2019年，氢能源首次被写入《政府工作报告 》，被认为是中国氢能的元年 。目前，全球氢气制备还是以化石原料为主，未来建立在可再次生产的能源基础上的绿氢 ， 也承担起了能源革命的使命 。

  发展氢能有助于控制二氧化碳排放。自 1965 年至 2018 年全球二氧化碳排放量从112 亿吨增加至 337 亿吨，期间复合增速为 2.1%。

  1997 年 12 月在日本京都世界气候大会上国际公约缔约方通过了《京都议定书》，明确了附件 I 国家的温室气体减排义务，目标是在 2008 年至 2012 年的第一承诺期内，附件一国家温室气体排放量在 1990 年的基础上平均降低 5.2%，其中欧盟、美国（之后退出协议）、日本分别减少 8%、7%、6%。

  2015 年 12 月 12 日在巴黎气候变化大会上通过了《巴黎协定》，主要目标是将本世纪全球平均气温上升幅度控制在 2 摄氏度以内。据新华网报道，日本温室气体排放量占全球总排放量的 4%左右，日本政府设定的减排目标是到 2030 年温室气体排放量比 2013年降低 26%。

  加氢站是推广燃料电池汽车产业的前提 。截止 2019年底，全国累计已建成的加氢站共有 61座，已经投入运营的有 52座 。我国加氢站集中分布在广东和华东地区。广东已建成 19座加氢站位列全国第一 ，上海已建成加氢站10座，位列全国第二 。

  截止 2019年底，全球共有 432 座加氢站投入到正常的使用中 ，其中，欧洲共有 177座加氢站 ，亚洲178座 ，北美74座 。德国、日本分别有 114座 、87座加氢站 ，排名欧洲、亚洲第一。

  气态氢储输是目前全球氢气储输的主要技术路线 ，主要是采用长管束或瓶组，国内目前只有20MPa钢制高压长管拖车和瓶组，储氢密度低 。

  氢气储运成本会影响终端售氢成本，氢燃料消费价格低于30-40元/kg才能与燃油车竞争。

  国外燃料电池汽车大多装配了70MPa 的 IV型瓶;国内主要以搭载III型35MPa氢气瓶为主，70MPa车用IV型储氢瓶目前在国内限制使用。

  近来，中石油、中石化、沙特阿美、壳牌等国 内外石化巨头，凭借雄厚的资金实力 、来源充足的氢气资源 、完善的加油站网络加码布局氢能 。

  第四，是分散化，因为氢作为储能应用可以把电变成氢储存，比如分布式能源这些方面；

  国家电投认为未来清洁能源的体系一个是电氢体系，可再次生产的能源一部分用来直接供到电网，再到工业、民用、交通、航天、船舶等其他应用。

  另外一方面把它作为电解氢储存起来输到管网，或是回电、氢气直接用，终端能源主要是电氢热的三种形式，电氢为主。

  国家电投氢能产业布局是两条线，一条是能源线，利用公司丰富的可再次生产的能源制氢，建立氢的网络。

  第二是产品线，通过研发技术进行燃料电池全产业链，从材料到产品整个研发，最后进行示范应用。

  目标是发挥国家大型能源央企的战略优势，组建产业联盟，打通“卡脖子”的关键材料和加工技术，实现燃料电池全产业链的完全自主化。

  伴随光伏发电成本逐年降低，光伏电解氢的成本有望下降到5元/千克，如果利用燃料电池并网发电，其发电成本可降至约0.5元/千瓦时。

  加之没有污染和排放，氢能发电站在特定场景下将比天然气发电、燃煤发电更具竞争力。

  日前，美国Bloom Energy与韩国SK工程建设公司(SKE&C)联合宣布，已在韩国京畿道利用燃料电池技术启动了两个新的氢能发电站项目。

  据最新数据，目前韩国六家发电公司已部署了约300兆瓦的燃料电池发电项目。

  所谓氢能发电站，就是将燃料电池发电系统用于固定的大规模发电站进行发电。目前除了韩国外，日本、英国等国均在氢能发电站领域相继开展研究建设。

  日本在第一次石油危机爆发的 1973 年就成立了“氢能源协会”，以大学研究人员为中心开展氢能源技术研讨和技术研发。

  20 世纪 90 年代，丰田、日产和本田汽车制造商启动燃料电池车的开发，三洋电机、松下电器和东芝公司启动家庭燃料电池的开发。

  1993 年，由“新能源和产业技术综合开发机构”（NEDO）牵头，设立了为期 10 年的“氢能源系统技术探讨研究开发”综合项目，由国有科研机构和民间会社共同参与，涉及氢气生产、储运和利用等全过程。2002 年，日本政府启用了丰田和本田公司的燃料电池展示车。

  同年，日本氢能源及燃料电池示范项目（JHFC）启动燃料电池车和加氢站的实际应用研究。2005 年，NEDO 开始了固定燃料电池的大规模实际应用研究。

  2013 年以来日本政府推进氢工业进入实质阶段。2013 年 5 月日本政府推出的《日本再复兴战略》中，把发展氢能源提升为国策，并启动加氢站建设的前期工作。

  2014年 6 月 24 日，日本内阁对该战略进行了修订，明确政府将大力普及家庭和工业用燃料电池，以及 2015 年开始快速普及燃料电池车，2030 年向市场投入 530 万台家用燃料电池，相当于 10%的日本家庭均使用燃料电池。

  2014 年 4 月 11 日出台的日本第 4 次《能源基本计划》，将氢能源定位为与电力和热能并列的核心二次能源，提出在 2015 年建成约 100 座加氢站。

  中国氢能市场发展初期（2020-2025年左右），氢气年均需求约2200万吨，作为燃料增量优先，工业副产制氢因成本较低，且接近消费市场，将成为有效供氢主体。

  氢能发展中期，（2030年左右），氢气年均需求约3200万吨，煤制氢配合CCS（化石能源重整制氢需结合碳捕集与封存）技术，可再次生产的能源电解水制氢将成为有效供氢主体，积极推动生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术示范，氢气实现长距离大规模输运。

  氢能市场发展远期（2050年左右），氢气年均需求约6000万吨，中国能源结构从传统化石能源为主转向以可再次生产的能源为主的多元格局，可再次生产的能源电解水制氢将成为有效供氢主体，煤制氢配合CCS技术、生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术成为有效补充，整体氢能供给充裕，并可实现千万吨级绿色氢气出口。

  可再次生产的能源制氢是将本来废弃的风电、光伏电能转化为氢能存储起来。可再次生产的能源制氢具有能耗低、环保、碳排放低的特点。国际能源署预计2030年，可再次生产的能源制氢成本可能下降30%。

  目前可再次生产的能源制氢成本维持在2.5-6.8美元/kg，到2030年，可再次生产的能源制氢成本有望降至1.4美元/kg。到2050年，可再次生产的能源制氢成本可能进一步降至0.8美元/kg。

  未来，可再次生产的能源发电电解水制氢将成为主流制氢途径。根据中国氢联预测，到2050年，大约70%的氢将由可再生能源生产。

  值得关注的是，氢能作为典型的二次能源，无论是通过煤制氢、工业副产氢等传统方式获得，还是通过新能源电解水制取，其高效储存运输始终是绕不开的话题，这也是推广氢能电站的前提。

  业内认为，要打通氢气储运瓶颈降低氢气成本，首先应在技术上有所突破，例如，积极布局合金材料储氢、液氢运输等新技术路线。

  目前，我国的纯氢管道、液氢罐车、液氢船、液氢海上接收站等基础设施建设仍不完善，有些甚至尚属空白。相比之下，我国的天然气储运基础设施相对完善。