氢能源行业调研报告

随着氢燃料电池汽车的推广，氢气市场需求递增，加氢站建设驶入快车道。截至 2020 年 2 月，我国加氢站共有66座。国家要在2年内对氢能立法，这是迄今为止氢燃料电池行业的最大利好， 氢能源行业风口将至。此外，根据国家规划，规划2020/2025/2030年分别建成100/300/1500座，十年间年复合增速达31.1%。到2050年加氢站数量将达10000座，行业产值达12万亿元。广东上海加氢站建设领先截至 2020 年 2 月，我国加氢站共有66座，仍有较大上升空间。广东省以17座的数量排在首位，其次是上海市，拥有10座加氢站。固定式加氢站逐渐增多能源综合站、站内制氢加氢站是2019年的新基调，加氢站类型逐渐由内部示范运营站向能服务于未来商业化运营的商业加氢站转变，加氢站类型将多元化。目前，国内固定式加氢站数量正在逐渐增加，其比例已从2019年上半年的占比59%已上升至2019年年底的63%。另外，站内制氢油氢合建也将成未来潜力“明星”加氢站类型，更加符合用户体验的固定站数量也将逐渐增多，超高压储氢和液氢加氢站将助力未来商业化运营。氢气市场需求递增 加氢站建设驶入快车道整体而言，中国氢能市场发展初期(2020-2025年左右)，氢气年均需求约2200万吨;氢能市场发展中期(2030年左右)，氢气年均需求约3500万吨;氢能市场发展远期(2050年左右)，氢气年均需求约6000万吨。政策重大利好在《中国制造2025》、《节能与新能源汽车技术路线图》、《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书(2016)》中提出了2020-2030年加氢站建设的规划。进入2019年，广东、山西等10个省份将发展氢能写入政府工作报告，山东、河北浙江等省份陆续发布本地氢能产业发展规划。2020年3月发改委、司法部印发《关于加快建立绿色生产和消费法规政策体系的意见》，要在2年内对氢能立法，氢能源行业将迎来前所未有的发展机遇。氢能将成为中国能源体系的重要组成部分。预计到2050年氢能在中国能源体系中的占比约为10%，氢气需求量接近6000万吨，年经济产值超过10万亿元。全国加氢站达到10.000座以上，交通运输、工业等领域将实现氢能普及应用，燃料电池车产量达到520万辆/年，固定式发电装置2万台套/年，燃料电池系统产能550万台套/年。未来加氢站的类型逐渐多样化，也将趋向于更加专业化和标准化，央企国企成为加氢站的主要建设者，加氢站分布更加合理。通过统一筹备配合地方 政策，加氢站将在全国各地多点开花，形成更加完备的上游产业配套。未来绿色供氢比重上升目前，国内氢能产业尚处于市场导入阶段，除部分气体公司外，市场化供氢渠道有限。结合不同技术路线制氢的产能、经济性以及碳排放情况，不同地区须依据其资源禀赋进行选择。在氢能市场发展初期，氢气作为燃料增量有限，工业副产制氢因成本较低，且接近消费市场，将成为有效供氢主体，部分地区可探索开展可再生能源电解制氢项目示范。发展中期，煤制氢配合CCS技术，可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体，积极推动生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术示范，氢气实现长距离大规模输运。发展远期，中国能源结构从传统化石能源为主转向以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有效供氢主体，煤制氢配合CCS技术、生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术成为有效补充，整体氢能供给充裕，并可实现千万吨级绿色氢气出口。以上数据来源于前瞻产业研究院《中国氢能源行业发展前景预测与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】文/刘群 张红林 官思发 李言瑞，中国核科技信息与经济研究院，高科技与产业化我国是全球最大的氢生产国，丰富的资源为发展氢能产业奠定了物质基础。氢能作为一种高能量密度、清洁高效能源，在解决能源危机、全球变暖及环境污染等方面可发挥重要作用。我国已将氢能产业作为战略性新兴产业，从鼓励创新与投资、奖励与优惠等多方面颁布了多个支持政策，各级地方政府与企业积极开展产业布局和项目建设。