氢能产业政策及技术发展情况分析.docx

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氢能产业政策及技术发展情况分析

氢能产业政策及技术发展情况分析

近期，我国氢能产业发展步伐明显加快。

包括河北省在内的多个省市政府部门和行业组织相继出台实施意见或发展规划，大力推动氢能产业和技术落地。

欧美日等发达国家也均从能源战略高度，积极布局氢能开发利用，产业正处在加速战略突破的关键时期。

一、氢能产业链现状分析

氢能是一种清洁高效的二次能源，具有来源广、热值高、可储存、可转换等优点，是未来清洁能源系统的重要组成部分。

从国内外氢能发展情况来看，产业上下游所涉及关键技术正在趋于成熟，市场规模逐步扩大，示范应用取得较大进展，贯穿氢能生产、储运、使用各环节的产业链正在形成。

（一）氢的生产已具规模化，但电解水制氢产能占比低

2018年，我国氢产能2100万吨，占全国终端能源总量的2.7%，约占全球氢产能的18%2。

现阶段成熟的制氢技术路线包括：

化石能源重整制氢、工业副产气制氢、电解水制氢等。

化石能源制氢包括煤制氢、天然气制氢等方式，具有生产规模大、技术成熟的特点，是目前主要制氢方式。

现阶段电解水制氢产能低（产能占比4%左右）、成本高（电价成本占70%以上），尚不能满足工业化制氢需求；且按照目前中国电力平均碳排放强度计算，现阶段电解水制氢的碳排放量是化石能源重整制氢的3-4倍，减排效果不理想。

但电解水制氢具有气体纯度高、制取灵活和不依赖化石能源的优点，随着未来电能的生产结构逐步清洁低碳化，加之电解水制氢技术进步和成本下降，将逐步具备规模化应用潜力。

特别是低价可再生能源电制氢方式技术竞争力较强。

一般认为，若制氢电价不超过0.3元/千瓦时，则可以使电解水制氢成本接近化石能源制氢的平均成本。

电解水制氢主要技术包括：

碱性电解水制氢、质子交换膜电解水制氢（PEM）和固态氧化物电解水制氢（SOEC,碱性电解水制氢技术最为成熟，PEM和SOEC技术电解效率和成本均较高，PEM技术在国外已初步实现商业化。

P2X电转其他能源技术5近期受到广泛关注，除电转热、电转冷外，其他各类（电转氢、电转甲烷、电转甲醇、电转氨等）均以电解水制氢为基础。

P2X目前尚处在技术研发和示范阶段，经济性缺乏竞争力。

但随着新能源发电成本下降和PEM电解水技术（可适配波动性电源）的成熟，低价可再生能源电制氢将逐步具备商业价值；此外，电能转化为氢能后可以长时间、大规模存储，有望成为未来电力系统跨季节储能的可行方案，提升系统调节能力并为综合能源服务提供有力支撑。

（二）受技术和成本限制，商业化储运和加注网络尚未形成氢气储运技术是氢能高效利用的关键，也是限制氢能大规模产业化发展的重要瓶颈。

储氢的主要方式包括：

高压气态储氢、低温液态储氢、有机液态储氢、物理类固态储氢，前两种技术成熟、应用广泛，后两种尚处于示范阶段。

运输方式分别与储氢技术相配套；实践中，美国和欧洲建设了大规模、远距离的输氢管道（里程约占世界90%），实现高效的高压气态输送；日本、美国液态储输技术相对成熟，将液氢罐车作为重要运输方式。

我国以高压气态储运为主（液态储运主要应用于航天军工领域），储运效率（密度）相对较低；由于超过90%的氢气在工业园区内生产和使用，运输、配售需求不高，无论是采用管道方式还是汽车运输方式，均未形成商业化的储运和加注网络。

加氢站是氢能产业发展必需的基础设施，位于储运网络末端，是氢能推广使用的关键一环。

截至2018年，全球共有369座加氢站，其中日本、美国、德国共204座，占比达55%；我国加氢站23座（河北张家口1座），存在建设运营成本高、服务容量低、设备国产化率低等问题。

（三）终端能源属性凸显，氢燃料电池有望成为主要场景

目前，氢主要作为化工原料使用，其中60%用于合成氨，38%用于炼油和煤炭加工。

但随着氢内燃机、氢燃料电池等技术发展，使氢在终端使用环节的能源属性逐步凸显，引起了产业界的充分重视。

其中，氢内燃机效率受卡诺循环限制，成本下降空间不足；氢燃料电池技术近年来快速发展，能源转化效率高达60%-80%，为内燃机的2-3倍，适合在氢能汽车、氢能发电及热电联供等领域规模化应用，具体应用场景可包括：

