2021年氢能发展的预期.docx

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1、2021年氢能发展的预期目录目录1、，-1.刖S11 .绿氢的“用” 22 .绿氢的“制” 33 .绿氢的“储，运” 44 .氢能发展现状与前景展望74.1. 氢能发展潜力再获国际关注74.2. 面临五大挑战84.3. 需多方协同发力104.4. 积极应对气候变化背景下，氢能发展热度不降反升114.5. 氢燃料电池汽车遭遇市场寒流，氢能多元化应用取得积极进展124.6. 政策法规逐渐完善，引领氢能产业有序发展124.7. 技术进步成效显著，核心产品成本下降超预期134.8. 央企入局并持续发力，巩固和引领氢能产业发展144.9. 我国氢能发展展望及建议15前言一项新技术会不会被整个社会接受并被

2、广泛应用开来，以及一个新产业会不 会迅速发展，取决于众多因素：政策法规硬性的规定，初始发展阶段政府对技术 或者行业的补贴，用户群对技术成熟度以及成本下降的心理预期，投资机构基于 预期投资回报率对新行业的青睐程度，原始设备供应商针对产品性能提升和成本 下降的研发迭代速度，以及头部领军企业在技术可行性和解决方案经济性上的大 胆示范探索，都会对新技术和新行业的发展起促进作用。回看能源领域过去二十 年，光伏产业的发展速度远远超过绝大数人预测，而二氧化碳捕捉封存及利用则 大大落后于人们的预期，这点从近年国际能源署对光伏行业预期可见一斑。虽然很难通过水晶球来精准预测未来，但是我们可以从能源领域技术和产业

3、的发展来寻求一些共性的规律，从而有助于我们思考和布局氢能产业。拿光伏产业的发展为例，德国政府于2000年通过可再生能源法，大肆补 贴可再生能源。随后德国的光伏装机实现快速增长，从而带动了整个行业技术的 快速发展。而后中国政府入场，在供给端以及需求段发力。这随即带动了项目开 发商，投资机构，光伏企业，用户企业等整个生态体系的迅速发展和迭代。这是 一个经典的需求拉动供给的案例。整个产业的技术迭代速度，以及规模化效应相 辅相成，快速拉动了成本的下降，从而进一步推动了光伏技术的普及。我们来看氢能产业。不出意外，氢能的发展也将遵循需求拉动供给的规律。 针对绿氢的应用，需要从端到端的全价值链来考量。绿氢的

4、“制、储、运、用” 四个环节，缺一不可。其中，“用”将起到决定性的作用。1 .绿氢的“用”用氢的场景可分为既有场景和新兴场景。既有场景很好理解，就是今天应用灰氢的行业（制氨，甲醇，原油精练，半 导体等等），在双碳目标的大背景下，将来要逐步用绿氢替代灰氢的运用。国内 领军企业中石化和宝丰已经吹响了号角，在化工和煤化工领域首先启动了绿氢项 目。绿氢取代现有灰氢的应用，绿氢成本下降带来的经济性，以及政策的约束性 和鼓励性是关键。新兴场景，则是在双碳的背景下，用绿氢来使整个行业达到深度脱碳减排。 比如，在钢铁冶炼行业，用绿氢替代焦炭来还原氧化铁。行业领军企业宝武已经 在这方面做了有益的探索。基于国际氢

5、能委员会的报告，在碳税达到每吨100美元的前提下，对绿氢在 一些行业的应用前景作出了预测。2030年颇具吸引力的氢气应用案例SIEMENSGriGCGY*： 薜绫便员会，二视化W谊晚100话门子工号帏e己）yaa公aww使用.,氢能产业调查电 Siememtneray. 2021无论是既有场景抑或新兴场景，要想绿氢的应用在不久的将来真正普及开 来，那么整个应用场景端到端（制储运用）的经济性，要在没有政府补贴的前提下 达到用户承受程度。这里规模化应用是加速新兴技术发展迭代的关键。而大型工 业规模化应用绿氢，是绿氢发展不可少的场景。谈完绿氢的“用”，接下来我们简单的从绿氢的“制、储、运”三个方面预

6、 测一下未来的发展。2 .绿氢的“制”决定绿氢制取成本最主要的三个因素，是可再生能源绿电的成本，制氢设备 的利用小时数，以及制氢设备的投资和运行维护成本。可再生能源经过多年的发 展，风光水绿电的成本已经下降到可以和火电媲美的程度。然而绿电上网费，可 再生能源以及绿氢项目融资成本，和土地成本的叠加，抬高了绿氢制取成本。如 果政府能在绿氢行业发展的初期，扶持行业一把，把绿电制取绿氢的上网费用， 项目融资成本，和土地成本等项目等相应减免，将会大大推动行业的发展。至于 制氢设备的成本，在技术进步和规模效应的双重作用下，一定会尽快降低。在制氢的技术路线上，目前有碱液，质子交换膜，阴离子交换膜，以及固体

