2022年2月4日，举世瞩目的北京冬奥会在国家体育场盛大开幕，在万众期待中，主火炬以一种特别的方式亮相，与往届奥运会大量使用液化天然气或丙烷等气体作为火炬燃料有所不同，此次北京冬奥会首次使用氢能作为火炬燃料。由燕山石化提供的氢气，在开幕式作为燃料点燃冬奥赛场的主火炬。
在场馆外，1000余辆氢燃料电池汽车连日穿梭于各赛区场馆，为赛事提供交通保障服务。整个赛事期间，北京和北京周边共有11座制氢厂投入保供。
长期以来，我国氢燃料电池汽车受困于技术和成本等难题，一直处于小规模推广阶段。而本次在这场国际性赛事“”北京冬奥会”期间，氢燃料电池汽车肩负运输主力的重任，可见国家政策导向对其的重视态度。
1、为什么要发展氢能？
我国氢能源产量丰富，根据中央广播电视总台在 2021 年 5 月专访中国科学院院士欧阳明高时披露的数据，每年没有充分使用的工业副产氢能就有 1000 万吨。
此外，由于相对较高的弃风弃光资源在未来成本下降的趋势下也为绿氢生产提供了充足的电力保障，而且氢能还可应用于储能，达到未来电力波峰波谷的调节作用。
欧阳明高院士曾表示，氢能战略是国家的大战略，也是碳中和的重要组成部分，未来在可再生能源的长周期储能调峰中将扮演重要角色。
氢能用于储能领域的优势体现在：（1）氢和电能之间通过电解水与燃料电池技术可实现高效率的相互转换；压缩的氢气有很高的能量密度；（2）氢气具有成比例放大到电网规模应用的潜力，可将具有强烈波动特性的风能、太阳能转换为氢能，更利于储存与运输，所存储的氢气可用于燃料电池发电，或单独用作燃料气体，也可作为化工原料。
其劣势在于经济成本较高，目前一套PEM电解＋高压储氢罐的氢储能系统的单位投资约9000 元／kW，而电化学储能成本约为4800元／KW，应用最为广泛的抽水蓄能系统成本约为 7000 元／kW，两者在经济成本上均优于氢能，未来如何实现氢储能成本下降是决定其能否能大范围推广的决定性因素。
氢能与锂电不同的是资源不会成为氢能发展的关键掣肘，而反观锂电池产业链，在全球大力发展新能源汽车和电化学储能的背景下，锂资源的需求规模巨大，未来有可能因为锂资源出现较大缺口从而造成锂价快速上涨。
在2021年11月2日举行的世界顶尖科学家碳大会·未来能源发展论坛上，2019年诺贝尔化学奖得主斯坦利·惠廷厄姆表示，锂电池的重要材料锂矿资源也越来越无法满足高速发展的产业需求。全球大部分锂矿产自南美洲，据惠廷汉姆估算，两三年内南美洲的锂矿就会减产，锂供应链可能在10年内遇到问题。
2、现在位于发展的那个阶段？
2020年10月27日，由工业和信息化部指导、中国汽车工程学会组织全行业1000余名专家编制的《节能与新能源汽车技术路线图2．0》发布，报告提出2030－2035年实现氢能及燃料电池汽车的大规模的应用，燃料电池汽车保有量达100万辆左右。
由于产量规模仍然较小，燃料电池系统成本仍然较高，因此现阶段整车成本仍然高于动力电池汽车和燃油车。
我国燃料电池汽车产业相较于国外发达国家起步晚，增速快，目前仍处于发展初期。相较于国外在二十世纪九十年代开启燃料电池技术在民用汽车的应用，我国的燃料电池产业发展始于 2001 年被列入国家五年发展计划；在政策的支持和 15 余年的技术积累下，目前已达到量产、投放市场的标准。
2016年起我国燃料电池汽车推出规模破百辆，2016－2019 年销量 CAGR 达 63％。2020年燃料电池汽车产销量分别为 1126／1127 辆，同比下降 60％／59％，系疫情影响。2021年Q1 公开的燃料电池车招标及中标信息数量达 805 辆，超去年销量的 65％，全年燃料电池车产销有望再创新高。
