2021年10月31日，《联合国气候变化框架公约》第26次缔约方大会（COP26）在英国道格拉斯举行。这次会议的目标是在COP21上通过的《巴黎协定》要求的“将全球气温升幅控制在较工业革命前升高2摄氏度以内，最好不超过1.5摄氏度”的目标基础上，要求各国为碳中和达成具体而深入的协定。
未来煤炭是否尽快退出使用是这次气候大会的争论焦点之一。煤炭作为全球用量最大的化石能源之一，已经深入人类生产和生活的各个领域。煤炭不仅在发电领域应用广泛，在工业领域也起到了关键作用。但电力部门的脱碳可通过风能、光能等可再生能源实现，工业部门的深度脱碳却存在困难。
从工业部门的深度减碳角度来讲，氢能作为可替代能源之一，受到国际社会和科学界的广泛关注。氢的热值高（120.0MJ/kg），是同质量焦炭、汽油等化石燃料热值的2–4倍。氢气还具有很强的还原性，既可以和氧气通过燃烧产生热能，也可以通过燃料电池转化成电能。最重要的是，氢能在上述转化中并不产生温室气体。因此，氢能除用于发电外，还能够在炼钢、化工、水泥等工业部门中起到广泛应用，并且能够作为燃料实现交通部门的深度减排。
相比传统能源，氢能源环保且可持续发展，化学反应后只产生水，具有零污染、高效率、适合远距离输送的特点。氢能源可以实现气、液、固三态存储，存储过程自耗少、能量密度高、生产方式多样。为实现“碳达峰、碳中和”的目标，我国电力行业的减碳压力不容小觑，同时也孕育着新的机遇和挑战。在“十四五”乃至更长一段时间内，氢能源将会迎来新的发展机会，在减碳进程中扮演重要角色。
随着我国可再生能源发电量逐年增多、装机容量占比不断增大，氢储能系统可参与并网消纳，有效减少弃风弃光率，提高可再生能源综合收益。
01
氢能源发展概述
目前广泛推广的氢能源主要指氢气的化学能，即氢气通过氧化反应所释放的能量。氢能源可替代传统化石能源作为交通工具的动力燃料，也可替代煤炭、天然气成为电力系统发电侧的能源燃料，氢能源的完整产业链示意图如图1所示。氢气的热值是汽油的3倍、焦炭的4.5倍，化学反应后仅产生对环境无污染的水。氢能源是二次能源，需要消耗一次能源来制取，氢气的获取途径主要有化石能源制氢和可再生能源制氢。
1、国外氢能源发展现状
日本在燃料电池关键技术和商业化应用方面处于世界领先地位，其2017年发布的《氢能源基本战略》明确了到2050年建成氢能社会的目标。 日本氢能与燃料电池领域技术全面，专利数量居全球第一。
美国将10月8日定为“氢能与燃料电池日”，其对氢能产业的重视可见一斑。美国规划制定了从研发到产业化的完整发展路线，时间从2000年一直持续到2040年。此外，美国对运行的氢能基础设施实行30%~50%的税收抵免。欧盟规划2050年氢燃料电池汽车占家用车比重达35%。2014年，欧盟启动Horizon计划，在氢能和燃料电池领域的总预算达到220亿欧元。目前，欧洲正在运行的加氢站数量居全球第一，氢能技术和产业发展政策效果显著。
2、国内氢能源发展现状
近年来，我国高度重视氢能源产业发展，在科技专项、创新工程等方面进行了重点布局，取得了一定成效。 当前国内制氢主要还是依靠化石能源，电解水制氢占比非常有限。随着氢储能相关技术的发展和建造成本的下降，未来风、光等可再生能源制氢的规模会越来越大，我国氢能源结构会越来越清洁。
总体来说，制约我国氢能源发展的还是燃料电池电堆和关键材料。国产电堆在功率密度、系统功率、寿命等方面与先进水平相比还有差距；质子交换膜、催化剂、膜电极等关键材料和高压比空压机、氢气循环泵等关键设备依赖进口，产品价格较高，国内外燃料电池关键技术参数对比如表1所示。因此，我国需注重核心材料和关键技术的突破，补足短板。
02
氢能源产业链
1、上游制氢：化石燃料制氢占比81%，工业副产氢占18%，电解水制氢占1%
