“2030年，全球氢能产业链总投资将达2800亿美元；到2050年氢能及氢能技术市场规模将超过2.5万亿美元。”5月10—12日在京举行的“2018第三届中国国际氢能与燃料电池及加氢设备发展”论坛上，参会者对氢能的未来满怀信心，并围绕氢能发展现状、应用场景做了深入探讨。
市场过热存隐忧
随着氢能应用技术发展逐渐成熟以及全球应对气候变化的压力持续增大，氢能产业发展在世界各国备受关注，多国政府出台了规划氢能及燃料电池发展战略路线图，美国、日本、德国等国家更是将氢能规划上升到国家能源战略。
在这轮氢能竞赛中，中国也在迎头赶上。近年来中国加强对氢能的战略布局，《能源技术创新行动计划（2016—2030）》将氢能与燃料电池技术创新作为重点任务。《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》中明确提出，系统推进燃料电池汽车研发与产业化，并提出到2020年，实现燃料电池汽车批量生产和规模化示范应用。
如何推动城市氢能经济发展？王德军给出的建议是，氢能经济是一种生态能源，需要政府、企业多头协调合作，政府部门要有政策支持，要加强顶层设计和规划。
投资方现在还是“摸着石头过河”，目前国内没有专门从事氢能规划和设计的公司。“像欧盟有专门的氢能咨询公司，其提供科学量化的数据和安全标准为政府规划和公司投资提供客观的分析报告。”王德军表示，我国氢能行业也需要第三方的咨询角色，因为理性的投资需要经过充分论证和设计。
标准相对缺乏
“我国与国外制氢设备的技术和产品相比，没有绝对差距，品质纯度都是99.999%，区别在设备的标准。我们的设备常需要人来现场维护，而国外设备的故障率较低。”王德军指出，我国使用的国标与外企参照的美标、欧标在指数、参数上还有差距。
据了解，2008年我国就成立了两个与氢能技术直接相关的全国标准化技术委员会，全国氢能标准化技术委员会（SAT/TC 309）和全国燃料电池及液流电池标准化技术委员会（SAC/TC 342）。目前我国氢能技术应用标准较为丰富，多为燃料电池技术标准。而氢能基础、安全、制备和检测方面的标准相对缺乏，储存、输运、加氢站等氢能技术推广应用基础标准更是严重不足，为进一步加快我国氢能发展步伐，亟需完善相关标准。
与可再生能源融合发展
氢气储能相比化学电池储能具有体量大、储存时间长，容量增减适应性强、大容量储能成本低等多重优势，可用于缓解弃风弃光顽疾，氢储能由此应运而生。
氢气的获得相对容易，太阳能、生物质、风能、海洋能、地热能等可再生能源均可直接或通过发电来获取氢。据中国可再生能源规模化发展项目资料显示，我国可再生能源可获得量每年达73亿吨标准煤，而现在每年的开发量尚不足0.4亿吨标煤。
如能将可再生能源与氢能有效结合，对整个行业发展将大有裨益。可喜的是，近年来我国在可再生能源制氢方面逐渐摸索出一些成果。河北沽源县10兆瓦电解水制氢系统及氢气综合利用项目，一期200兆瓦风电场已并网发电，制取的氢气用于工业生产和燃料电池的资源储备；金风科技也在吉林长岭规划了100兆瓦的风电项目，10兆瓦的风电制氢储能示范项目；包括中广核、华能、国电投、国网等央企在内的能源集团在积极布局制氢储能来缓解或者解决日益严重的可再生能源消纳压力。
但是风电制氢规模化发展面临成本与运输两大瓶颈。相较于煤制氢、天然气裂解制氢、甲醇制氢等制氢方式，风电制氢不具有经济优势，每公斤成本大于30元，且运输能力弱。
值得期待的是，“氢气按照一定比例掺到天然气管道”则提供了新的思路，德国E.ON和Greenpeace Energy公司建立的6兆瓦风制氢示范项目，在用电需求高峰时段，优先将风电全部并入电网，在电力需求低谷时段，将风电转化为氢气储存起来，然后再通过天然气管道掺氢输送至热电厂进行热电联供。这种模式适用于大规模和高产能运用，既能消纳体量庞大的过剩电力制氢，增加天然气供应量，又减少了运输成本扩大输送半径，目前已实现商业化运行。有预测称，德国风能制氢发展还将加速，2030年德国的电解槽需求量将达到16吉瓦。
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