碳中和作为未来全球发展离不开的主题，通过改变能源消费结构，目前能源改革脉络已经逐渐显现。氢能由于储备资源丰富，反应产物是水，没有污染物以及温室气体排放，单位体积内的包含的能量高，是汽油的 3 倍有余，安全性相对可控，引爆条件比汽油更为严苛，因此从上世纪60年代就开始研究氢能应用。

  目前制氢技术按照电能来源的不同，可分为并网型制氢和离网型制氢两种。并网型制氢是将发电机组接入电网，从电网取电的制氢方式，比如从风光电网侧取电，进行电解水制氢，主要使用在于大规模风光电能的消纳和储能。离网型制氢是将发电机组所产生的电能，直接提供给电解水制氢设备做制氢，主要使用在于分布式制氢或局部燃料电池发电供能。

  目前 96%的氢是通过化石燃料制取，技术成熟，成本最低，但是伴随着大量2排放。国际上，主流制氢方式主要是采用天然气制氢技术，而在我国，则主要是采用煤制氢。

  目前，我国化石能源制氢技术经过十余年发展已经取得较大进步，但在技术推广方面任旧存在诸多瓶颈，经济可行性和环境安全性也面临着挑战。“可再次生产的能源＋电解水”制氢技术已达到可以支撑商业化的程度，目前主要的技术突破点在于 PEM 电解槽电解效率、寿命的提升，以及可再次生产的能源发电成本的下降。近年来，我国风力发电和光伏发电的加快速度进行发展，加速推动了可再次生产的能源发电成本大幅度降低，电解水制氢成本已经接近传统化石燃料制氢成本。

  氢燃料电池汽车仍处于起步阶段。虽然氢燃料电池汽车已有数十年的发展历史，但目前来看整体行业仍处于起步阶段。截至 2020 年底，全球氢燃料电池汽车的保有量仅有 3 万余台，大多分布在在美国、中国、日本与韩国。燃料电池系统有两部分核心构成：电堆和气体循环系统。

  由于制氢、加氢站建设等成本高的原因，按照工信部2020年最新的规划，氢能车领域更适合走固定路线，其应用领域将更多的围绕客车和城市物流车为切入领域，重点在可再次生产的能源制氢和工业副产氢丰富的区域推广中大型客车、物流车，逐步推广至载重量大、长距离的中重卡、牵引车、港口拖车及乘用车等，实现氢燃料电池车更大范围的应用。

  从市场的角度，未来5年，由于氢燃料电池汽车的技术尚不成熟，整车购置和加氢成本仍然较高，政策扶持成为该阶段氢能车发展主要驱动力，且方向上侧重发展中重卡，以目前的造价成本以及每年成本递减计算，预计燃料电池市场将达到百亿规模。

  未来10年，随着基础设施加大普及、技术革新和成本下降推动产业进入发展加速期，到2030年，在政府的推动下年销规模有望达到10万辆水平，市场空间有望达到千亿规模，该阶段产业链上下游将迎来首次规模化放量，电堆、核心零部件及材料等都将受益此阶段规模增长。

  长期来看，氢能有望成为一种重要的电力储能形式。从存量装机规模来看，目前抽水蓄能仍是主要的储能形式，近年来电化学储能也开始加速发展，氢储能则尚未实现规模化的应用。但如前所述，无论是在时间维度还是空间维度，未来储能在电力系统中的应用场景都将更丰富，储能的形式也将更加多样化，氢能仍是可当作化学储能、物理储能的一种有前景的补充。

  根据 IEA 的预测，2050 年电化学储能/氢能的装机占比将分别达到9%/6%。从产业化的方面出发，目前电化学储能已具备较强的产业基础，将率先迎来规模化发展，而氢储能仍处于产业化初期，大规模发展的进度将慢于电化学储能。

  目前主流电解水制氢技术主要是采用质子交换膜水电解（PEM）方式， 其整套氢储能系统的单位投资约 9000 元/kW。 作为对比，当前电化学储能系统的系统成本（磷酸铁锂）约为 4800 元/kW（1.2元/wh 系统成本，4h 备电时长），在成本端较氢储能系统仍有明显优势；目前在我国应用最为广泛的抽水蓄能系统成本约为 7000 元/kW，亦优于氢储能系统。

  但随着风电与光伏产业的加快速度进行发展，装机的冗余程度将显著增大，电网为保证稳定性肯定无法短时间消纳多余电力冲击，因此风电及光伏低成本的弃电将成为电解水制氢重要的电力来源，并解决目前氢储能产业化的困境。

  碳中和背景下氢能在工业端同样有着较为广阔的应用前景。根据 IEA 的统计数据，2018 年全球的氢气使用量达 1.15 亿吨，其中大多数都用在原油精炼（大多数都用在提升重质渣油品质，0.38 亿吨，占比 33%）、氨制备（大多数都用在肥料，0.31 亿吨，占比 27%）、甲醇制备（主要作为塑料生产中的燃料添加剂，0.12 亿吨，占比 10%）。展望未来，氢能在钢铁冶炼、航空、船运等领域均有望实现突破并形成规模化的需求，而在重卡、供热、工业高温加热等领域有潜在的需求空间，但与目前很成熟的传统产品制备技术而言，氢能的成本仍比较高，不具备碳减排以及经济成本上的优势，因此在尚未解决成本经济的问题之前，氢能在工业端的应用存在着天然的劣势。