可再生能源发电结合，不仅实现全生命周期绿色清洁，更拓展了可再生能源的利用方式。

  我国具有丰富的氢能供给经验和产业基础。经过多年的工业积累，中国已是世界上最大的制氢国，初步评估现有工业制氢产能为2500万吨/年，可为氢能及燃料电池产业化发展初期阶段提供低成本的氢源。富集的煤炭资源辅之以二氧化碳捕捉与封存技术（CCS）可提供稳定、大规模、低成本的氢源供给。同时，中国是全球第一大可再生能源发电国，每年仅风电、光伏、水电等可再生能源弃电约1000亿千瓦时，可用于电解水制氢约200万吨，未来随着可再生能源规模的不断壮大，可再生能源制氢有望成为中国氢源供给的主要来源。

  我国氢能应用市场潜力巨大。氢能在能源、交通、工业、建筑等领域具有广阔的应用前景，尤其以燃料电池车为代表的交通领域是氢能初期应用的突破口与主要市场。中国汽车销量已经连续十年居全球第一，其中，新能源汽车销量占全球总销量的50%。在工业领域，中国钢铁、水泥、化工等产品产量连续多年居世界首位，氢气可为其提供高品质的燃料和原料。在建筑领域，氢气通过发电、直接燃烧、热电联产等形式为居民住宅或商业区提供电热水冷多联供。未来，随着碳减排压力的增大与氢气规模化应用成本的降低，氢能有望在建筑、工业能源领域取得突破性进展。

  我国氢能与燃料电池技术基本具备产业化基础。经过多年科技攻关，中国已掌握部分氢能基础设施与一批燃料电池相关核心技术，制定出台了国家标准86项次，具备一定的产业装备及燃料电池整车的生产能力；中国燃料电池车经过多年研发积累，已形成自主特色的电-电混合技术路线，并经历规模示范运行。

  目前，氢的制取产业主要有以下三种较为成熟的技术路线：一是以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢，三是电解水制氢，年制取氢气规模占比约3%。生物质直接制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术路线仍处于实验和开发阶段，产收率有待进一步提升，尚未达到工业规模制氢要求。

  煤制氢历史悠久，通过气化技术将煤炭转化为合成气，再经水煤气变换分离处理以提取高纯度的氢气，是制备合成氨、甲醇、液体燃料、天然气等多种产品的原料，广泛应用于煤化工、石化、钢铁等领域。煤制氢技术路线成熟高效，可大规模稳定制备，是当前成本最低的制氢方式。其中，原料煤是煤制氢最主要的消耗原料，约占制氢总成本的50%。

天然气制氢技术中，蒸汽重整制氢较为成熟，也是国外主流制氢方式。其中，天然气原料占制氢成本的比重达70%以上，天然气价格是决定制氢价格的重要因素。考虑到中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋，仅有少数地区可以探索开展。

  为控制氢气制取环节的碳排放，化石能源重整制氢需结合碳捕集与封存（CCS）技术。CCS作为一项有望实现化石能源大规模低碳利用的新技术，是中国未来减少二氧化碳排放、保障能源安全和实现可持续发展的重要手段。当前，国内CCS技术尚处于探索和示范阶段，需要通过进一步开发技术来推动能耗和成本的下降，并拓展二氧化碳的利用渠道。

  工业副产氢气主要分布在钢铁、化工等行业，提纯利用其中的氢气，既能提高资源利用效率和经济效益，又可降低大气污染，改善环境。

中国是全球最大的焦炭生产国，每吨焦炭可产生焦炉煤气约350-450立方米，焦炉煤气中氢气含量约占54%-59%。除用于回炉助燃、城市煤气、发电和化工生产外，剩余部分可采用变压吸附（PSA）提纯技术制取高纯氢。

