未来的能源发展方向

氢是宇宙中分布最广泛的元素，构成了宇宙质量的 75%。气态形式的氢气可从水、化石燃料等含氢物质中制取，并通过物理与化学变化过程存储或释放能量，是重要的工业原料和能源载体，可用于储能、交通、石化、冶金等领域。
氢能是高效环保的二次能源，能量密度与相对安全性高于其他燃料。其能量密度高，是汽油的 3 倍有余；其使用装置的使用效率高，燃料电池的能量转换效率是传统内燃机的 2 倍；其反应产物是水，排放产物绝对干净，没有污染物以及温室气体排放；安全性相对可控，引爆条件比汽油更为严苛；其物质储备丰富，未来氢能的制取存在更多可能性。

化石能源在地球储备有限，根据中国生态环境部报告数据，2020年我国煤炭、石油、天然气在能源消费中分别占比56.8%、18.9%、8.4%。特别地，我国是油气进口大国，石油与天然气对外依存度达 73%、43%，因此需在上述化石能源之外，寻找新的能源保障。同时，当某种能源受到限制时，氢能可以快速作为补充，因此打造可再生能源多元化的供应体系势在必行。在全球碳中和的框架下，氢能的环保性以及可再生性，使其具有举足轻重的作用。

氢能源作为新兴产业，其发展速度很大程度上取决于政府的支持力度。 2019年 氢能源首次被写入《政府工作报告》，氢燃料电池的发展进入新的阶段；2020 年 9 月，财政部、发改委等五部门联合印发燃料电池示范应用通知，对燃料电池汽车的购置补贴政策，调整为燃料电池汽车示范应用支持政策，即所谓的“以奖代补”。
11月17日，行内专家透露：经过较长时间的规划研讨之后，国家氢能顶层设计有望加快对外发布。这是一份涉及氢能产业的中长期规划，将对未来氢能产业的持续发展起到引领作用。

今年多省发布“十四五”氢能产业规划。据不完全统计，截至目前，全国已有 20 余省或直辖市发布了氢能产业链相关政策，并从产业规模、企业数量、燃料电池汽车、加氢站等方面明确阶段目标。据中国氢能联盟预测，2025 年中国氢能产业产值将达到1 万亿元。

接下去介绍一下氢能源的整个产业链，并且将每一个产业链也简单的介绍一下。

首先是制氢：目前，全球制氢技术的主流选择是化石能源制氢，主要是由于化石能源制氢的成本较低，其中天然气重整制氢由于清洁性好、效率高、成本相对较低，占到全球 48%。我国能源结构为“富煤少气”，煤制氢成本要低于天然气制氢，因而国内煤制氢占比最大（64%），其次为工业副产（21%）。

因为上述几种方式中，都会产生副产物二氧化碳，因此用这种方式制成的氢被称为灰氢。在这个基础上再加上CCUS技术，将二氧化碳等温室气体给捕捉收集并加以利用，就可以制成蓝氢。
“绿氢”全称可再生能源电解水制氢。电解水制氢的原理是在充满电解液的电解槽中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。其中电费成本占据了目前电解水制氢85.3%的成本；据估算，当电价低于 0.3 元时，电解水制氢成本与其他工艺路线相当。长期来看，绿氢占比有望大幅提升。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》的预测，受益于可再生能源成本下降以及碳排放约束，2020-2030年间绿氢比例将从 1%上升 15%。2050 年我国氢气需求量将接近 6000 万吨，在终端能源体系中占比 10%，其中绿氢比例进一步增长到 70%。

目前全国大部分地区的光伏度电成本在 0.3-0.4 元，午间光伏的“谷电”成本还要更低，青海等优质资源地区已降至 0.2 元。总体而言，光伏制氢是最具潜力的电解水制氢方式，目前已经初具经济性。
光伏、石化等跨界龙头企业纷纷布局。隆基股份、阳光电源、中国石化、宝丰能源等跨界龙头企业已开始纷纷布局光伏制氢赛道，从技术研发、工程建设、商业模式等多方面展开探索。