氢燃料电池汽车利用氢能发电驱动电机，与传统内燃机汽车相比具有无污染、零碳排放等优点；与电动汽车相比，具有加氢时间短、续航里程长等优点。

安全性和经济性是当前制约氢燃料电池汽车发展的主要因素。

其中，安全风险主要是氢燃料泄漏导致爆燃，但可随车载储气系统、保护装置的技术进步和相关法规标准的完善得到有效控制；经济性近年来有较大提升，氢燃料电池成本10年来已降低近80%，据国际能源署预测，整车成本将在2030年和2050年分别下降44%、55%，并接近燃油汽车成本，市场占有率达到3%、15%。

综合技术和成本因素，预计未来新能源汽车仍将以电动汽车为主，氢燃料电池汽车与电动汽车并存，并有望在高端汽车、大型及载重汽车等领域广泛应用。

清洁，近年来发展迅速，并在日本实现了家庭领域商业应用（商用名ENE-FARM7,累计安装规模达到29.26万台。

ENE-FARM以天然气为主要能源，通过燃料处理器重整制氢，氢气进入燃料电池发电，并将余热收集后用于生产热水,余热不足时通过市电补热,综合能源效率高达95%。

目前，ENE-FARM在日本已具备商业价值，并在节能、灾备等方面具有较强优势，政府补贴已成功退出。

ENE-FARM并不直接利用氢能,而是将其作为一系列能源转换的中间环节,对燃料电池的商业化应用仍具有示范推广作用。

在我国,由于目前居民用能成本较低，ENE-FARM尚不具备商业开发条件，但随着设备成本继续降低和清洁取暖需求增加,有望在家用热电联供领域实现初步应用。

二、氢能产业政策情况分析

6月15至16日,在日本举行的G20能源与环境部长级会议上,与会各国能源部长肯定了未来氢能经济主导地位,对氢能在能源脱碳化中的重要作用达成了共识,承诺通过强化合作带动氢能发展。

值得注意的是,日本、美国、欧盟能源主管部门在会议期间还成立了首个国家层面的氢能和燃料电池技术合作联盟,共同推动氢能产业发展。

（一）美欧日等国从能源战略高度,积极布局氢能产业美国较早开始重视氢能产业发展,2002年布什政府制定了美国氢能发展路线图，颁布产业发展促进政策；2014年奥巴马政府确定氢能在交通转型中的引领作用，支持相关项目建设；特朗普政府将氢能和燃料电池作为美国优先能源战略，2018年将10月8日定为美国国家氢能与燃料电池纪念日。

欧盟各国积极推动可再生能源发电制氢发展，实施燃料电池与氢联合行动计划，并提供财政支持。

日本将氢能发展作为国家战略，提出率先实现氢能社会的目标，在家用和车用氢燃料电池方面保持技术领先。

（二）我国高度重视氢能产业发展，产业化进程加快氢能是我国“十三五”规划战略性新兴产业。

一是政府推动氢能产业发展。

在2019年《政府工作报告》中首次明确“推动充电、加氢等设施建设”。

近年来，中央出台《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》《关于进一步完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》等多项产业政策，推动燃料电池、氢气制备、储运和加注技术研发和基础设施建设。

河北、广东、山西等省份将发展氢能写入政府工作报告，河北、山东、浙江等省份发布本地氢能产业发展规划。

二是企业联动构建氢能产业链。

2018年，国家能源集团牵头成立中国氢能源及燃料电池产业创新联盟（简称“中国氢能联盟”），国家电网（副理事长单位）、中国中车、宝武钢铁、中国一汽等十余家央企参与，联盟成员单位超过50家，旨在突破氢能全产业链核心技术，加速形成中国氢能产业生态。

三是区域发展态势初步形成，北京、上海、广东、天津、江苏、山东、河北等地率先推动氢能源及燃料电池产业化进程，产业链相关企业数量（规模以上）占全国51%，广东、北京、河北三地2018年燃料电池车销量占全国79.56%，“东西南北中”五大发展区域基本形成。

（三）河北省出台实施意见，构建氢能产业体系

8月15日，河北省发改委等十部委联合印发《河北省推进氢能产业发展实施意见》（后文简称《意见》），明确了“政府引导、统筹规划，企业主导、产业延伸；突出重点、做强优势，政策支撑、注重实效”的基本原则。