我国在发展氢能上具有良好的资源禀赋条件，2020 年我国工业氢气产量超过 2500 万吨，是世界第一大产气国。由于碳中和战略目标的提出为推动中国氢能产业的发展提供了强大的驱动力，电力、交通、化工等重点行业对于节能降碳的需求愈加迫切这将推动中国整体用气需求的持续攀升。
根据亿华通招股说明书预计，到 2030 年，我国氢气产量将超过 3500 万吨；就全球范围而言，到 2050 年氢能将占全球能源需求的 18%，市场规模达到 2.5 万亿美元，氢能的普及将助力每年减少 60 亿吨以上的碳排放。
我国目前以煤和天然气为代表的化石燃料所产氢气合计占比 81%，工业副产氢气 占 18%，电解水制氢占 1%。我国氢气制取技术趋于成熟，满足氢能商业化需求。
从长期来看，蓝氢（通过化石能源制氢结合碳捕捉技术制取氢气）和绿氢（通过可再生能源 电解水制氢）成为我国制氢产业发展的重要方向。氢能价格与氢能的制、储、运、加四大关键环节相关，其中制氢环节是首要环节。我国是世界最大的制氢国，也是氢能产量增速最快的国家之一，2020 年我国氢气产量约 3343 万吨，同比增长 40%。目前，制氢主要有以下几种方式 化石原料制氢、电解水制氢和工业副产氢。
当前最具经济性的制氢方式为工业副产氢，最绿色且为未来产业发展趋势的是电解水制氢。
化石原料制氢（占比 81%）是指以煤炭、天然气为原料制取氢气的方式。目前煤制氢的氢气价格约为 10-15 元/kg; 天然气制氢的氢气价格约为 15-20 元/kg。工业副产氢（占比 18%）是指在工业生产过程中生成的氢气，这种氢气通过变压吸附提纯为高品质的氢气用于燃料电池汽车运行。副产焦炉气制氢价格一般不高于 12 元/kg，烧碱副产物制氢等价格一般不高于 18 元/kg。电解水制氢（占比 1%）根据电解质种类的不同，分为碱性电解水、质子交换膜电解水和固体氧化物电解水，是最为绿色环保的制氢方式，电解水制氢的价格在 30-40 元/kg。
当前我国的氢能源发展重点区域为京津冀地区、长三角地区和珠三角地区，氢能源基础设施建设也首先在三区聚集成熟。
我们梳理了京津冀、长三角和珠三角主要制氢公司，当前我国制氢产业链较为丰富，得益于我国是煤炭大国+工业大国，而氢能源产业链的基础在于制氢，因此我们判断我国将会成为世界氢燃料电池汽车乃至氢能源发展的中心及重心。
2、中游储运：成本占比高，有望迎来产业化、技术革新、降成本
氢气的储存技术分为高压气态储氢、低温液态储氢及固态储氢材料储存等三大类。高压气态储氢技术难度低、成本低、应用范围最广; 低温液态储氢在国外应用较多，国内只用于航空领域; 储氢材料储氢技术目前国内外产业化极少，基本处在小规模实验阶段。
针对氢气的储存方式，氢气运输方式主要是 3 种 气态氢气输送、液态氢气输送和固态氢气输送，其中气氢运输和液氢运输是目前主流的输送方式。气态氢气输送需先经过加压处理后通过交通工具运输，根据交通工具的不同分为集装格运输、长管拖车运输和管道运输。
我国氢气储运成本占比高，产业化、技术革新、降成本有望迎来突破。
氢气运输方 式主要有气氢长管拖车运输、气氢管道运输和液氢槽罐车运输。目前 300km 以下的短距 离运输，液氢管道运输成本和气氢拖车拥有成本优势，400km 以上的长距离运输则液氢 罐车更具优势。长管拖车运输虽然存在高压氢气泄漏的风险，但仍是我国最常见的氢气 运输方式。
我国长管拖车产量和保有量均居世界第一，目前大多采用氢气运输压力 20MPa，单车运输量约 300kg，运输效率仅为 1%-2%，适用于 200km 内的小规模短途运输。当运输距离为 100 km 时，运输成本为 8. 66 元/kg，随着距离增加运输成本显著上升，当距离为 500km 时运输成本将增加到 22 元/kg，在天然气制氢、输运压力为 20 MPa 时，不同运输距离氢气各部分成本占比如下图所示，提高运输压力能够很大程度上降低运输成本，若国内运输压力标准由 20 MPa 提升至 50 MPa，100 km 的运输成本可降至 5.60 元/kg。