讲完制氢之后，接下来再讲一下储氢和运氢。储氢有三种方式，气态，固态和液态。

高压气态是目前国内储运最主要的方式。其储存方式是采用高压将氢气压缩到一个耐高压的容器里。目前所使用的容器是钢瓶，它的优点是结构简单、压缩氢气制备能耗低、充装和排放速度快。但是存在泄露爆炸隐患，安全性能较差。现阶段中国普遍采用 20Mpa 气态高压储氢与管束管车运输氢气，未来更大规模发展需依靠管道运输。
更大规模的运输的方式是管道运输。因为氢气容易在接触普通钢材时发生“氢脆”的现象，所以管道必须使用蒙乃尔合金等特殊材料，导致管道运输的前期投资成本大，高达500 万/km。但是运输氢气量也巨大,适合有固定站点大量使用氢气的情况。截至 2017 年底，我国氢气管道总里程约 400 公里，主要分布在环渤海湾、长三角等地。
液态储运的储氢密度高，能运送大量氢气，适用长距离运输氢气。但液态氢的密度是气体氢的 845 倍。液态氢的体积能量密度比压缩状态下的氢气高出数倍，如果氢气能以液态形式存在，那它替换传统能源将水到渠成，储运简单安全体积占比小。但事实上，要把气态的氢变成液态的并不容易，液化 1kg 的氢气需要耗电 4-10 kWh，液氢的存储也需要耐超低温和保持超低温的特殊容器，储存容器需要抗冻、抗压以及必须严格绝热。

我国油气公司在 LNG 和 LPG 领域有丰富的经验和运输车辆储备，若成本下降得以实现，未来有望在液态氢气运输上具备竞争力。目前海外超过 1/3 的加氢站使用液态储运的方式。

接下去就是将氢运送到加氢站。加氢站是氢能产业发展的重要环节，其作用类似加油站给汽油/柴油车加油，加氢站是给氢动力车提供氢气的燃气站。自 2014 年以来，全球加氢站的数量不断增长，到 2020 年底达到了 553 站。加氢站的主要技术路线有站内制氢技术和外供氢技术。
截至 2020 年底，我国国内累计建成加氢站 118 座，建成并运营加氢站 101 座，待运营 17 座，建设中和规划建设的加氢站约 170 座。中国石化主管人员在其主办的交通能源转型产业研讨会上表示规划到 2025 年，建设 1000 座加氢站或油氢合建站、5000 座充换电站、7000 座分布式光伏发电站点。

基于目前单独的加氢站建设成本较高，氢气需求量相对较少，独立运营加氢站面临亏损的局面，综合性的油氢混合站是未来加氢站发展的方向之一。对氢能产业园而言，短期内的氢能源市场需求仍处于低位，单站建设的加氢站运营经济效益有限。油氢合建站是相对更可行的方式，同时联合建设比单独建设加氢站在土地审批环节也更容易。以佛山为例，2019年 7 月 1 日，国内首座油氢合建站——中国石化佛山樟坑油氢合建站正式建成，日供氢能力为 500kg。该油氢合建站采取加油、加氢、充电分区管理方式，是全国首座集油、氢、电能源供给及现代化综合服务于一体的新型网点。对氢能产业而言，油氢合建站有望成为现阶段最具有经济性的氢能商业模式。

氢能下游应用空间广阔，交运、储能、工业、建筑齐发力。据能源转型委员会预测，全球氢能需求有望从 2019 年 1.15 亿吨上升至 2050 年 10 亿吨，其中氢燃料电池车应用可达 6000 万吨，储能应用可达 2.7 亿吨，远超车用氢能，工业领域氢能需求超过 3 亿吨。