7、氧化物电解水制氢。碱液电解水制氢技术相对比较成熟。经过多年的发展，单体 设备容量目前可达每小时制氢1000立方以上。设备造价低，性价比高。相比碱 液制氢，质子交换膜技术和间歇性的可再生能源耦合度比较高，可以在短时间内 启停，提供电网辅助服务。同时安全性和环境友好性较好，产生的气体纯度相对 较高。质子交换膜在电极的催化剂中应用了贵重金属。目前大宗产品价格抬升， 和碱液制氢相比，成本较高。然而目前绿氢项目的固定成本中，有三分之一属于 工程设计、项目管理、风险成本，这部分成本与技术路线选择无关。剩余三分之 二的硬件成本中，对于碱水电解的技术路线，大约四分之一属于电解槽的成本。 也就是说整体固定成本中

8、只有大约16%17%由技术路线来决定。相对来说，目 前质子交换膜的硬件成本则达40%到50%。随着技术研发与进步，以及随着质 子交换膜燃料电池行业供应链的发展，未来有十足的成本降幅空间。阴离子交换 膜集碱液和质子交换膜两种技术之长，同时规避了两者的短处。然而技术发展还 在早期，离成熟规模化商业应用且有时日。固体氧化物技术走高温路线，对材料 和系统设计的要求阻碍了规模化发展。3 .绿氢的“储，运”氢的大规模储运目前制约着氢能产业的规模化发展。从技术路线上，氢的储运方式有液态，高压，有机溶液，固态，管道掺氢以 及基于绿氢合成的绿氨或者绿色甲醇等化合物。液态氢可做为储存氢气的一种方式，比气态氢省空间

9、。液态氢在常压需要保 存在非常低的温度下（大约在20.268开尔文，-252.8）O它通常被作为火箭发射 的燃料。目前基于液态氢大规模储运技术还在开发的早期，达到经济性上的可行 还需要时间。我们要以发展的目光来看待液态氢储运的发展。首先它是大规模储 运高纯度氢的有效方式。正如几十年前我们看待液化天然气（LNG）的发展一样， 随着需求的增加，技术的进步，有朝一日液氢会是地区和地区之间大规模储运环 节中不可或缺的一环。高压气罐储运氢在一定距离一定容量下也是有效的方式。 目前中集安瑞科与Hexagon战略联盟，将快速引入世界领先的Type 4储氢运输 装备进入中国市场。有机溶液储运氢在业界一直有争议

10、，因为整个环节对能源消 耗的需求以及后续提纯都会增加储运的成本。规模化固态储氢尚在科研验证阶 段。而管道掺氢在某些应用场景下也会是可选项之一。工业氨基础设施和专业知识的发展有一个世纪的历史。这是绿氨发展的基 石。绿氨（一个氮原子三个绿氢原子）是一种无碳化学品和燃料，由可再生电力、 水和空气制成，可以快速大规模部署，应用在不同的场景中，包括航运、大规模 储能、分布式发电和大量输送氢气。绿氨作为能源载体的显著优势是储存和运输成本低，尤其是与绿氢相比。可再生能源的Power2X能够通过行业耦合实现大规模长期存储和新的商业机会气化成气冏敏性可再生*濯e g. Ftscher-Tropsch 同化成含碱

11、耀总，破中性电科-照，化工原料，再友电（长期他在）甲烷甲.（次产餐.n mtbc,%a. at 如FiMhef-TTopsch products从竭气中播碇 a x）太阳甚光伏，援用干汽率（建人电池厢电力（涓舵机. 发动机长期储在），化工廉料（如.WF 心风能水电修持续慢可鼻生源盒堆焦此转化成事Haber-Bosch（次产a.累*. dap） ew，化工原做，作为期第整体或罐用于餐源丁 生物质空气分鼻.C.氢能产业调查和液氢和高压气氢相比，绿色甲醇和绿氨单位体积存储的能源更多，而且可 以利用现有的基础设施，因此作为能源载体或者燃料，应用前景颇广。基于绿氢的绿氨，绿色甲醇，以及绿色燃料合成，将会

12、把电力和化工两个行 业拉的更紧密。在将来，需要从从可再生能源，储能，制氢，以及基于氢的下游 合成来进行上下游整体优化。通过考虑整体热平衡，压力分布，仪控方案，从而 打造出对客户价值最高的整体解决方案。众所周知的胡焕庸线（黑河一腾冲线），展示了中国独特的地理特性以及人口 东密西疏的格局。对于绿氢产业发展来说，可再生能源集中在三北地区，即胡焕 庸线的上方。而我国绝大多数人口和产业，分布在胡焕庸线的下方。面向未来， 或者我们通过绿电或者绿氢的方式从西向东大规模搬送可再生能源，或者我们将 新建的耗能产业搬到可再生能源和水资源丰富的地区。目前已经有企业计划或者 实施将电解铝，金属冶炼，以及化工等行业在西

