2019年政府工作報告指出要推動充電、加氫等設施建設，氫能首次被寫進政府工作報告。氫燃料電池汽車是氫能最典型的應用場景之一，其發展需要上游從氫氣制取到加注的龐大產業鏈支撐。但我國氫燃料電池汽車上游各環節面臨問題眾多，尤其是在核心技術及關鍵材料方面，與技術先進國家的差距明顯，關鍵零部件依賴進口嚴重，進一步加劇了全產業鏈成本過高等問題。當前宜以技術提升為核心穩步推進，避免走入增量不提質的發展窘境。

氫氣制取尚無法實現經濟性與可持續性的統一

        當前，氫氣制取對化石燃料依賴嚴重，據統計，2018年全球氫氣制取量超過6000萬噸，其中96%來自化石燃料，大部分采用天然氣和煤油制氫技術，從遠期來看不具有資源可持續性，且碳排放量高。電解水制氫具有資源與環保的雙重可持續性，是未來氫氣制取的發展方向之一，但氫氣制取過程中需要耗費大量電能，成本高昂。

        電費支出約占電解水制氫總成本的78%，為大幅降低制取成本，正積極探索合理利用可再生能源棄電制取氫氣。2018年我國棄風、棄光電量分別達到277億千瓦時和55億千瓦時，按制取1kg氫氣耗費39.7kWh電能的折算比例，2018年總棄電量可制氫約84萬噸，相當于國內煤氣制氫總量的1/12、天然氣制氫總量的1/3。但從生產成本看，煤制氫總成本不到1元/立方米，考慮棄風電價為0.25元/千瓦時，可再生能源棄電制氫僅電費支出已達1.25元/立方米，仍不具有競爭優勢。

加氫站建設不足、氫氣儲運困難是直接制約因素

        截至2018年底，全球共有369座加氫站，而我國共有25座加氫站建成（其中3座已拆除）。成本是制約加氫站建設的最主要因素，以固定式35MPa加氫站為例，日加注量為1000kg，在充分考慮安全等因素下，初始投資超過1500萬元，土地及配套運輸車輛成本尚且不包括在內。國內加氫站建設成本居高不下的重要原因之一是關鍵設備未能實現本土化和自主化，導致我國沒有議價權，此外加氫站數量的過少，也難以實現規模效應。而對于氫燃料電池汽車的消費者來說，過少的加氫站數量意味著燃料加注困難，直接降低了消費者對氫燃料電池汽車的購買意愿。

        氫氣儲運困難則是未來制約氫燃料電池汽車全面應用普及的關鍵問題。氫氣主要以高壓氣態、低溫液態和固態材料三種形式進行存儲和運輸，但三種形式各有一定的局限性。高壓氣態儲氫存在泄露爆炸隱患和運輸效率不高等問題。低溫液態儲運對存儲容器的絕熱性要求較高，且液態氫會吸收金屬容器生成氫化物，降低氫氣的純度，不利于直接利用。固態材料儲氫分為物理吸附和化學吸附兩類，物理吸附主要通過范德華力來儲存氫氣，常溫常壓該作用力很弱，氫氣很容易逃離；化學吸附儲氫存在吸氫溫度高、可逆性差等缺點。現階段我國氫氣儲運量及運輸里程相對較小，未來隨著氫燃料電池汽車保有量提升，氫能在地區間分布不平衡將帶來大規模氫氣儲運及調配的問題。

近期堅持以商用車為主發展路線，加大技術研發補貼

        我國純電動汽車保有量居世界第一，充電樁及輸配電系統發展完善，短期內留給氫燃料電池汽車的市場空間有限，因此不必過分追求氫燃料電池汽車數量的增長。我國應合理制定補貼政策，增加針對技術研發企業的政策優惠，鼓勵企業加強與科研機構、高等學校之間的合作，對攻克氫能核心技術的企業給予獎勵，并營造有利于技術先進公司發展的市場環境，提高我國氫能產業核心競爭力，避免氫燃料電池汽車增量不提質。蒲訊鋰電池