2020 年 9 月，财政部为首的五部门发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，将对燃料电池汽车的购置补贴政策，调整为燃料电池汽车示范应用支持政策，对符合条件的城市群开展燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用给予奖励。
因此，当下的氢燃料电池产业正处于2009 年电动汽车行业的 “ 十城千辆 ” 阶段，燃料电池的“十城千辆 “、“以奖代补”政策将开启燃料电池产业化序幕，若以锂电动力发展路径来看，燃料电池在未来5－10年内有望得到规模化的商业应用。
但这并不意味这是对锂电动力车的完全取代。根据欧阳明高 2021 年中国电动汽车百人会发言，从基于可再生能源的能源动力组合全链条能效分析，如果能源供给侧端的电价相同，总体能效差别等于成本差别，充电电池能做的事情就可以不用氢燃料电池，因为制氢的电价不会比充电电价更便宜 （ 综合效率方面，电车动车 （77 ％ ）＞燃料电池 （30％ ） ＞内燃机 （13％ ） ）。
但在有一些场景用氢燃料依然是不错的选择：比如长距离客货运（重卡、大巴、公交）、锂电能量衰减比较快的地区（北方）、物流叉车、轮船等，以及大规模储能、工业原料。
3、氢能的产业链
氢能产业链包含上游制氢、中游储运氢以及下游用氢等众多环节，其中上游制氢环节根据路线不同可分为化石燃料制氢、工业副产氢、电解水制氢等，中游储运氢根据氢能储运状态的不同可分为气态、固态储运；连接储运和下游应用的是加氢站环节；下游主要用氢包括工业用氢和燃料电池产业，其中工业用氢主要用作化工、冶金等产业原材料及能源使用，燃料电池产业主要包括燃料电池制造以及燃料电池整车制造，氢燃料电池的应用是目前氢能产业发展的主要方向。
3．1 上游制氢
氢能源按生产来源划分，可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。“灰氢”是指利用化石燃料石油、天然气和煤制取氢气，制氢成本较低但碳排放量大；“蓝氢”是指使用化石燃料制氢的同时，配合碳捕捉和碳封存技术，碳排放强度相对较低但捕集成本较高；“绿氢”是利用风电、水电、太阳能、核电等可再生能源电解制氢，制氢过程完全没有碳排放，但成本较高。
目前，我国氢气主要来自灰氢。
从来源看，我国的氢源结构目前仍是以煤为主，来自煤制氢的氢气占比约 62％、天然气制氢占 19％，电解水制氢仅占 1％，工业副产占 18％。就消费情况看，目前的氢能基本全部用于工业领域，其中，生产合成氨用氢占比为 37％、甲醇用氢占比为 19％、炼油用氢占比为 10％、直接燃烧占比为 15％、其他领域占比为 19％。
综合能源效率、污染物排放、碳排放、成本来看，目前工业副产氢是中短期最为理想的氢源，我国氯碱、炼焦以及化工等行业有大量工业副产氢资源，足以满足近期和中期氢气的增量需求。但因渠道、价格、信息等原因，这些副产氢很大一部分被用来直接燃烧甚至排空。
长期来看，使用可再生能源风／光能电解水制氢将是大势所趋，电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、纯度高（通常在 99．7％以上）以及副产高价值氧气等特点，这种方式的主要问题在于制取成本受电价的影响很大，电价占到总成本的 70％以上。
若采用现有电力生产，制氢成本约为 30－40元／公斤，且考虑火电占比较大，依旧面临碳排放问题。一般认为当电价低于 0．3元／千瓦时（利用“谷电”电价），电解水制氢成本会接近传统化石能源制氢。
