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氢能具备化工原料和能源的双重属性，作为能源应用，氢能既可以保障能源供给，亦可以削峰填谷。得益于其能量密度高、清洁、可实现季节性储能等独特优势，叠加氢能制储运及应用的技术进步与相关成本下降，氢能正成为推动能源低碳转型、建设能源强国的重要战略组成。
氢能将逐步成为我国能源体系重要组成部分——访中国科学院院士郑南峰
氢能对于形成新质生产力、构建新型能源体系具有怎样的意义？
构建新型能源体系，需在供给侧大力发展非化石能源，推动化石能源清洁高效利用；在需求侧推进终端用能清洁化、低碳化。氢电协同发展可加速新型能源体系建设进程。一方面，利用氢储能长周期、跨季节、大规模和跨空间储存的特点，可从电源侧、电网侧以及负荷侧支撑电力系统稳定性，助力构建源网荷储一体化的新型电力系统；另一方面，氢能可通过替代煤炭、压缩化石能源消耗量、提高清洁能源占比方式实现与各能源间的联动，提升能源系统综合利用率。可以预见，未来，氢能将逐步由支撑性和调节性能源转变为我国能源体系的重要组成部分。
新质生产力本质上是一种先进生产力。从这一层面来看，氢能可通过技术自主化水平提升、关键核心技术攻关、创新技术协同等技术要素创新，为产业发展注入“加速度”。氢能也可凭借打造多元化终端应用场景、推动关键装备及材料规模化制备、构建氢能创新生态圈等产业耦合的形式，拓展关联产业增量空间，推动产业发展“量”“质”并举，这是氢能对于“新质”的重要意义。
目前，我国氢能产业发展形势和现状如何？取得了哪些创新成果？
当前，我国氢能产业在顶层规划引领下呈现稳中向前的发展形势。各地氢能支持政策陆续出台，氢能供需规模逐年增加，产业集聚效应凸显。交通领域，燃料电池汽车推广量超5800辆，累计保有量超1.8万辆，“氢能高速”建设逐步开启；工业领域，内蒙古、吉林、新疆等地积极开展可再生能源制氢合成氨、甲醇和航空煤油等项目规划，宁东可再生氢碳减排示范区煤制油替代首期0.8万吨/年项目完成首批次电解槽吊装；能源领域，多类型燃料电池实现示范项目装机近20兆瓦，600兆瓦燃煤发电机组掺氨燃烧在广东试验成功。技术自主研发水平持续提升，15兆瓦碱性电解槽研发成功；全球吨级镁基固态储运氢车实现下线交付，单次运氢量超1吨；燃料电池系统和电堆功率逐步增大，主流产品分别达到150千瓦和200千瓦。
对标国际氢能行业，我国氢能产业处于什么水平？有哪些领先优势？存在哪些短板？
相比欧美日韩等国家和地区，我国氢能产业起步较晚，产业化、商业化水平较低，在储运、加注等领域处于跟跑或并跑阶段，但在制氢、用氢等环节上已有部分实现领跑。
在制氢领域，我国碱性电解水制氢技术相对成熟，电解槽设备价格、绿氢生产成本与国外相比有一定优势，但在综合能耗、电流密度等电解槽性能指标、运行稳定性以及隔膜等关键零部件上仍有短板；在储运领域，我国高压储运技术成熟度较高，已具备工业示范水平，但在低温液氢、材料储氢以及管道运输等领域相比国外还有差距；在加注领域，我国加氢站建设规模全球第一，但加氢站装备与集成技术仍处于跟跑阶段，加氢机、压缩机等落后于国际水平；在用氢领域，质子交换膜燃料电池技术已经实现国际并跑，但在固体氧化物燃料电池、氢氨燃气轮机等领域与国际水平尚有差距。
聚焦形成新质生产力，您认为，我国氢能产业还应当从哪些方面持续发力，推动发展机遇转化为发展成果？
首先，氢能产业尚处于发展初期，政府监管、标准、检测、认证等方面都亟待完善，需要高质量完善相关政策和规范，支撑产业健康有序布局。其次，我国关键环节技术攻关和前瞻性技术创新领域与国际领先水平尚有差距，需要以战略性导向加强基础与应用研究，提升产业创新发展能力；再次，应用端成本居高不下，是阻碍氢能产业化与商业化水平的重要堵点，需要因地制宜拓展氢能多元化应用，探索氢能商业化发展路径，促进产业链降本增效；最后，氢气生产消费存在空间布局错配问题，生产端多位于西北等可再生能源禀赋优势地区，而消费端则处于长三角、珠三角区域，同时氢气储运成本过高，未来可能会导致绿氢大规模生产下消纳不足的问题，需要稳步构建高水平储运基础设施，积极推进技术材料工艺创新，加强氢能产业供需协调。
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