我国气氢管道运输仍处于起步阶段，氢气输送系统建设较为滞后，与美国、欧洲等国家和地区仍有较大差距，输氢管道主要分布在环渤海湾、长三角地区。
现阶段国内有 2 个代表性的管道项目，巴陵—长岭输送管道于 2014 年建成，全长 42 kg，是我国长度最长运行时间最久的输氢管道。河南济源市化工园区—洛阳市吉利区管道输送项 目于 2015 年建成，全长 25 km。2021 年 6 月 9 日，河北定州至高碑店氢气长输管道可 行性研究全面启动，管道全长 145 km，是国内目前规划建设的最长氢气管道。
气氢管道运输初始投资较大，每千米管道投资额约 584 万元，但运输成本低，在正常运能利用率下当运输距离为 100 km 时，运输成本仅为 1. 20 元/kg。
我国液氢储运技术发展起步较晚且关键设备进口受限，导致液氢运输产业薄弱，液氢槽罐车运输现阶段仅用于军事领域及航天领域。
3、下游运用：交通、工业、发电等
交通领域（主要指的是氢燃料电池汽车）是未来我国氢能源使用的主要增量部分，氢燃料电池汽车是现阶段实现氢能在交通领域推广和应用的切入点和关键点。
根据《中国氢能产业发展报告 2020》预计到 2025 年燃料电池汽车保有量为 10 万辆，到 2050 年要比 2025 年翻 300 倍，各种车型的渗透率如下表所示，截止到 2021 年 5 月，我国燃料电池汽车累计上险量为 7259 辆．其中珠三角、长三角和京津冀地区分别为 2872、1908 和 913 辆，约占燃料电池总保有量的 80%。这些区域的氢能产业很大程度上反映了我国车用氢能产业现状。
在工业领域，氢气是重要的化工原料，合成氨、合成甲醇、原油提炼等，均离不开氢气。
在电子工业中，芯片生产需要用高纯氢气作为保护气，多晶硅的生产需要氢气作为生长气。目前国内多晶硅生产工艺中，氢气消耗量约为 500-1500 标准立方米/吨 Si。
随着信息技术和光伏产业的发展，电子工业对氢气的需求量持续增长。在钢铁行业，用氢气直接还原法代替碳还原法，是降低炼钢行业碳排放量的有效手段，在国内外已有少量示范项目。
然而，氢能炼钢需要大量氢气供给，这需要成熟且低成本的氢能供应链作为支撑，也需要相关技术和材料的突破。在电力行业，氢能发电，可以用作备用电源、分布式电源、为电网调峰。在建筑行业，一方面，天然气掺氢用作家用燃料，可以降低燃气使用碳排放强度；另一方面，氢驱动的燃料电池热电联供系统，为建筑物供电供热，综合能源利用效率超过 80%。在医疗领域，氢气也被证实有去除氧化基、治疗氧化损伤等疗效。在食品工业，也常常用氢气实现油脂氢化，以提高油脂的使用价值。
03
氢储能系统关键技术
在可再生能源高占比的电力系统中，弃风弃光问题随着风电、光伏装机总容量的不断增加而日益突出。由于风电、光伏出力的预测准确程度有限，其出力随机性会对电网造成一定冲击。 氢储能系统可利用新能源出力富余的电能进行制氢，储存起来或供下游产业使用；当电力系统负荷增大时，储存起来的氢能可利用燃料电池进行发电回馈电网，且此过程清洁高效、生产灵活。当前氢储能系统的关键技术主要包含制氢、储运氢和燃料电池技术3个方面。
1、制氢
利用可再生能源发电制氢是氢能制备的重要途径，制氢成本约为1.1~2.2元/m3，对比煤制氢0.69~1.18元/m3和天然气制氢0.8~1.7元/m3，优势并不明显，但因其为“绿氢”，综合价值较高。
目前电解水制氢主要分为碱水电解、固体氧化物电解和PEM纯水电解技术3种。其中，碱水电解制氢发展成熟、商业化程度高、成本较低，是可再生能源制氢项目的首选方式。河北沽源风电制氢项目（200MW风电、10MW制氢）的建成、吉林舍力风光制氢储能示范项目（50MW风电、1MW制氢和1MW/（MW·h）储能）的核准批复均对提高可再生能源消纳、促进氢储能系统发展起到引领促进作用。未来随着可再生能源规模化装机及电解水能源转换效率的提高，“绿氢”制造成本会呈现持续下降趋势。
