投稿|从冬奥火炬“飞扬”看我国氢能产业的发展前景( 二 )
从我国氢能源产业链来看：
上游在制氢环节：头部效应显著，绿氢供给较少
我国优势显著，制氢规模已居世界首位，以煤制氢、工业副产氢为主，但大部分氢气为“灰氢”，有待进一步纯化 。行业市场较为分散，头部企业市场份额占比较大，主要为中国石化和国家能源集团 。随着我国光伏与风电技术不断突破与发展，我国大规模制取“绿氢”的条件会逐步形成，有利于更好地降低氢气的制取成本，推进氢能源商业化进程 。
中游储运环节：产消不匹配，产业化水平低
由于氢气生产地区与使用区域不匹配的问题，导致氢气储运难度较大 。我国的氢气运输技术仍待进一步提升，存储和运输企业的数量较少，产业化水平较低 。
氢气生产出后存储的方式分高压气态、低温液态、固态储氢以及有机液态储氢 。其中在低温液态储运方面，我国的大容积液态氢球罐、罐车技术与国外存在差距，且关键零部件仍依赖于进口；高压气态储运方面与国际先进水平存在一定差距；有机液态储氢仍大多处于实验阶段，存在脱氢技术复杂、脱氢能耗大、脱氢催化剂技术有待突破等技术瓶颈 。
氢气运输则可分为气氢输送、液氢输送和固态氢输送 。不同运输距离成本有所差异，其中300公里以内，液氢管道运输和气氢运输成本较优；400公里以上的则液氢罐车优势较为明显 。由于氢气运输与存储环节存在压差，需要专门增压机进行增压处理，而增压机我国主要依赖进口，进一步提高了氢气的使用成本 。
氢气储运方面，日本、欧洲的技术优势显著，且商业化进程较高，其次是美国 。相比之下，我国已经具备了生产30MPa、70MPaⅢ型储氢瓶的能力，且30MPaⅢ型储氢瓶具有成熟的产品，而对于70MPaⅢ型储氢瓶，我国现有技术实力有待进一步提升，才能得以大规模商业化量产 。
下游加氢站建设及综合应用环节：核心技术待突破，商业化有望加快
从加氢站的建设及运营情况看，我国加氢站主要集中在东部沿海区域，与该区域的氢能源产业发展息息相关，其中上海和广东两大省市加氢站数量占比最高 。随着中石化、中石油、国家能源等大型央企入局建设加氢站，我国的加氢站的数量将进一步增加，有利于降低氢能的使用成本 。
氢燃料电堆与氢燃料车方面：我国已形成燃料电堆、系统等关键零部件产业化生产能力，但核心部件及基础材料，如质子交换膜、气体扩散层、催化剂和氢气循环泵等还依赖进口 。尽管产业与技术存在明显短板，但通过我国政府政策与产业力量的合力驱动，近年来我国氢能与燃料电池汽车产业发展取得了比较明显的进步 。
氢能源未来的发展趋势分析双碳政策助力氢能源发展更具笃定性：双碳政策背景下，我国的能源结构的优化调整，以此来解决国家面临的能源安全问题、大气污染问题、气候问题等 。风能、太阳能的发电易受气候影响，对电网的平衡能力要求较高 。但利用清洁能源进行制取绿氢将成为未来电力发展的重要方向，叠加电制氢设备可解决输入电力波动问题 。氢能源的快速发展将会是我国离碳中和更进一步 。
风力、光伏发电逐步迈入平价时代，为大规模制取绿氢奠定基础：我国光伏产业链历尽近十年的快速发展，光伏新增装机量、累计装机量已位居世界第一，同时产业链的上下游核心技术已完全实现自控 。我国的风电装机规模世界第一，海上风电规模也位居世界第一，海上风电开发规模和技术初具领跑全球的基础条件，2022年有望成为我国海上风电的平价元年 。隆基、协鑫、阳光电源、节能风电、上海电力等上市龙头企业纷纷加大布局绿氢产业，光伏、风力发电成本不断降低成本，使得制取绿氢成本进一步降低 。同时，光伏、风力制氢将冗余的电力以氢能的方式储存下来，解决季节性电力不平衡及电力系统的调峰问题 。
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