氢能作为清洁能源解决建筑用能仍处起步阶段。国外正积极探索建筑应用的技术解决方式。目前，以日本、韩国、欧洲为代表正在应用户用燃料电池装置，日本应用居多，为建筑发电的同时，产生余热用于供暖、洗浴热水。我国目前技术路径尚不清晰，建筑与人口密度大，管道系统复杂，用能特点与国外有较大差异。

氢能助力工业部门深度脱碳，碳中和背景下，工业部门将是氢能发展的催化剂。氢气在现代工业中主要应用于石油领域的炼油和化学工业的主要原料。全球每年在工业领域消耗的氢气量超过了 500 亿 Nm3。目前，为了改善石油和天然气等化石燃料品质，必须对其进行精炼，如烃的增氢、煤的气化、重油的精炼等，这些过程中都需要消耗大量的氢气。在化工业中，制备甲醇和合成氨均需要氢气做原料，尤其是合成氨的用氢量最大。未来工业领域的应用将主要在氢能炼钢、绿氢化工和天然气掺氢三大场景，由此助力工业部门深度脱碳。

可再生能源发电量占比提升，电网在输配、波动性调控等方面的难度增大。碳排放趋严+全球平价到来，光伏风电、水电等可再生能源发电占比快速提升，2020年光伏风电发电量达7270亿千瓦时，发电占比9.5%，但可再生能源发电具有不稳定性、间歇性的问题，提高了电网在输配容量、电频波动控制等方面的要求，需要依赖储能形成可控制、可调度的电网运营模式。

截至2020年底全球储能装机量191.1GW，同增3.5%；中国储能装机量35.6GW，同增9.9%。2020年国内电化学储能装机重回快增长，新增首次突破1GW。2019年由于国家发改委明确电网侧储能不能计入输配电价成本等因素影响，储能发展遭遇急刹车，2020年因储能成本下降+政策支持+电网侧投资加大，储能重回高速增长，国内新增电化学储能1.2GW/2.3GWh，同比+168%，累计装机2.6GW/4.7GWh，同比+95%，占光伏累计装机的1.0%，发展空间庞大。

因成本低、寿命长、技术成熟，物理机械储能，尤其是抽水蓄能应用广泛，但受地理环境制约、投资高、建设周期长等影响发展渐缓；电磁储能和光热储能综合效率高，但尚处于技术开发阶段，电化学储能性价比高，已经进入商业化阶段，随成本的逐渐降低，电化学储能-锂离子电池是目前新建储能主要的应用类型。

“新能源+氢储能”是未来能源发展大方向。氢气发电建设成本仅580美元/kW，远低于光伏、风能、天然气、石油等众多方式，能量密度是其他化石燃料的3倍多。氢能能量密度高，运行维护成本低，可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备，是少有的能够储存上百GWh以上的储能形式，被认为是极具潜力的新型大规模储能技术。但2021年氢储的往返效率较低，储能周期中约60％的初始电能会损失，而锂电池损耗约为15%，当放电时间在50小时内，锂电池和抽水蓄能的成本更低，随着放电时间的延长，氢储的将变得更具吸引力。

氢燃料电池车先行，氢燃料电池船舶、氢燃料电池飞机蓄势待发。在交通运输领域，氢能不仅应用于燃料电池车，目前正向其他交通运输领域扩展，例如氢燃料电池船舶，氢燃料电池飞机。至 2050 年氢燃料电池船舶与氢燃料电池飞机的氢气需求将会远超氢燃料电池车对于氢气的需求。

2050 年，氢能源将承担全球 18%的能源需求，有望创造超过 2.5 万亿美元的市场，燃料电池汽车将占据全球车辆的 20-25%。虽然当前整体基数较小，但近年来氢能源汽车都保持了较高的销量和保有量增速，2016 年和 2019 年年复合增长率分别为 63%和 114%。
氢能源热值高，约为石油的三倍以上，是理想的化石燃料替代品。氢能源燃烧使用后不产生任何有害或温室气体，对我国实现“碳达峰”、“碳中和”等目标具有重要意义。