  目前，工业副产氢气的提纯成本在0.3-0.6元/公斤，考虑副产气体成本后的综合制氢成本约在10-16元/公斤。工业副产提纯制氢可提供百万吨级氢气供应，能为氢能产业发展初期就近提供低成本、分布式氢源。但该路线同样面临碳捕捉封存问题，从中长期来看，钢铁、化工等工业领域需要引入无碳制氢技术替代化石能源实现深度脱碳，将从氢气供给方转变为需求方。

  目前，电解水制氢技术主要有碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOE）。其中，碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低；质子交换膜电解槽流程简单，能效较高，国内单台最大产气量为50立方米/小时，但因使用贵金属电催化剂等材料，成本偏高；固体氧化物水电解槽采用水蒸气电解，高温环境下工作，能效最高，但尚处于实验室研发阶段。电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、纯度高（通常在99.7%以上）以及副产高价值氧气等特点，但其单位能耗约在4-5千瓦时/立方氢，制取成本受电价的影响很大，电价占到总成本的70%以上。

  未来可再生能源发电制氢的潜力很大。一方面作为全周期零碳排放技术，随着可再生能源发电平价上网，电解水制氢成本将持续下降，尤其是近期局部区域弃风、弃光、弃水及弃核制氢的经济性较为突出，可提供制氢量约263万吨/年；另一方面当波动性可再生能源在电源结构中占到较高比重时，单纯依靠短周期（小时级）储能将无法满足电力系统稳定运行需要。日间、月度乃至季节性储能将是实现高渗透率可再生能源调峰的主要手段。

  氢能可储可输，提高氢能储运效率，降低氢能储运成本，是氢能储运技术的发展重点。

  目前，氢的储存主要有气态储氢、液态储氢和固体储氢三种方式。高压气态储氢已得到广泛应用，低温液态储氢在航天等领域得到应用，有机液态储氢和固态储氢尚处于示范阶段。

  气态储氢。高压气态储氢具有充放氢速度快、容器结构简单等优点，是现阶段主要的储氢方式，分为高压氢瓶和高压容器两大类。其中钢质氢瓶和钢质压力容器技术最为成熟，成本较低。20MPa钢质氢瓶已得到了广泛的工业应用，并与45MPa钢质氢瓶、98MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站中。碳纤维缠绕高压氢瓶的开发应用，实现了高压气态储氢由固定式应用向车载储氢应用的转变。

  液态储氢。液态储氢具有储氢密度高等优势，可分为低温液态储氢和有机液体储氢。低温液态储氢将氢气冷却至-253℃，液化储存于低温绝热液氢罐中，储氢密度可达70.6kg/m3，但液氢装置一次性投资较大，液化过程中能耗较高，储存过程中有一定的蒸发损失，其蒸发率与储氢罐容积有关，大储罐的蒸发率远低于小储罐。国内液氢已在航天工程中成功使用，民用缺乏相关标准。

  有机液体储氢利用某些不饱和有机物（如烯烃、炔烃或芳香烃）与氢气进行可逆加氢和脱氢反应，实现氢的储存，加氢后形成的液体有机氢化物性能稳定，安全性高，储存方式与石油产品相似。但存在着反应温度较高、脱氢效率较低、催化剂易被中间产物毒化等问题。国内已有燃料电池客车车载储氢示范应用案例。

  固体储氢。固态储氢是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附的方式实现氢的存储。固态储氢具有储氢密度高、储氢压力低、安全性好、放氢纯度高等优势，其体积储氢密度高于液氢。主流金属储氢材料重量储氢率仍低于3.8wt%，重量储氢率大于7wt%的轻质储氢材料还需解决吸放氢温度偏高、循环性能较差等问题。

  目前氢的输运方式主要有气态输运、液态输运和固体输运三种方式。

气态输运。高压气态输运可分为长管拖车和管道输运2种方式。高压长管拖车是氢气近距离输运的重要方式，技术较为成熟。

  管道输运是实现氢气大规模、长距离运输的重要方式，管道运行压力一般为1.0-4.0MPa，具有输氢量大、能耗小和成本低等优势，但建造管道一次性投资较大。在初期可积极探索掺氢天然气方式，以充分利用现有管道设施。