《意见》从产业规模、核心技术、应用领域三方面明确了河北氢能产业重点发展方向，分阶制定了2022、2025、2030年段发展目标，提出制氢、储运加、燃料电池、应用示范和产业集聚发展、创新体系建设、标准体系建设等七个方面重点任务，打造我省能源转型新的增长极。

措施要点包括：

一是建设张家口可再生能源制氢基地，重点研发可再生能源发电与电解水制氢一体化技术，推进风电制氢和风光耦合制氢等方向项目建设，支持发展微电网和制氢工厂共建。

二是依托邯郸718所、石家庄安瑞科、保定长城汽车、河钢集团、衡水百工实业等企业突破关键技术及核心设备国产化问题，并在燃料电池电堆和分布式发电技术等领域取得突破。

三是创建张家口世界级氢能应用示范城市；建设保定氢能产业链一体化示范城市，发挥车企整车技术优势，建设氢燃料电池汽车全产业链研发创新中心；鼓励加氢站与加油（气）站和充电站多站合一，建成加氢、加油（气、电）合建站。

四是鼓励邯郸、张家口、保定等依托产业基础和特色优势补链强链，建设产业研发、生产、示范中心，打造国内一流的氢能产业集群和装备制造基地，推动相关标准制定。

五是成立氢能产业协会，鼓励引导省内优势企业主导或参与氢能领域相关标准制定，协调推动行业企业互利合作。

总体来看，《意见》结合河北区域特点制定政策，不仅为河北氢能发展构建了路线图，而且进一步落实为具体实施路径和措施，全链条布局氢能产业，值得持续关注和深入研究。

三、氢能产业发展趋势预测

随着全球气候变化控制步伐加快，氢能作为一种低碳高效的二次能源，将与电能、可再生能源共同在推动能源革命、经济社会可持续发展进程中发挥重要作用。

当前，氢能发展的社会认同、市场需求、产业政策、关键技术等有利要素不断积累，产业化态势正在加速形成。

国际氢能委员会预测，到2050年全球氢能年消费能力将达到5亿吨，占终端能源消费比例超过15%。

中国氢能联盟中长期预测显示，2030年我国氢气需求将达到3500万吨，终端能源占比达到5%；2050年氢气需求接近6000万吨，终端能源占比达到10%以上，产业链年产值约12万亿元。

（1）电解水制氢将成为氢能供给侧主要生产方式化石能源制氢二氧化碳排放量大，未来利用可再生能源制取低成本氢气是业界普遍共识。

一是电解制氢效率大幅提升，长期来看有望达到70%（PEM）至90%（SOE）相关设备的成本、寿命将在未来10年内逐步进入合理区间，带动氢能用能成本下降。

二是可再生能源制氢成本下降，随着光伏、风电平价上网进程加速，部分地区富余清洁能源电价目前已接近化石能源制氢成本。

中国氢能联盟数据显示，2030、2050年我国可再生能源电解制氢产能占比可达15%、70%。

存在的不确定因素包括：

一是现阶段电解水制氢碳排放严重高于化石能源制氢，面对快速增加的用氢需求，政策层面尚未建立可再生能源发电制氢的导入机制。

二是电解水制氢成本仍然是主要制约因素，特别是我国大规模使用的煤制氢成本低，需要制氢电价压低至0.1-0.2元/千瓦时区间（不考虑碳排放成本）才能具备与煤制氢的价格竞争力。

三是直接利用可再生能源制氢技术（生物质直接制氢、太阳能光催化分解水制氢）仍处于研究阶段，短期内难以形成商业化应用。

（二）氢燃料电池系统有望在消费侧大规模应用

从各级政府和行业政策出台情况看，推动氢能消费、以需求拉动产业成长是落实产业政策的重要抓手。

除作为化工原料使用外，氢燃料电池将是氢能消费最重要的途径，主要包括氢燃料电池汽车和燃料电池发电系统。

一是氢燃料电池汽车10年内应用规模将达到100万辆左右，根据工信部《节能与新能源汽车技术路线图》规划，未来十年氢燃料电池汽车规模将持续增长，2030年实现百万辆氢燃料电池汽车的商业化应用，建成1000座加氢站；中国氢能联盟预测2035年氢燃料电池汽车制造规模达到130万辆，2050年将达到500万辆。

二是燃料电池热电联供系统有望应用，家用燃料电池热电联供系统已成功在日本开始商业应用，累计安装规模近30万台。

我国北方地区冬季清洁供暖受到能效和成本的双重压力，对高效的热电联供综合能源服务有较强需求。

存在的不确定因素包括：

一是我国燃料电池技术相对落后，质子交换膜制造等关键技术总体落后于日本等先进国家，电堆功率密度、催化剂效率、使用寿命等多项指标存在显著差距（为先进指标的50%左右），整车（设备）设计制造能力也存在差距。