我国燃料电池汽车销量于 2016 年开始快速起步，根据中汽协数据，2015年至 2021 年 1-9 月，我国新能源汽车销量分别达 33.1 万辆、50.7 万辆、77.7 万辆、125.6万辆、120.6 万辆、136.7 万辆和 215.7 万辆，而氢燃料电池汽车销量分别为 10 辆、629辆、1272 辆、1527 辆、2737 辆、1182 辆和 906 辆，累计8263辆氢燃料电池车。从 2015 年发展至今，燃料电池汽车仍然处于产业化的初级阶段，氢燃料电池汽车在新能源汽车中的渗透率仍然很低，其产业化进程明显滞后于纯电动汽车。各省密集出台氢能规划，按规划到 2025 年氢能车进入 10 万辆级别规模。

目前我国交通运输领域主要运用锂电池、燃料电池等新能源产品代替传统燃油发动机以缓解碳排放带来的环保压力，相较于锂电池与传统发动机，燃料电池的主要技术特点、优劣势如图所示：

相比于传统汽车，氢能源汽车使用氢燃料电池作为动力来源，具有能量转换效率高和完全无污染的优点。相比于锂电池电动车，氢能源汽车除了不受温度影响、续航里程更长以外，还具有能迅速补充燃料的优点。
2020 年 10 月，工信部及汽车工程学会发布了《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，路线图中明确了燃料电池汽车的推广应用路径，提出燃料电池汽车以客车和城市物流车为切入领域，重点在可再生能源制氢和工业副产氢丰富的区域推广中大型客车、物流车，逐步推广至载重量大、长距离的中重卡、牵引车、港口拖车及乘用车等，实现氢燃料电池车更大范围的应用。

因此未来氢燃料电池车与动力电池车将会变成互补的关系，两者不会形成强烈的市场份额竞争。
“以奖代补”新政鼓励车型朝大功率与重载方向发展。在 2020 年 9 月发布的“以奖代补”新政中，大功率、高载重的重卡同样成为补贴最多的车型，以 2021 年积分标准测算，其中功率≥110kw，载重 31 吨以上的重卡最多可享受国补 50.4 万元，假设地补按照 1:1 比例实施，则该型号重卡最多可享受补贴 100 万元，而当前配备 110kw功率的燃料电池重卡售价仍普遍在 130~150 万元左右，对比同规格的柴油重卡销售价格，实施完补贴后的氢燃料重卡将在初次购买成本上获得优势。

北京市公布《北京市氢能产业发展实施方案(2021-2025年)》，北京将依托2022年冬奥会及冬残奥会，建设氢燃料电池汽车示范工程。应用燃料电池汽车，在延庆等山地赛区承担观众或工作人员的运送服务，延庆赛区赛时燃料电池车的客运服务应用规模212辆，将主要用于客运服务。河北张家口明确氢能公交需求 2000 辆。
正在进行的第十九届广州国际车展上，广汽、上汽、长城等主流车企纷纷宣布将大力发展氢燃料电池汽车并亮相真车，海马等地方车企则正在加速氢能配套设施建设。

虽然我国燃料电池汽车销量在近几年获得明显增加，已进入商业化的初期阶段，但由于总体产量规模仍然较小，燃料电池系统成本仍然较高，因此现阶段整车成本仍然高于动力电池汽车和燃油车，成为制约燃料电池汽车产业发展的因素之一。未来随着生产规模的扩大，燃料电池系统成本将快速下降。随着国产替代化进程，技术研发进步和规模化生产，预计从 2020-2030 年每年燃料电池系统成本下降 14%左右。因此长期来看，未来燃料电池汽车成本有望达到和动力电池汽车、燃油汽车的成本相当。

最后是各个产业链环节中上市与非上市的公司总结