13、部筹建，或者由东部向西部迁徙, 由此可以大幅降低大规模储运绿电以及绿氢的需求。随着技术的进步以及成本的 降低，东南沿海海上风电制氢将是一条可探讨的路径。首先东南沿海优质的风场 资源不少。其次，沿海到陆上距离不远，而大湾区长三角的用能大户较为集中。 相比于从三北地区大规模输运绿氢到东南沿海，对于特定地区特定应用场景海上 风电制氢会是未来的可选项之一。在探讨绿氢大规模储运方案的同时，还有两个问题需要整个生态体系加以重 视，从而加快氢能产业的健康发展。首先是氢能在连续工业过程中的应用，和可再生能源间歇性的矛盾。上文提到的绿氢应用场景，原油精练，煤化工，金属冶炼，制氨，甲醇等等, 都是24小时7天连续

14、运转的工业流程。对于上规模连续运转的基础设施，频繁 启停不可想像。同时，一年8760小时，大多光伏工厂的运行小时数介于1000到2000之间。 一般陆上风场的平均运行小时数稍好，但也就是2000到3000多小时。而且一片 云，一阵风，一场雨雪，都会对可再生能源发电产生影响。水电相对风光要好的 多，虽然也有枯水旺水期，但基本能保障绿电的连续供给。因此绿氢的应用场景, 有条件应该从水电入手。其次，风光结合电网也比单一的光场或风场好的多。在 不并网，而且只有单一光或者风的条件下，为了配合下游的连续运转，大规模储 电或者储氢必不可少。而在现阶段，大规模储电或者储氢，无论从技术方案的集 成以及经济性上，

15、都不是很成熟。有条件的地方，可以考虑工业副产氢和绿氢结 合运用，从而满足下游连续运转的需求。如何针对不同行业的客户需求，提供一套从技术和经济性上都健壮而且灵活 的方案，需要生态体系中的各方携起手来，共同打造经典的示范项目，可复制， 可规模化。其次是氢能应用的安全性的问题。一说起氢能利用的安全性，大多数人脑海里会闪现百年前氢飞艇爆炸的场 面。事实上，近百年来，人类一直在制储运用氢。氢的安全在技术上已经解决， 并不是问题。目前在我国，氢和汽油，柴油，天然气一样，都被归为危化品一类。 我们在汽油，柴油天然气等危化品的安全防范和处理上多年来积累了许多实践经 验。氢能应用潜在的安全性风险，在于新应用场景

16、，以及规模化应用。这里技术 手段依然不是根本问题。而是人的意识，以及行为习惯会带来潜在风险。目前氢 能应用逐渐向规模化发展，项目开发商，投资机构，EPC整体系统集成商，关键 产品部件的供应商等对大规模项目风险的认识程度不尽相同。如果在行业规模化 发展的初期盲目压低价格，会造成一些供应商为了最低价中标而采用更便宜的材 料和组件，并降低系统设计裕度。这里一旦发生事故，会对整个行业带来冲击， 就向2011年3月福岛核电站事故，对全球核电产业的发展带来巨大的冲击和影 响。因此产业内的各方对于绿氢应用安全性的重视，应该高于对绿氢应用经济性 的考量。2021年9月24日晚，联合国秘书处组织召开联合国能源高

17、级别对话会。国 家能源局局长章建华指出：“作为全球能源科技发展的推动者，中国将加快部署 新型储能、氢能等关键技术的研发、推广和应用。”这样的顶层设计将推动整个 生态体系，从而加速氢能产业的发展。另外一个利好消息是中国在加快有关碳税, 碳资产，和碳交易的实践。我相信这些举措都将加快催生更多对绿氢规模化的需 求。而规模化的需求必将拉动投资以及技术和产业更新换代的迭代速度，从而在 供给端真正替代目前的化石能源方案。4 .氢能发展现状与前景展望近期，氢能作为推动全球能源转型的一种可行技术路线，逐渐成为世界能源 领域的热点话题，从欧美政府到国际能源署等重要国际组织，都对氢能经济寄予 厚望。我国也在今年国

18、民经济和社会发展计划的主要任务中，首次提出要制定国 家氢能产业发展战略规划。全球氢能产业处于快速发展前期，预计随着技术研发和产业资本的持续投 入，未来1020年全球氢能产业将迎来快速发展的重大机遇期。4.1. 氢能发展潜力再获国际关注20世纪70年代以来，受石油价格冲击，各国开始关注氢能研发与应用。21 世纪初以来，受全球气候变化和环境问题影响，节能减排和能源清洁化步伐加快, 氢能在能源转型中的潜力再次获得人们关注。氢能是理想的清洁二次能源，用可 再生能源制氢，用储氢材料储氢，用氢燃料电池发电，将构成“净零排放”可持 续利用的氢能系统，成为可再生能源之外实现“深度脱碳”的重要路径。氢能发展潜力

