氢能产业政策及技术发展情况分析
一、氢能产业链现状分析
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XXX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。
氢能汽车二）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，氢主要作为化工质料利用，其中60%用于合成氨，38%用于炼油和煤炭加工。但跟着氢内燃机、氢燃料电池等技术发展，使氢在终端利用环节的能源属性渐渐凸显，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定，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，详细应用场景可包括：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。平安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，平安风险主要是氢燃料泄漏导致爆燃，但可随车载储气系统、保护装配的技术前进和相关律例尺度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XXX展望，整车成本将在2030年和2050年分别下降44%、55%，并靠近燃油汽车成本，市场占有率达到3%、15%。综合技术和成本因素，估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，并在日本完成了家庭领域商业应用（商用名ENE-FARM）7，累计装配规模达到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，并将余热搜集后用于生产热水，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，但跟着配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完成初步应用。
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