2、储运氢
储运氢技术作为氢气从生产到利用过程中的桥梁，至关重要。可通过氢化物的生成与分解储氢，或者基于物理吸附过程储氢。储氢方式比较如表2所示。
氢能源具有质量能量密度大但体积能量密度小的特点，制约其储运技术发展的关键在于兼顾安全、经济的前提下，提高氢气的能量密度。综合表 2 及当前行业情况分析，高压气态储氢技术成熟、成本较低、应用最多，但并非最佳方案。有机液态储氢凭借其安全性、便利性及高密度的特点，具有较大发展潜力，是当前研究的重要方向。此外，基于我国现有的天然气管道进行氢气的传输是否可行，也是值得探讨的课题。
3 、燃料电池
燃料电池通过电化学反应将氢气的化学能直接转化为电能，清洁无污染，能量转化效率高，是氢能源的最佳利用方式，在全球范围内具有广阔的应用前景。2009—2018 年全球燃料电池出货量统计如图 2 所示，由图可见出货量统计数据增势明显。燃料电池类型主要包括碱性电解质、质子交换膜、磷酸、熔融碳酸盐和固体氧化物燃料电池，区别在于电解质和工作环境温度不同，适合的应用场景也有差异。
各类型燃料电池相比较，质子交换膜燃料电池发电效率为 40%~50%，启动快，比功率高，结构简单，处于商业化前沿，在可再生能源领域的氢储能系统中应用较多。固体氧化物燃料电池发电效率为55%~65%，余热利用价值高，热电联供效率高，但运行温度高，启动速度较慢，适用于热电联供模式。近年来我国氢能燃料电池技术整体上取得了长足发展，但存在主要部件依赖进口、电堆和系统可靠性需提高、标准体系需健全完善等问题，仍是制约氢储能系统发展的关键因素。
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氢储能系统在电力行业中的应用
风电、光伏等可再生能源已成为我国新增电力的主力，新增装机容量及累计装机容量均排名世界第一，清洁能源替代作用日益显现。氢储能系统在电力系统中与能源供给侧配合、与分布式能源发电和电网发展相结合，可减少新能源出力不稳定等问题，其应用价值愈加突出。
1、可再生能源高占比电力系统应用模式
如截至 2019 年底，张家口市可再生能源发电总装机容量达 1 500 万 kW，占区域内全部发电装机容量的 70% 以上，预计 2030 年实现零碳排放，形成以可再生能源为主的能源供应体系。在此种可再生能源高占比的电力系统中，风电、光伏的出力不确定性对电网安全稳定运行造成一定影响，将氢储能系统作为消纳高比例可再生能源的重要载体是可行的。
风电、光伏出力受限时，利用富余的可再生能源进行制氢，并作为备用能源储存下来；在负荷高峰期发电并网，提高新能源的消纳能力，减少弃风、弃光，增强电网可调度能力并确保电网安全。未来随着规模化的氢储能系统的应用，可利用储氢实现跨季调峰等应用。
此外，利用大规模不可控的可再生能源来制氢是完全清洁无污染的，是真正意义的“绿氢”，同时可为煤化工和石油化工提供洁净的原料氢，减少二氧化碳的排放，对于我国实现碳中和的目标是有利的。
2、区域综合能源系统应用模式
氢储能系统具有可长期存储、能量密度高等优势，将其作为一种电能存储方案进行推广利用，进而解决区域电源和负荷的匹配问题，可一定程度上延缓较为偏远地区微电网的电力设备投资。例如英国的柯克沃尔小镇氢能生态社区，因其位置相对偏远，小镇利用弃风和潮汐发电进行制氢，再通过燃料电池为汽车、船舶提供动力，并实现热电联供。
3、热电联供应用模式
利用氢燃料电池为建筑、社区等供热，并作为备用电源，与电力、热力等能源品种实现互联互补，提高能源利用效率。虽然与应用较多的供热锅炉相比，此模式优势不够明显，但能够将供热方式从热电厂集中供热向分布式供热转变，可以解决热力管网、电网等基础设施建设的高额投资问题，是一种值得研究的发展思路。此外，在满足供热需求的同时，也可承担部分负荷进行供电。如日本自2009年开始推广家用燃料电池热电联供系统，普通家庭 40%~60% 的能源消耗可由此系统供给，商业化应用推广较为成功。