19、越来越被国际认可，欧美日韩等地区和国家积极制定支持氢能 投资政策。截至目前，占世界GDP70%的18个国家制定了氢能发展战略，全球 直接支持氢能源部署的政策总计约50项。美国自2010年以来，每年对氢能和燃 料电池的资助达1亿2.8亿美元。欧洲燃料电池和氢能联合组织于2019年2月 发布欧洲氢能路线图：欧洲能源转型的可持续发展路径研究报告，提出了欧 盟面向2030年、2050年的氢能发展路线图；欧盟委员会于2020年3月10日宣 布成立“清洁氢能联盟”；日本将“氢能社会”纳入国家发展战略，2014年以来 先后制定第四次能源基本计划氢能基本战略第五次能源基本计划氢 能与燃料电池路线图，计划到20

20、25年，燃料电池汽车数量达到20万辆，到2030 年达到80万辆，燃料补给网络包括900个加氢站，是目前的9倍左右。欧美日韩等地区和国家在积极推动氢能发展的同时，相互之间的合作意愿强 烈，在2019年G20(大阪)峰会召开期间，美日欧三方签署关于未来氢能和燃 料电池技术合作的联合声明，致力于未来氢能及燃料电池技术全面合作，引导 能源体系向氢能过渡。近日，加拿大正在制定国家氢能战略，以加速推进能源产 业清洁转型；而德国则联合法国、荷兰、奥地利、比利时与卢森堡等国，呼吁欧 盟尽快就氢能源技术进行立法并增加资金支持。虽然氢能在能源转型中的潜力再受关注，但全球制氢的最主要原料是化石能 源。目前，全球氢

21、气年产量约为7000万吨，其中76%以天然气为原料，剩余部 分(23%)几乎都以煤炭为原料，电解法制氢仅占1%。每年氢气生产共消耗天然气 约2050亿立方米(占全球天然气总消耗量6%),煤炭1.07亿吨(占全球煤炭总消 耗量的2%)。尽管化石能源制氢技术相对成熟，但存在碳排放问题，加装碳捕捉 与封存装置(CCS)是缓解碳排放的一个措施。随着近年来可再生能源发电成本快 速下降，直接利用可再生电力电解水制氢成为关注焦点。当前，越来越多的国家和机构投入到大型可再生能源制氢的研究与项目开发 中。近日，由欧洲氢能组织、沙漠计划、非洲氢能伙伴计划、乌克兰氢能委员会 等机构联合发布的绿色制氢：欧洲2X400

22、0万千瓦倡议提出，在北非和欧洲 地区分别建设4000万千瓦清洁光伏/风电电解制氢设备和互联互通管道设施，并 预计到2025年制氢成本可降至1.622.16美元/千克。全球正在推进中的可再生 能源制氢项目规模迅速扩大，从2019年10月份的320万千瓦提高到2020年3 月底的820万千瓦，近期新增在建项目的单个容量都在10万千瓦及以上，主要 分布在澳大利亚、法国、德国、葡萄牙、英国、美国、荷兰、巴拉圭。4. 2.面临五大挑战近年来，氢能作为潜在新兴能源，逐步进入中央和地方政府中长期规划视野。 在中国制造2025能源技术革命创新行动计划(2016-2030年)新能源汽车 产业发展规划(2021-

23、2035年)“十三五”国家战略性新兴产业发展规划等多 个国家规划中，明确提出将“氢能与燃料电池”作为战略重点，能源法(征求意 见稿)中首次将氢能列入能源范畴。2019年、2020年，氢能均写入国务院政府 工作报告。在地方政府层面，仅在2019年，山东等多个省市就出台了 70多条氢 能和燃料电池汽车激励政策。事实上，我国已经是世界上最大的氢能生产国和消费国。全球投入运营的煤 气化厂达130座，其中80%位于我国。国家能源集团拥有煤气化炉80座，年产 氢气总量达800万吨，约占全球氢气总产量的12%。2017年以来，我国氢能及 燃料电池汽车产业快速发展，截至2019年年底，在建和已建的加氢站有13

24、0多 座，其中61座已经建成，投入运营的加氢站有52座。目前，我国已形成京津冀、 长三角、珠三角、华中、西北、西南、东北7个氢能产业集群，相关的产业配套 和商业化应用体系也在逐渐探索和完善，在示范运营区域运行的各类汽车近 4000辆，燃料电池商用车产销和商业示范应用的规模位居国际前列。尽管我国氢能产业发展已经具备一定基础，但是要破解我国能源发展难题， 发挥氢能在我国能源转型中的巨大潜力，还有不少现实问题和挑战亟待解决。第一是公众认知问题。氢气的化学性质活泼，长期以来，我国一直将氢气作 为危化品进行管理，应用领域局限在化学品，未将氢能作为能源管理，公众认知 水平较低。事实上，各种实验数据表明，氢

