据凌文介绍，如今氢燃料电池已实现技术突破，在交通领域的应用是目前氢能发展的强劲动力。2050年，氢在我国终端能源体系占比将达到10%，其中4.5%应用在交通，3.5%在化工，1%在建筑，成为我国能源结构的重要组成部分。
采访中，业内人士普遍认为，氢能在2020年后会迅猛发展，不过，不容忽视的问题是，目前我国氢能基础设施建设薄弱，氢能产业关键技术装备还有待突破。
我国已是第一制氢大国
凌文表示，氢能将成为我国终端能源体系的消费主体与其特性密不可分。氢存在于各种物质中，是地球上存量最大的物质。氢本身还是可再生能源，储量充裕且高效，应用前景非常广阔。氢能作为高能量密度无污染排放的二次能源，是有效耦合传统化石能源和可再生能源系统，构建清洁低碳、安全高效现代能源体系的重要能源。
“中国发展氢能符合国情要求，氢能的广泛应用将促进我国能源转型升级。”凌文表示，2017年，我国能源消费总量44.9亿吨标煤，居世界第一。以煤为主的能源结构较长时间内难以改变，而煤制氢在所有制氢方式中是成本最低的。此外，我国焦制气、煤化油、煤化工等化工企业制氢量很大，中国是一个适合氢能发展的巨大市场，可以将氢应用在车用动力、分布式发电等领域。随着我国可再生能源装机量逐年增长，每年可再生能源弃电量惊人。例如，国家能源集团所属的大渡河流域水电站，去年一年的弃电量为120亿度。如果用这些弃电去电解水制氢，5度电换1方氢，大约可制氢24亿方。
有统计数据显示，我国已经是世界第一大制氢国。现有煤气化制氢约1000万吨，成本6—10元/公斤；天然气制氢300万吨以上，成本约13—23元/公斤；石油制氢300万吨，成本18元/公斤；工业副产氢约800万吨，成本10—16元/公斤；电解水制氢100万吨，成本19—80元/公斤。此外，我国拥有良好的可再生能源制氢基础，每年风电、光伏、水电等新能源电源限电约1000亿度，可用于电解水制氢约200万吨。
基础设施建设薄弱
虽然我国制氢量排名世界首位，但据凌文介绍，与美国、日本、欧盟等高度重视氢能领域发展的国家相比，我国的氢能生产技术水平、制氢设备、输配氢能的技术和设施等均有不小差距。
以氢燃料电池汽车产业为例，与发达国家相比，我国氢能基础设施建设比较薄弱。凌文指出，我国目前在建的加氢站有33座，建成的加氢站仅15座，其中10座为固定式，且大部分站的日加氢能力在200公斤以下，并且未按照美国机动车工程师学会（SAE）标准执行。而日本已建成94座、德国56座、美国40座符合SAE标准的加氢站。
不过，一个令人振奋的消息是，我国首个符合35MPa/70MPa双模国际标准的加氢站示范项目预计于今年12月在江苏如皋建成，日加氢能力达到1000公斤，这将是国内第一个行政审批完备、完全市场化开发、全天候24小时持续运营的商业加氢站。
“我国氢能应用推广的主要障碍是基础设施发展滞后，这主要与我国现阶段氢气需求量小有关。”凌文直言，“加氢站投资成本高也是制约氢能应用推广的缘由之一，氢企业需要把氢气到厂价与出售价控制在20—25元/公斤之间，才能实现完全商业化的盈亏平衡。”
关键技术装备待突破
氢气虽然广泛存在，但是在合适的成本下以安全工艺将氢气提取并不容易，我国氢能生产的关键装备技术亟待突破。记者了解到，制氢环节的电解槽，储氢环节的车载氢罐，加氢站环节的氢气压缩机、加氢机，燃料电池环节的双极板表面处理、膜电极喷涂设备，检测测试环节的燃料电池体系检测、氢气品质检测等，均与国外有不少差距。
据凌文介绍，目前中国的氢能关键装备技术情况是，45MPa固定储氢装备可生产装备厂家少，与国外已商业运营的70MPa加氢机相比，我国仍处于试验验证阶段；国内电流密度1.5A/cm2的成本普遍在2000元/千瓦，离国际2.5A/cm2与100元/千瓦差距较大；我国电堆体积功率约2.2—2.7千瓦/升的成本是3000元/千瓦，而国际3.1千瓦/升的电堆成本才1000元/千瓦。
“在制氢环节，我国缺少成品氢气检测标准；储运环节，我国管道运输标准尚未建立，长管拖车压力参照天然气等规定在20MPa内；加注环节，我国缺乏加氢站核心装备的相关标准，现行标准安全距离较大；应用方面，我国没有IV型瓶级70MPa相关标准。”凌文说。
鉴于我国氢能将在2020年至2030年大规模商业化应用，凌文认为，构建氢能产业有序高效发展环境，初期需要高质量的发展标准，科学的规划管控、合理的政策引导。“建议政府尽快将氢能纳入我国终端能源体系，与电力交叉互补，共同成为我国终端能源体系的消费主体。”凌文说。