  液态输运。液氢输运通常适用于距离较远、运输量较大的场合。其中，液氢罐车可运7吨氢，铁路液氢罐车可运8.4-14吨氢，专用液氢驳船的运量则可达70吨。采用液氢储运能够减少车辆运输频次，提高加氢站单站供应能力。

  固态输运。轻质储氢材料兼具高的体积储氢密度和重量储氢率，作为运氢装置具有较大潜力。将低压高密度固态储罐仅作为随车输氢容器使用，加热介质和装置固定放置于充氢和用氢现场，可以同步实现氢的快速充装及其高密度高安全输运，提高单车运氢量和运氢安全性。

  加氢基础设施是氢能利用和发展的中枢环节，是为燃料电池车充装燃料的专门场所。不同来源的氢气经氢气压缩机增压后，储存在高压储罐内，再通过氢气加注机为氢燃料电池车加注氢气。在商业运行模式下，乘用车氢气加注时间一般控制在3-5分钟。

  根据氢气来源不同，加氢站分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两种。外供氢加氢站通过长管拖车、液氢槽车或者管道输运氢气至加氢站后，在站内进行压缩、存储、加注等操作。站内制氢加氢站是在加氢站内配备了制氢系统，制得的氢气经纯化、压缩后进行存储、加注。站内制氢包括电解水制氢、天然气重整制氢等方式，可以省去较高的氢气运输费用，但是增加了加氢站系统复杂程度和运营水平。因氢气按照危化品管理，制氢站只能放在化工园区，尚未有站内制氢加氢站。

  根据加氢站内氢气储存相态不同，加氢站有气氢加氢站和液氢加氢站两种。相比气氢储运加氢站，液氢储运加氢站占地面积小，同时液氢储存量更大，适宜大规模加氢需求。

  随着相关政策的逐渐完善，技术标准的逐步规范，装备技术的不断进步，中国加氢站建设将进入快速发展阶段，国内已建和在建加氢站合计约40座。国内加氢站建设成本较高，其中设备成本约占70%。对于商业化运营的加氢站，除建设成本外，还面临着设备维护、运营、人工、税收等费用，折合加注成本约在13-18元/公斤左右。随着氢气加注量的增大或通过加油/加氢、加气/加氢合建，单位加注成本会随之下降。

  燃料电池是氢能高效利用的重要途径。氢燃料电池原理是氢与氧结合生成水的同时将化学能转化为电能和热能。该过程不受卡诺循环效应的限制，理论效率可达90%以上，具有很高的经济性。燃料电池的阳极和阴极中间有一层坚韧的隔膜以隔绝氢气和氧气，有效规避了氢气和氧气直接接触发生燃烧和爆炸的危险。氢气进入燃料电池的阳极，在催化剂的作用下分解成氢离子和电子。随后，氢离子穿过隔膜到达阴极，在催化剂的作用下与氧气结合生成水，电子则通过外部电路向阴极移动形成电流。不同于传统的铅酸、锂电等储能电池，燃料电池整个过程不存在机械传动部件，没有噪声和污染物排放。

  目前，燃料电池电堆功率密度、寿命、冷启动等关键技术与成本瓶颈已逐步取得突破。国际先进水平电堆功率密度已达到3.lKWL，乘用车系统使用寿命普遍达到5000h，商用车达到20000h；车用燃料电池系统发动机成本相比于21世纪初下降80%-95%，价格在49美元/KW（按年产50万台计算），接近内燃机的30美元/KW。目前全球氢燃料电池的装机量超过2090.5MW，乘用车销售累计约9900辆，初步实现商业化应用。

  具体而言，质子交换膜燃料电池随着终端应用的逐步推广，膜电极、双极板、质子交换膜等已具有国产化的能力，但生产规模较小；电堆产业发展较好，但辅助系统关键零部件产业发展较为落后；系统及整车产业发展较好，配套厂家较多且生产规模较大，但大多采用国外进口零部件，对外依赖度高。