25、气的危险系数低于油气。只要具备较 强的技术支撑和安全运行管理能力，按照规范操作和使用，氢的安全性是可控的。第二是顶层设计问题。不论是从氢能的生产、储运，还是技术要求等环节， 目前国家对于氢能的支持仅出现于新能源发展等政策中，还没有专门的氢能政 策，尚未制定专门的氢能产业发展规划，也没有出台能够提振市场预期的发展路 线图，上下游产业不协调问题较为突出，氢能产业长期可持续发展将受到严重制 约。第三是技术装备问题。燃料电池等氢能装备关键零部件较多、系统较复杂， 用材特殊、制作工艺繁琐，但我国相关核心技术和设备自主化程度不足，核心零 部件和关键材料尚依赖进口。氢由化学品转为能源，在生产、储运、终端设施

26、以 及应用领域产品开发等全产业链上都需要有创新型技术作为长期支撑和引领。第四是基础设施问题。氢能基础设施尤其是加氢站的建设布局，在很大程度 上限制了氢能经济的规模化，制约了氢能汽车的市场发展。截至目前，我国加氢 站仅有寥寥数十座，分布到有关省市更是屈指可数，加氢站建设主体众多，缺乏 国家统筹和政策配套措施。加氢站及相关基础设施的布局能否快速启动，其实又 取决于氢成本的下降速度以及加氢站运营过程中政府的补贴力度。第五是发展成本问题。氢气需要二次制取，运氢、储氢、加氢各环节成本较 高，引发人们对氢能经济性的质疑。现阶段氢能成本高，是技术原因，更是应用 规模有限所致，国际能源署、国际氢能委员会、彭博

27、新能源财经等机构的研究均 表明，产业规模化是降低氢能成本的关键。当前，可再生能源制氢成本高达37.5 美元/千克，但随着可再生能源成本的下降和氢气产量扩大，到2030年利用可再 生能源制氢的成本可以在目前的基础上下降30%。目前车用氢燃料电池的成本为 230美元/千瓦，预计近期可以降到180美元/千瓦，远期下降到50-75美元/千瓦, 届时高里程氢燃料电池汽车的经济性将超过电动汽车。4.3. 需多方协同发力从世界范围看，氢能发展已经越来越受到各国政府、能源生产企业、装备制 造企业和研究机构的关注。国际氢能委员会预测，到2050年全球氢能占能源比 重约为18%,氢能产业链产值将超过2.5万亿美元

28、。全球氢能产业已处于快速发 展前期，预计随着技术研发和产业资本的持续投入，未来1020年全球氢能产业 将迎来快速发展的重大机遇期。我国是世界第一大能源生产国和消费国，能源生 产和消费结构均以化石能源为主，应对气候变化、保护生态环境面临巨大压力和 挑战，氢能巨大发展潜力为破解我国能源发展难题提供了新的可能性。鉴于氢能 技术要求高、产业链复杂、投资需求大，需要政府、企业和行业组织等多方协同 发力，抢占未来氢能经济发展先机。首先，规划先行。加快顶层设计，尽快制定出台国家氢能产业发展战略规划, 明确氢能在我国能源体系中的定位，根据我国不同区域的资源、市场、产业等特 点，整体规划氢能产业重点发展区域，提

29、出氢能产业发展路线图，整体规划氢能 产生、运输、储存、利用等全环节发展路径。绿色氢能经济规模亟须扩大。总体 看，在氢能市场发展初期，继续发展低成本工业副产制氢，结合清洁能源基地建 设探索开展可再生能源电解制氢项目示范；发展中期，可在煤制氢基础上配置碳 捕捉与封存设施，推动可再生能源电解水制氢产业化；发展远期，随着我国能源 结构转向可再生能源为主的多元格局，可再生能源电解水制氢将成为制氢主流方 案，煤制氢配合碳捕捉与封存技术、生物制氢等技术成为有效补充，实现整体绿 色规模经济。其次，技术引领。氢能发展离不开全产业链技术创新和突破。依托大型能源 企业成立国家级联合研发和推广应用平台，有效整合社会资

30、源，推动全社会相关 领域科研力量的广泛参与和协同攻关，聚焦核心技术，加快突破薄弱环节，同时 也为新技术新产品的推广应用提供成熟的产业依托和试用平台，健全产业标准体 系。最后，政策支持。政策主要解决氢能产业“鸡生蛋、蛋生鸡”的问题。众所 周知，依靠强有力政策扶持，丹麦成为世界风电的先行者，丹麦也据此催生了全 球领先的风电产业链，培育了当今世界最大的风机制造商和最大海上风电开发 商。我国应借鉴对新能源发展初期的政策支持经验，从基础研发投入、财政补贴、 扶持重点企业以及标准规范、开展示范项目等方面，制定出台支持氢能产业持续、 稳定发展的金融财税优惠政策，鼓励市场主体积极投资和参与氢能产业，实现政 策