二是燃料电池成本高，燃料电池汽车需最高补贴30万元/辆后方可达到同级纯电动汽车水平，如不建立合理补贴疏导机制，将造成政府财政负担过大。

三是储配加基础设施薄弱，储罐、计量装置、加注机等关键设备自主设计生产能力不足，安全规程及相关标准未成体系，产业发展初期加氢站网络难以形成规模效益。

四、对电网业务可能产生的影响氢能全产业链均与电能密切相关，在电解水制氢、氢燃料电池发电、电能与氢能的P2X（P2H2）转化及存储、充电（加注）设施多站合一等多项应用场景下呈现共生关系。

与蓬勃发展的氢能产业互利共存，将是未来电网面临的重要战略环境。

（一）氢燃料电池汽车对纯电动汽车形成替代压力，近、中期替代少量充电服务市场，远期增加电能消费。

氢燃料电池汽车发展起步期，受成本和技术影响主要对纯电动汽车形成替代，充电负荷增长受到影响，但由于整体替代规模较小，初期拉低充电负荷增长速度十分有限。

远期随着产业不断成熟和减排压力持续加大，氢燃料电池汽车在与纯电动汽车并存的同时，将对化石燃料汽车及其他交通工具形成替代，整体规模迅速增长；同时，随着氢能生产结构向着可再生能源电解为主逐步优化，制氢负荷相应大幅增加，远期交通领域相关电能整体消费增加。

（二）电解制氢应用可增强电网调峰及能源调配能力，促进高比例可再生能源消纳。

中长期看，PEM电解制氢等适配波动电源的制氢技术将逐步成熟和规模化，有利于电网与氢能全产业链的融合。

在生产环节，可再生能源电能占比将不断提高，依靠传统火电机组调峰难以应对，氢能参与电网储能将有效提升电网调峰能力，促进清洁能源发电占比50%的目标实现。

在消费环节，制氢负荷增加终端电能消费，并有望作为可变动负荷参与需求侧响应，进一步增强电网调节能力。

在输配环节，通过电网将远方清洁电力跨区输送至就地制氢，可使氢能输配不受管网覆盖和交通运输能力限制，安全性、经济性和灵活性得到提升。

（三）氢能与电能在用户侧的耦合，将有效拓展综合能源领域业务范围。

一方面，燃料电池联供业务将为燃气供应商进入终端综合能源领域提供途径，在实现气、热、电一体的综合能源供应的同时，依靠电网作为补热备用，并可能产生分布式发电余电上网需求，有必要予以持续关注。

另一方面，电网公司亦可在电解水制氢基础上，通过P2X拓展多品类能源生产。

届时电网将具备电能、氢能（热力、燃气、可燃液体）等多种能源整体供应能力，实现自有氢能业务，大幅拓展综合能源业务范围。

五、相关建议

氢能产业的发展对电网业务存在竞争和替代关系，但从能源体系长期发展来看，更主要的是相互促进和良性互动，并为电网企业的转型发展提供了战略机遇，相关建议如下：

1.积极参与氢能产业培育。

一是制定与氢能共生发展的长期战略，将其融入能源互联网规划建设，积极参与《河北省推进氢能产业发展实施意见》中氢能产业示范城市、工业企业氢能示范应用等项目建设，与邯郸718所、石家庄安瑞科、保定长城汽车等重点企业开展产业合作。

二是充分发挥公司省内能源行业影响力，参与河北省氢能产业协会等行业平台建设，主动传播公司观点、发出公司声音，增强电网企业氢能行业话语权。

2.密切追踪产业发展动态。

一是持续关注氢能产业新政策，及时评估对公司业务可能带来的影响，准确判断产业发展趋势。

二是持续关注氢能“制-储-运-加-用”关键技术进展，探索氢能在电力系统中的集成应用技术并开展试点示范，积极参与制定氢能产业相关技术标准。

3.提前布局相关战略资源。

一是布局基础设施资源，氢燃料电池汽车将与纯电动汽车、化石燃料汽车长期并存，加氢（充电、加油/气）基础设施需求量大幅增加，将成为具有重要价值的战略资源。

建议按照“多站合一”的思路，在变电站、充电站预留或拓展氢能基础设施空间。

二是布局业务渠道资源。

重视电动汽车服务、综合能源服务渠道建设与维护，增强客户粘性，降低氢能发展初期的替代效应，

为远期导入自有氢能业务创造优势