  随着燃料电池技术的不断成熟，相关产品已逐步进入商业化应用阶段：在交通领域逐步应用于汽车、船舶、轨道交通，可降低能源对外依存度以及化石能源污染物和碳的排放；在固定式发电领域可以作为建筑热电联供电源、微网的可靠电源与移动基站的备用电源；燃料电池还能够与数字化技术相结合，在无人驾驶、军用单兵、深海装备等诸多领域发挥重要作用。

  燃料电池车与纯电动汽车和混合动力汽车是中国“十五”确定的新能源汽车发展“三纵”技术路线。其中，纯电动汽车锂离子动力电池系统较为简单，但本身储能密度较低，适用于小功率、短续航的车辆，通过多年产业化发展，经济性较好；氢燃料电池系统较为复杂，但氢气的储能密度较高，更适合大功率、长续航的车辆使用，但正处示范运行阶段，成本较高。

  目前，中国已经基本掌握了车用燃料电池核心技术，具备进行大规模示范运行的条件。燃料电池车、电动车和燃油车产业分别处于导入期、成长期和成熟期，制造成本方面燃料电池车最高，使用成本方面燃料电池车在个别场景下已初步具有经济性。未来，随着氢能及燃料电池技术自主化和规模产业化，用氢成本和制造成本将迅速下降，全生命周期的成本优势将持续扩大。

  随着国际公约和法规对船舶排放要求的日趋严格，燃料电池系统所具有的零排放、高转化效率、低噪音、模块化设计使其成为船舶动力市场的新风口。欧洲、日本、美国船舶燃料电池技术起步较早，已在渡轮、工程船和渔船上进行示范应用和推广。中国均鼓励船舶行业利用绿色环保动力系统，尤其是探索开展燃料电池技术应用。目前，国内对民用船舶燃料电池系统的研究主要在高校与部分科研院所，应用场景集中在中小型游艇以及部分军用舰船，应加强政策引导与补贴，推进其在内河航运的试点应用。

  燃料电池有轨电车除具有传统清洁、环保、高效优势外，无须复杂的地面供电系统，可以大幅节省系统总体造价。美国、日本和德国先后研发出了包含燃料电池动力的有轨电车。

  燃料电池在固定式发电领域主要有分布式电站、家用热电联供系统、备用电源等三种应用场景。

  分布式燃料电池电站具有模块化性能强、场景时应性能好、可扩展性能好等优势，一般规模不超过100兆瓦，可以作为主电网的补充，也可以作为海岛、山区、偏远地区进行独立发电。目前全球燃料电池电站主要分布在北美、韩国和日本地区。家庭与城市楼宇大多采用1-5千瓦小型热电联供装置，既可以天然气为燃料，充分兼容现有的公共设施；也可结合分布式光伏发电制氢打造零碳建筑。燃料电池应急备用电源产品具有能源效率高、环境友好、响应迅速、占地面积小、运行稳定可靠、寿命长等优点，可广泛使用在通信、医疗及公共事业部门。国外通信用燃料电池应急备用电源已实现成熟商业化应用，规模达到万套级。

  未来，氢能及燃料电池技术与数字化创新产业相结合将可加速推进全球能源结构转型，尤其随着无人机、互联网数据中心以及自动驾驶出租车等领域的快速发展，氢能的市场空间将进一步扩大。国内已逐步开展燃料电池无人机的设计和试飞工作，但大规模商业化应用还需要进一步突破储氢密度和能源控制瓶颈。

  信息化条件下的高技术战争需要充足的能源供应。燃料电池所具备的能量转换效率高、系统反应快、运行可靠性强、维护方便，噪声很低，散热量和红外辐射较少等“先天优势”有望使其在军用单兵装备、舰艇、潜艇、航天器及后勤保障领域获得广泛应用，并提升武器装备性能，成为信息化战场的“能量源”。

CCUS：Carbon Capture, Utilization, and Storage​

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