31、支持-规模扩大-成本降低-投资聚集的良性循环。4. 4.积极应对气候变化背景下，氢能发展热度不降反升2020年绿色转型步伐加快，氢能备受青睐。新冠疫情使得全球经济经历二 战以来最为严重的衰退，但绿色转型的步伐并未因此停止，中国、欧盟、日本、 加拿大、南非等国家和地区相继提出了 “碳中和”目标，美国总统拜登也宣布重 返巴黎协定，并多次提出不迟于2050年达成碳净零排放。绿氢具有的低碳、 清洁、灵活等特点，有望成为实现“碳中和”战略的重要组成部分，备受全球主 要国家和地区青睐。截至2020年底，G20国家中已有九个国家和地区发布了氢 能发展战略，还有七个国家和地区已开展氢能应用试点示范，并正在推进

32、氢能战 略前期研究工作。例如，德国在国家氢能战略中指出，氢能对德国实现“碳 中和”目标的作用不可替代，应大力发展可再生能源电解水制氢，并将绿色氢气 用于工业、交通等“难以减排领域”。为此，德国将投入90亿欧元打造氢能供应 链及应用示范，力争成为全球绿氢技术领导者。政府层面的高度关注，也催生出 一批“明星项目二例如瑞典钢铁集团于2020年8月投产的HYBRIT氢能炼钢 项目、英国启动的“HyDeploy”天然气掺氢项目、沙特与美国空气集团建设的 “绿氢合成氨”项目等。我国氢能发展也保持迅猛发展势头，规划政策利好不断。2020年，全国共 有超过30个地方政府发布了氢能发展相关规划，涉及加氢站数量超

33、过1000座、 燃料电池车数量超过25万辆，不论是规划数量还是发展目标，均比2019年有大 幅提升。特别是2020年9月，北京市发布了氢燃料电池汽车产业发展规划 (2020-2025年)，提出了到2025年推广1万辆氢燃料电池汽车的目标，并补齐 了京津冀氢能产业集群的“最后一块拼图”。据高工氢电分析，2020年，中国氢 能产业投融资规模为712亿元，在氢燃料电池产业链的投融资金额达515亿元， 部分先发地区产业集聚效应初步形成，汇聚产值规模突破千亿元。2020年9月 21日，财政部、工业和信息化部、科技部、国家发展和改革委员会、国家能源 局发文“开展燃料电池汽车示范应用工作”，聚焦商用车和绿氢

34、两大场景，采取 “以奖代补”方式，对开展燃料电池汽车关键技术产业化和示范应用的城市群给 予奖励，力争形成布局合理、各有侧重、协同推进的燃料电池汽车发展新模式。 该政策毫无疑问为氢燃料电池汽车发展打了一剂“强心针”，更是在全国各地掀 起了申报热潮，甚至还出现了多个跨省级行政区域联手申报城市群的案例。4. 5.氢燃料电池汽车遭遇市场寒流，氢能多元化应用取得积极进展2020年，氢燃料电池汽车遭遇市场寒流，产销量双双下降。据中国汽车工 业协会发布的信息显示，2020年，燃料电池汽车产销分别完成1199辆和1177 辆，同比分别下降57.5%和56.8%,其中一些月份还出现了“个位数”产销量。 诚然，受

35、到疫情影响，燃料电池汽车供应链受到冲击，但整个新能源汽车产业却 并未受到明显影响，全年表现抢眼，呈现出“逆势上扬、走出低谷”的迹象。据 统计，2020年，全国新能源汽车保有量接近500万辆，同比增长近30%。燃料 电池汽车发展陷入困局，本质上是“扎堆造车”的发展模式与氢能供应链、产业 链不健全之间矛盾的集中体现，也是氢能相关技术储备、企业实力和财政支撑能 力不足的现实缩影。2020年，氢能在我国多元化应用示范取得积极进展。在工业领域，全球最 大规模的太阳能电解水制氢储能及综合应用示范项目在宁夏宁东能源化工基地 开工，该项目是我国煤制烯燃行业首个引入绿氢的项目；由中国科学院大连化学 物理研究所研

36、发的千吨级液态太阳燃料合成示范项目，于2020年10月在甘肃兰 州通过中国石油和化学工业联合会组织的科技成果鉴定，该项目利用可再生能源 制氢制取合成燃料，为解决可再生能源消纳和二氧化碳利用问题提供了新的解决 方案；同年11月，特诺恩与河钢集团签订合同，开工建设绿氢直接还原铁工厂。 在能源领域，2020年9月，江苏锌德氢能获得我国首张燃料电池热电联产系统 认证，并于当年10月产品出口到了欧洲市场；同月，弗尔赛燃料电池发电系统 亮相西安交大信息物理融合能源系统联合实验室平台。4. 6.政策法规逐渐完善，引领氢能产业有序发展2020年，我国对氢能的发展共识逐步增强，产业政策法规不断取得创新突 破。2

