材料一：

氢能是低碳，甚至零碳排放，是人类未来最理想的清洁能源之一。国际氢能源委员会认为，21世纪人类要进入氢时代，预测2050年全球氢能源需求将增至目前的10倍，同时2050年全球氢能产业链产值将超过2.5万亿美元。氢能的使用，既可以每年减少几十亿吨二氧化碳的排放，又可以形成巨大的产业领域，提供几千万人的就业岗位。

目前氢能的利用，特别是在汽车燃料电池上实现了应用的突破。除了在汽车上应用以外，还可以应用在深海潜水、无人机、高速列车等设备上，只要是移动器件需要动力的地方，氢燃料电池都可以应用。5G时代所有基站的能源体系、供电系统也可以用氢。在生活中分布式发电方面，实际上每家每户都可以放一个氢燃料电池的发电小装置，用来制冷制热、发电供电，几乎所有的家用电器都可以利用它。另外，一个氢气管道进入家庭就可以供给所有需要的能源，非常高效便捷。

氢能源做的燃料电池与锂动力电池相比较，锂动力电池在重载航空航天或者大型移动器件上作为主动力电源，它的续航里程不够，能量密度也没有氢燃料电池高。所以，像航空航天大功率的这种运输工具，使用氢燃料电池是非常适合的。

截至2022年底，全球共有814座加氢站投入运营，欧洲、亚洲、北美仍是加氢站建设的主要地区。世界主要发达国家都把氢能源的发展利用提高到国家能源安全的战略高度。我国氢能发展的优势比较明显。有数据显示，截至2023年10月，我国氢燃料电池汽车累计销售18197辆，累计建成加氢站417座，位居全球首位。据预测，到2030年，氢能产业产值将突破1万亿元；加氢站数量达到1000座，燃料电池车辆保有量达到200万辆。

（摘编自干勇《氢能如何改变我们的未来》）

材料二：

氢能发展是我国实现“双碳”目标的重要途径之一，氢能在发电侧、电网侧和负荷侧均有广泛的应用场景，是中国新型电力系统建设的优质介质。随着能源消费模式的转变，氢能在未来的能源结构中将占据重要位置。目前，我国氢能大规模产业化应用仍面临重大挑战。

氢能兼具“清洁能源”与“危化品”的双重属性，在做好氢能安全管理的基础上，需要明确氢气的能源属性并加快制定氢能的行业标准和技术规范。近年来，我国加快了氢能发展战略部署。2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》明确了氢能在中国的能源属性，但针对氢能产业链安全监管体系缺乏统一认知，特别是对氢能的能源属性理解不足，导致在落实氢能项目时安全监管机构职责不够明确，跨部门、跨领域缺乏协作协调。

制氢、储氢、运氢及应用尚未形成完备高效的产业链。在产业上游，我国灰氢技术成熟、成本低，但化石能源紧缺，加之排放量高、杂质多需要提纯，或将逐步被可再生能源制氢（绿氢）技术所取代。不过，目前，我国利用清洁能源制氢的效率偏低，还没有到大规模生产的产业阶段。在产业中游，国内车载高压储氢以及运氢方面均比较薄弱，基础设施缺口较大，加氢站数量少且储氢量小。在产业下游，氢能当前的应用范围比较窄，主要以燃料电池形式应用于交通领域，且技术瓶颈导致成本较高，燃料电池汽车的产业化应用推广仍存在一定难度。

氢能的资源与需求在空间分布上不匹配，且目前氢能长距离长时间储运技术不够成熟、成本较高，制约了氢能的大规模生产与消纳。我国绿氢上游生产多集中在华北、西北、东北等可再生能源较为丰富的地区，而下游需求多分布在华东、华南等经济发达地区，需要依靠长距离储运技术以实现氢能跨区域统筹利用。绿氢在我国空间维度上的错配问题及新能源制氢的波动性问题，对氢能跨区域、跨时间储运提出了更高要求，氢储运供应链产业化水平有待提高。

绿氢制氢和用氢场景的技术经济性较差。目前，氢燃料汽车加注绿氢成本在50—60元/公斤。可再生能源制氢的成本高，导致绿氢产业链整体成本居高不下，绿氢及其下游产品的价格远高于同类型传统产品，市场竞争力不足，严重制约了绿氢的应用和产业链的发展。

绿氢要实现大规模低成本生产需要从系统设计、多电解槽运行管理、材料可靠性等方面进行优化，进一步降低绿氢制备系统总成本，提高制氢效率。同时，还需要进一步发展“风光储氢”耦合技术来提高可再生能源电力的消纳，推动“电—氢能”系统在满足生产目标条件下，实现最优化运行。另外，还要重视培育氢能应用场景，如氢能特种车辆、港口物流车、重型卡车、公交车等，以解决部分试点城市规划难以落实的困境。

（摘编自李继峰《氢能大规模产业化应用需克服四大挑战》）

材料三：

氢能各环节技术生命阶段时间点

（摘编自徐硕、余碧莹《中国氢能技术发展现状与未来展望》）