4、能源互联网应用模式
能源互联网是充分将互联网思想和能源产、输、储、用各环节以及能源市场深度融合的发展新形态。氢能源低碳、环保，能促进可再生能源利用，无额外环境负担，可作为能源互联媒介实现跨能源网络的协同优化。
5、氢燃料电池汽车应用模式
到 2030 年，我国燃料电池汽车保有量预计将达到 200 万辆。利用可再生能源发电制造“绿氢”，可将富余氢能源供给氢燃料电池汽车使用，既促进了可再生能源与氢储能系统协同发展，又实现了汽车绿色环保零排放。通过氢能源交通的布局发展，推动燃料电池关键材料、核心零部件国产化，促进氢能源产业链快速发展。
05
氢储能展望及建议
1、政策支持
在低碳发展和能源转型的背景下，氢能产业迎来了新的发展机遇。国家层面，国内氢能产业加速规划布局，《国家创新驱动发展战略纲要》《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》等文件均鼓励氢能产业发展。2020 年 12 月，国家发布的《新时代的中国能源发展》白皮书明确提出：加速发展“绿氢”制取、储运和应用等氢能产业链技术装备，促进氢能燃料电池技术链发展；支持能源各环节各场景储能应用，着力推进储能与可再生能源互补发展。在国家政策的引领下，氢能源的应用会被愈加重视，“十四五”期间将迎来新的发展机遇。
地方层面， 我国数十个地方政府纷纷出台了支持氢能产业发展的中长期规划。其中，就山东地区而言，政策支持力度愈来愈大，氢能产业发展形势乐观。2020年6月山东发布《山东省氢能产业中长期发展规划（2020—2030年）》，助力新旧动能转换、经济转型升级。2020年12月青岛发布山东省内第一个市级规划，推动氢能产业高质量发展。山东省光伏发电装机规模**、风电装机规模全国第四、在运在建核电装机容量 570 万 kW，具备新能源制氢的良好条件，是氢储能系统发展的关键基础。济南打造的“中国氢谷”建设工程、青岛提出的“东方氢岛”都将充分发挥带头引领作用，助力氢能源产业快速发展。
2、发展中存在的问题及建议
当前制约氢储能系统发展的主要因素：我国在燃料电池关键材料、工艺、核心零部件、耐久性等方面和发达国家相比还有很大的差距；加氢站基础设施建设滞后，其相关技术标准和法规尚不完善，管理机制处在探索研究阶段；燃料电池高成本现状制约商业化发展。针对上述问题，提出如下建议：
1）加大政策扶持。建议根据各省市情况加大政策支持，其中可研究制定氢燃料电池汽车补贴政策，促进氢燃料电池汽车产业快速发展，带动相关技术研发应用，间接推动氢储能系统等规模化氢能源应用模式试点示范。鼓励投资建设加氢站，建议省市研究制定统一规划、审批、运营指导意见，制定标准化加氢站建设流程，推动各省市加氢网络构建。
2）加强先试先行。各省市先行建设氢能源综合应用示范园区，通过示范引领，探索可持续的建设运营模式并推广，为全国氢能源综合利用提供可借鉴、可推广、可复制的成熟经验。同时建立健全示范区氢能基础设施建设和氢能应用领域的检测认证、质量认证、安全监测、环境评价等体系工作，形成示范区域优势氢能产业规模集群。
3）完善关键环节，贯通氢能产业链条。鼓励多元化制氢模式以保障氢源供应，近中期以工业副产氢为主，远期逐步实现绿色能源制氢。开展可再生能源制氢、低谷电力制氢示范，研究核能等新能源制氢技术路径。持续推进加氢站建设，大力发展氢能源制造业，建设国内燃料电池规模化生产研发基地。
4）重视研发创新。确定重大关键技术，依托高校、科研机构，深化产学研合作，吸引国内外高端专家团队，提升技术创新和科技成果产业化水平，研究基于可再生能源及先进核能的制氢、纯化、储运技术，燃料电池电堆及整车技术，开发燃料电池及氢能源相关装备，探索大容量、长周期的氢储能技术路径。