37、020年，国家各相关部委发布了2020年国家标准立项指南国家重点研 发计划“制造基础技术与关键部件”等重点专项2020年度项目申报指南关于 加快建立绿色生产和消费法规政策体系的意见关于开展燃料电池汽车示范应 用的通知新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）新时代的中国能源发展 白皮书等文件，分别从标准法规、技术攻关、产业发展政策等层面，进一步明 确了国家对发展氢能产业的支持。与此同时，各部委积极推进氢能技术标准化工作，强化标准对技术创新和产 业发展的引领作用。2020年4月，工信部发布2020年新能源汽车标准化工作 要点，明确提出要推动研制燃料电池等重点标准，引领技术创新和产业升级。 2

38、020年6月2日，国家市场监督管理总局正式发布GB/T 38914-2020车用质子 交换膜燃料电池堆使用寿命测试评价方法、GB/T28816-2020燃料电池术语 和GB/T 38954-2020无人机用氢燃料电池发电系统三项燃料电池国家标准。 2020年6月12日，住房和城乡建设部发布了关于国家标准加氢站技术规范（局 部修订条文征求意见稿）和汽车加油加气加氢站技术标准（征求意见稿）公开 征求意见的通知，并于2020年年底完成了报批评审工作。此外，中国氢能联盟 还发布了全球首个“绿氢”团体标准，采用生命周期评价方法建立了低碳氢、清 洁氢和可再生氢的量化标准及评价体系。4. 7.技术进步成效显

39、著，核心产品成本下降超预期制储运等环节技术进步显著，共同构建安全、高效、经济氢能供应链。制氢 方面，我国碱性电解槽技术领跑国际先进水平，电解槽成本已下降至7000元/kW 左右，仅为发达国家的一半甚至更低;质子交换膜电解槽技术实现了“从无到有”, 单槽功率达到兆瓦级，但催化剂、质子交换膜等技术比较落后、成本较高。车载 储氢容器方面，我国三型瓶技术成熟已实现全国产化，四型瓶初步具备量产水平， 但由于碳纤维等关键材料大部分依赖进口，储氢瓶成本高于国外同类产品。储运 方面，我国仍以20MPa压缩氢气运输为主，45MPa（含以上）固定储氢瓶组性能有 待实践验证；液氢项目加速落地，中石化巴陵石油化工有限

40、公司和湖南核电有限 公司共同投资11亿元建设国内首座液氢工厂，鸿达兴业生产的液氢已完成首次 国内长距离运输，中科富海实现了我国大型氢液化设备的首次出口等。虽然燃料电池成本下降超预期，“千元千瓦”目标指日可待，但“卡脖子” 问题仍然存在。2020年，我国燃料电池电堆与系统集成水平大幅提升，并向高 功率、高集成、低成本方向发展。多家燃料电池生产企业推出了 lOOkW及以上 的电堆与系统，有力回应了 “功率低、适用场景有限”等质疑。同时，燃料电池 成本也在快速下降，广东国鸿等燃料电池电堆企业相继发布新产品，电堆价格最 低下探至2000元/kW以内，“千元千瓦”目标指日可待。在核心零部件方面，膜 电极

41、、空压机、双极板等国产化进展迅速，正快速缩小与国际先进水平的差距， 2020年成本同比降幅达30%以上。据统计，与2015年相比，2020年燃料电池电 堆性能大幅提升，其中，电堆功率提升37%,石墨板及金属板电堆功率密度分别 提升47%、50%,石墨板及金属板电堆寿命分别增长300%、67%,系统集成能 力大幅增强。但值得注意的是，关键材料技术对外依存度仍然较大，质子交换膜 和气体扩散层产业化仍未取得实质性突破，催化剂、氢气循环泵虽然已实现量产, 但性能指标及稳定性仍不及进口产品。4. 8.央企入局并持续发力，巩固和引领氢能产业发展2020年，央企加速入局氢能产业并持续发力，成为推动产业发展的

42、重要力 量。在我国提出“2030碳达峰”及“2060碳中和”目标的背景下，大型央企， 尤其是能源企业面临着低碳转型的迫切需求，氢能则是其转型的重要方向之一。 当前，我国涉足氢能的央企主要有能源企业、能源装备制造企业、钢铁企业、汽 车企业等。2020年，企业加速推进其氢能业务布局，主要表现在以下几个方面。一是加大与产业先发地区的氢能战略合作。2020年，国家及各地方政府涉 氢产业支持政策频出，我国氢能产业进入规模化发展前夜，央企加快氢能产业链 业务布局，积极与珠三角、长三角、京津冀等产业先发地区展开战略合作，抢占 产业发展高地。例如国电投与北京市签署协议，围绕氢能应用、绿电进京、能源 创新等展开

