随着应对全球气候变化形成普遍共识，主要国家陆续提出碳中和规划，进一步提高氢能产业发展目标，未来绿氢的市场需求将显著增长。目前，氢能大规模产业化应用仍需克服四大挑战，即完善氢能的行业标准规范、形成“制储输用”完整产业链、构建长距离低成本的氢能运输体系和降低绿氢的生产成本。

　　未来需要在氢能“能源属性”上形成共识，其中，建立健全适宜的行业监管体系，是进行氢能转型的前提条件；研发高效低成本的绿氢制备技术，推动“电—氢”耦合，是提高氢能市场需求的关键途径；培育多元化氢能储运网络，实现长距离长时间氢能储运，是连接氢能产业链的必由之路；打造氢能全产业链综合示范区，配套氢能产业政策，是拓展氢能应用场景，推动技术创新突破，加速氢能产业商业化的有效手段。

　　氢能是来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源。在全球碳中和潮流下，氢能受到各国高度重视，有望很快成为实现能源低碳转型的重要载体。

　　目前，全球每年氢能需求量约9400万吨，主要用于炼化和工业领域。随着氢能应用场景的持续拓展，将极大带动氢能的市场规模，预计氢能市场规模将得到显著扩大。根据国际能源署（IEA）预测，到2030年，全球氢能需求量将达到1.5亿吨，并在2060年突破4亿吨，其中，2030年之后的新增供给将主要来自绿氢。

　　为了实现碳中和目标和能源低碳转型，世界主要经济体陆续出台或更新氢能发展战略，提升了氢能和绿氢的发展目标。例如，德国政府更新氢能战略目标，计划于2030年之前在氢能技术全产业链上取得全球领先，且电解水制氢规模达到10吉瓦（相当于1000万千瓦）；美国则将2040年、2050年的绿氢生产目标分别提高到2000万吨和5000万吨；日本规划氢和氨的供应量在2040年、2050年分别达到1200万吨和2000万吨；韩国政府宣布投入2.4亿韩元（约合1.93亿美元）的资金支持6个氢能城市建设。

　　在我国碳达峰碳中和战略部署中，氢能已作为深入推进能源生产和消费，构建清洁低碳、安全高效能源体系的重要领域。2022年3月，国家发改委和国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》。全球氢能赛道已初步形成，未来发展可能超过现有战略预期。对此，我国应着眼全球氢能产业发展大趋势，找准切入点，力争复制电动汽车、动力电池的成功案例。氢能发展是我国实现“双碳”目标的重要途径之一，氢能在发电侧、电网侧和负荷侧均有广泛的应用场景，是中国新型电力系统建设的优质介质。随着能源消费模式的转变，氢能在未来的能源结构中将占据重要位置。

　　氢能兼具“清洁能源”与“危化品”的双重属性，在做好氢能安全管理的基础上，需要明确氢气的能源属性并加快制定氢能的行业标准和技术规范。近年来，我国加快了氢能发展战略部署。2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》明确了氢能在中国的能源属性，但针对氢能产业链安全监管体系缺乏统一认知，特别是对氢能的能源属性理解不足，导致在落实氢能项目时安全监管机构职责不够明确，跨部门、跨领域缺乏协作协调。

　　制氢、储氢、运氢及应用尚未形成完备高效的产业链。在产业上游，我国灰氢技术成熟、成本低，但化石能源紧缺，加之排放量高、杂质多需要提纯，或将逐步被可再生能源制氢（绿氢）技术所取代。不过，目前，我国利用清洁能源制氢的效率偏低，还没有到大规模生产的产业阶段。在产业中游，国内车载高压储氢以及运氢方面均比较薄弱，基础设施缺口较大，加氢站数量少且储氢量小。在产业下游，氢能当前的应用范围比较窄，主要以燃料电池形式应用于交通领域，且技术瓶颈导致成本较高，燃料电池汽车的产业化应用推广仍存在一定难度。

