氢能规模化道路并非平坦

由于我国富煤、贫油、少气的资源禀赋，能源消费多年以来以煤为主，氢能大规模应用落地还面临着重重难题。专家认为，高成本高能耗、技术瓶颈、缺乏可持续发展模式是阻碍我国氢能发展的三大难关。

实现大规模用氢需要攻克氢能制取、储运及应用等各环节的技术与成本问题，氢能观察认为，就我国氢能目前发展阶段而言，核心材料的短缺将成为制约关键技术的重要难题。

资源供应不足 催化剂严重依赖进口

中国铂资源票赋较差，进口依赖度高。中国当前已查明铂族金属总储量仅400吨，2019年总进口量/消费量分别为714/72吨，进口依赖度达到993%。南非是中国铂金属主要进口国家。

在燃料电池堆中，铂充当加快反应的催化剂，其用量直接关系到燃料电池的发电功率。国外氢燃料电池铂的用量已实现<0.2g/kW，而我国催化剂用量普遍处于0.3-0.4g/kW的水平，而按0.2g/kw，单车铂的用量为20g计算(对应功率仅100kw)，当前铂单价为228元/克，仅铂的用量成本就高达4560元。

在现阶段条件之下，催化剂铂稀缺，国内严重依赖进口，价格有望进一步走高。值得一提的是，全球铂矿供应呈明显寡头效应。2019年全球铂资源已探明储量约6.9万吨，南非占全球总储量91.3%;2019年全球铂矿产量约6093千盎司(1895吨)，南非以4402千盎司居首(1369吨)，占比72%，前五国家占全球总产量97%。英美铂业、斯班一静水、羚羊铂业、诺里尔斯克镍业四家生产商的全球份额占比达到70%。

制氢成本成为当下热点话题

氢气的来源可以通过合成氨、合成甲醇、炼焦、炼油、氯碱等传统石油化工行业中提取获得，也可以通过电解水的方式制取。传统制氢工业中以煤、天然气等化石能源为原料，称为“灰氢”。制氢过程产生二氧化碳排放，制得氢气中普遍含有硫、磷等杂质，对提纯及碳捕获有较高要求。

尽管焦炉煤气、氯碱尾气等工业副产提纯制氢，能够避免尾气中的氢气浪费，实现氢气的高效利用，但从长远看无法作为大规模集中化的氢能供应来源。

可再生能源电解制氢称为“绿氢”，这种方式制取得到的氢气纯度等级高，杂质气体少，易与可再生能源结合，被认为是未来最具发展潜力的绿色氢能供应方式。但技术不成熟，成本也极高，因此如何降低氢气的制取成本也是关键之一。

当下电解槽与核心催化剂成本居高不下，国内虽有部分企业已经开发出电解槽（隆基氢能此前下线1000标方每小时电解槽、考克利尔竞立下线1300标方每小时电解槽），但目前尚处于技术研发阶段，距离大规模商用还有很长的一段路要走。

制氢一哄而上 储氢亟待突破

氢气的储运是比较复杂的，现有和在研究具备工业应用条件的储运技术，包括高压气态储氢、低温液态储氢和固态储氢。目前高压气态储运氢技术相对成熟，是我国现阶段主要的储运方式。气态下的氢通常以20MPa钢制氢瓶储存，并通过长管拖车运输，适用于短距离、小规模输运。

管道输氢是实现氢气大规模、长距离运输的重要方式，但建设成本较大，目前我国仅有100km管道建设。数据显示，对于高压气态运氢运输，当运输距离为50km时，运输成本为3.6元/kg，随着距离的增加长管拖车运输成本大幅上升，当运输距离为500km时，氢气的运输成本达到29.4元/kg。

尽管液态储氢适用于距离较远、运输量较大的场合，但装置投资较大，能耗较高。而固态储氢虽然具有储氢密度高、安全性好、氢气纯度高等优势。但技术复杂，成本高，尚无规模化使用。

地方政策利好 顶层呼之欲出

全国已经有30个省份、158个城市在其“十四五”规划中提及氢能发展，57个城市出台了地方氢能产业发展专项规划。近期有消息传出，氢能顶层设计即将出台，这意味着国家级氢能战略将正式面世，未来具体的发展模式将有所依据。

氢能市场面临着起步阶段如何平稳过渡的难题。从氢能基础设施的建设到整体方案的导向再到发展模式的制订，全产业链的发展脉络需要长远发展目标和整体规划的加持。加大对燃料电池汽车的补贴及政策扶持、解决储运技术难题避免长距离运输、优化加氢站工艺、合理布局加氢设施等问题都需要顶层设计的关注。

氢能需要长远发展更需要深入人心，如何实现氢能的可持续发展需要获得全行业的共同关注，在政策的扶持和引导之下，不可忽略发展的长远性和前瞻性。