43、战略合作；中石化广东与广州黄埔区、广州开发区签订战略合作协议, 规划新建20座以上的加氢、加油、充电、非油、光伏发电等“五位一体”综合 能源销售站；一汽解放与佛山合作，在佛山高明区建设一汽解放南方新能源基地, 主要聚焦燃料电池商用车的研发生产。二是强化与氢能产业链头部企业的战略合作。近年来，央企依托其自身技术 及资源优势，积极布局氢能产业，已形成了技术积累及产业规模。2020年，央 企氢能产业发展呈现出与国内外氢能产业链头部企业合作的发展态势，提升研发 创新能力，拓宽业务范围，全力营造产业生态，向产业落地和市场开拓。以宝武 集团为例，2020年，宝武集团积极推进氢能产业发展，与重塑科技等民营企

44、业 开展氢能战略合作，并已成功运营10辆氢燃料电池半挂牵引车。三是推进氢能基础设施建设，拓宽氢能终端应用领域。2020年，央企加快 布局氢能基础设施。例如中石化具备丰富的副产氢资源、齐全的终端能源供应网 络，在加氢站等基础设施建设领域优势明显。据报道，截至2020年底，中石化 已经在北京、广东、上海等地建成9(X)0kg/d的高纯氢供应能力，正在布局可再 生能源制氢项目；已建成10座油氢混合加氢站，其中9座已正式运营。与此同 时，央企还积极拓宽氢能应用领域，其中，国家能源集团自主研发的首套20kW 固体氧化物燃料电池(SOFC)发电系统试车成功；宝武集团打造氢能供应链的同 时，将探索发展氢冶金

45、。4.9. 我国氢能发展展望及建议2021年，我国氢能产业发展或将按下“快进键”。随着国家重点研发计划“氢 能技术”重点专项的实施，氢能绿色制取、安全致密储输和高效利用等关键技术 将取得突破，产业自主可控程度有望提升；在应用方面，随着氢燃料电池汽车示 范城市建设工作的启动，将有望带动燃料电池汽车推广走出颓势，同时，氢能在 化工、钢铁等“难以减排领域”的应用，也有望得到更多重视和发展。为更好地 推动氢能产业发展，提出以下四方面建议：首先，围绕“碳中和”目标制定出台氢能发展战略规划。2020年我国已向 全球做出2030年前“碳达峰”和2060年前“碳中和”庄严承诺，彰显了构建“人 类命运共同体”的

46、大国担当。作为全球最大的发展中国家和工业化国家，我国实 现碳中和”目标难度更大、时间更短、挑战更多。氢能具有的清洁、低碳、灵 活等特点，能够成为“难以减排领域”深度脱碳的重要解决方案，建议在“碳中 和”战略的制定过程中予以高度重视。同时，氢能发展战略也应紧紧围绕“碳中 和”目标来制定，确保氢能与现有能源体系更好融合、相互促进、共同发展。第二，加强国企与民企合作，共同打通氢能供应链。我国氢能产业已呈现出 国企和民企共同参与的局面。由于氢能产业尚处于发展初期，存在技术不确定性 较大、基础设施建设滞后、社会认知不充分等问题，需要国企和民企各尽所长， 共同打通氢能供应链。建议国企侧重氢能供应链中上游，

47、即氢能资源开发、基础 设施建设等环节，为氢能“降成本”、提供基础性公共服务等；民企侧重氢能供 应链下游，即技术研发、关键材料设备制造等，特别是及时响应国内外市场变化, 与时俱进调整产品结构和技术路线。第三，因地制宜、分型分策推进氢能综合示范区建设。近几年，尽管全球很 多国家对此都开展了积极探索，但尚未形成“放之四海而皆准”的发展模式。建 议各地区、行业立足于氢能产业格局和当地实际情况，综合考虑资源禀赋、产业 基础、现实诉求等因素，选择有代表性的地区、有所侧重进行示范，加快技术攻 关、提升制造水平、创新体制机制，与燃料电池汽车示范政策形成互补、互促， 共同探索氢能在我国的发展路径、技术路线和商业模式，为氢能大规模融入能源 生产和消费体系，提供经验借鉴。第四，积极开展国际合作交流，树立氢能发展“中国模式二在积极应对气 候变化、加快推进能源转型的背景下，我国已成为全球最活跃的新能源市场，氢 能产业更是已开始吸引全球头部企业和高端人才团队集聚。未来，应以可再生能 源资源优势、巨大的终端应用市场空间为依托，更加积极地开展国际技术、产业 和贸易合作，带动我国氢能技术快速提升，提高在国际氢能产业圈的影响力，保 持在全球氢能产业的“第一梯队二