　　氢能的资源与需求在空间分布上不匹配，且目前氢能长距离长时间储运技术不够成熟、成本较高，制约了氢能的大规模生产与消纳。我国绿氢上游生产多集中在华北、西北、东北等可再生能源较为丰富的地区，而下游需求多分布在华东、华南等经济发达地区，需要依靠长距离储运技术以实现氢能跨区域统筹利用。绿氢在我国空间维度上的错配问题及新能源制氢的波动性问题，对氢能跨区域、跨时间储运提出了更高要求，氢储运供应链产业化水平有待提高。

　　绿氢制氢和用氢场景的技术经济性较差。目前，氢燃料汽车加注绿氢成本在50-60元/公斤。可再生能源制氢的成本高，导致绿氢产业链整体成本居高不下，绿氢及其下游产品的价格远高于同类型传统产品，市场竞争力不足，严重制约了绿氢的应用和产业链的发展。

　　绿氢要实现大规模低成本生产需要从系统设计、多电解槽运行管理、材料可靠性等方面进行优化，进一步降低绿氢制备系统总成本，提高制氢效率。同时，还需要进一步发展“风光储氢”耦合技术来提高可再生能源电力的消纳，推动“电—氢能”系统在满足生产目标条件下，实现最优化运行。另外，还要重视培育氢能应用场景，如氢能特种车辆、港口物流车、重型卡车、公交车等，以解决部分试点城市规划难以落实的困境。

　　1.加快标准体系建设，强化有效监管。参考国际氢能技术发展方向，结合我国氢能产业发展实际情况，明确各种类型氢能的定义范围，制定符合国家战略和行业特色的安全标准。同时，适度前瞻地制定管理制度，管控氢能产业链的安全风险，促进氢能产业安全发展。

　　尽快明确氢能的行业主管部门，由其牵头各相关部门，建立统筹协调机制，建立完善的氢能基础设施审批、建设、验收流程。以统筹氢能产业发展与全链条安全为抓手，尽快建立健全氢能监管制度和监管职能，加强监管能力建设，强化对制、储、运、加、用等全产业链重大安全风险的预防和管控，建立安全事故防范机制、安全应急响应机制，提升全过程安全管理水平。

　　发展氢能已成为能源绿色转型和实现低碳发展的必然选择，绿氢关键技术的突破与成本降低是促进氢能需求增长的关键因素。一方面，要加快研发基于“电—氢”耦合的“水风光储氢”一体化系统，突破可再生能源发展的瓶颈，提高其消纳比例，满足规模化、长周期储能需求；另一方面，“水风光”互补平稳地出力能保证制氢系统处于最佳工况下运转。同时，推动大规模氢储能在能量转化效率、安全问题和核心技术上尽快得到突破。比如，PEM电解槽未来要降低贵金属用量、提高使用寿命和波动适应性。

　　大规模氢能储运网络体系，是实现长距离输氢和长时间储氢、连接氢能上下游产业链、推动氢能生产和消费、促进氢能产业发展的重要基础。储氢有气态、液态和固态等方式，三种技术在储氢密度、成本和效率上各有利弊。要加强技术创新，继续提高气态储氢密度，降低低温液态储氢能耗和成本，提高固态储氢密度、降低成本和吸放氢温度，降低有机液体储氢成本、简化操作和反应条件。

　　目前，氢能储运方式主要以高压气态储氢为主，中长期要发展液态储氢，固态储氢目前应用较少，未来在成本和能源效率上获得突破后，也将成为一种有效的储氢方式。目前，国内在等离子体方法制备纳米结构镁基储氢合金、金属氢化物水解制氢、N-乙基咔（NEC）有机液体储氢方面已取得原创性成果，应用前景可观。

　　发展“海上风电+氢能”全产业链综合示范项目，是以用促产，丰富氢能应用场景，激励氢能技术进步和创新突破，推动产业链协同进步的重要举措，也是加速氢能商业化的有效手段。

　　建议将海南省打造为“清洁能源岛”，建设氢能全产业链综合示范区，可加快氢能项目招商引资，推动产业加速集聚，帮助氢能企业做大做强，增强创新动力，突破绿色氢能“卡脖子”技术和关键设备，拓展应用场景，加速氢能在海南省乃至全国大规模产业化、商业化进程。