一、氢能产业的特点氢能产业是涵盖氢气制备、储存、运输、加注、燃料电池到终端应用的庞大产业链（见图1），产业链整体具有技术含量高、投入大、产出慢、市场化程度高、竞争激烈、政策依赖性强等特点。其不同环节具有各自特点。1.制氢环节氢作为二次能源，每年氢气产量约2500万吨，占全球总产量40%以上，年产值超过1200亿元。总体上，国际上制氢的方式有很多种（见图2），我国超过95%的氢气生产主要依靠化石资源，化石资源制氢工艺成熟，原料价格相对低廉，其中煤制氢是当前最为经济的制氢途经，但会排放大量的温室气体，对环境造成污染，而电解水制氢仅占比2%~4%。2.储运环节氢作为能源，用在燃料电池上，由于制氢与用氢不在同一地点，必然需要储存和运输两个服务性环节。运氢方式主要有气氢拖车运输、气氢管道运输和液氢罐车运输。其中，气氢拖车运输技术成熟，是国内最普遍的运氢方式，但运输效率低，适用于小规模、200公里内的短途运输，40吨重的长管拖车大约只能运输400千克氢气。随着用氢量的逐渐增加，迫切需要解决氢气的长期、大规模、低成本储运难题。3.加氢站环节加氢站建造是高科技含量、高成本和高附加值环节。随着氢燃料电池汽车的广泛应用，未来加氢站具有分布广、需求量大的特点，总体上，我国在运加氢站数量较少，基础设施建设和氢气储运成本高，导致加氢站的加氢费用高，用户选择加氢的意愿不强。利用已有的加油站，建造油氢合建站是提高加氢普及度和经济性的一种现实选择。4.氢燃料电池环节氢燃料电池是整个产业链的核心技术和制高点，诸多国内外企业纷纷开展技术攻关和产业化发展，竞争激烈，未来需求量大，需要与氢燃料电池汽车等动力装置配套发展。燃料电堆是燃料电池的核心部件，降低燃料电堆成本的关键在于核心组件膜电极的技术突破，膜电极中的催化剂大量使用稀缺的铂金属为原材料，价格昂贵。因此，降低铂金属用量或寻找铂金属替代品将成为降低氢燃料电池成本的主要方向。5.终端应用氢燃料电池汽车是氢能产业的重要应用领域，相比传统燃油汽车，具有无污染的优势；相比电动汽车，具有高续航、加注时间短的优势，这些优势决定了氢燃料电池汽车可成为能源交通领域的发展趋势。但是目前由于成本不具备竞争力，发展初期严重依赖政策支持。随着技术进步以及规模效应带来的成本下降，将推动氢燃料电池汽车产业快速发展。氢能除了作为移动能源外，还可以用于固定能源，作为建筑、社区等的供能载体和备用能源；还可以用于氢冶金、汽油精炼工艺、玻璃磨光、黄金焊接等多个领域，扩大低碳氢的工业应用范围。二、国外氢能产业发展现状与趋势日本、韩国、美国、德国和法国等国都从国家层面制定了氢能产业发展战略规划与线路，如日本的《氢能基本战略》、美国的《氢能经济路线图》、欧盟的《欧洲绿色协议》中的“绿氢战略”、韩国的《氢经济发展线路图》等，持续支持氢燃料电池的研发、推进氢燃料电池试点示范以及多领域应用，已在产业链构建、氢燃料电池汽车研发方面取得优势。特别是日本，经过四十多年的努力，丰田旗下的氢燃料电池汽车销量已过万台，其产能拟在两年内扩大10倍。根据国际氢能联合会发布的《氢能源未来发展趋势调研报告》预测，至2050年，氢燃料电池汽车将占全球机动车的20～25%，创造2.5万亿美元的市值，承担全球约18%的能源需求。三、我国氢能产业发展现状与趋势分析（一）国家持续出台支持氢能产业发展的政策自2011年以来，政府有关部门从战略定位、产业结构、科技创新、财政金融等多个方面相继发布了一系列支持政策，引导鼓励氢能产业发展。2019年氢能首次被写入《政府工作报告》，明确提出“推进加氢等设施建设”；在我国2020年国民经济和社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。2020年4月10日，在《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》中，首次将“氢能”纳入能源范畴，此前氢能一直被定性为“危险品”。2020年4月23日，财政部、工业和信息化部、科技部、发展改革委联合发布了《关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》（财建〔2020〕86号），指出：“将当前对燃料电池汽车的购置补贴，调整为选择有基础、有积极性、有特色的城市或区域，重点围绕关键零部件的技术攻关和产业化应用开展示范，中央财政将采取‘以奖代补’方式对示范城市给予奖励。争取通过4年左右时间，建立氢能和燃料电池汽车产业链，自主掌握关键核心技术，形成布局合理、协同发展的良好局面。”可以说，氢能产业作为国家战略性新兴产业，正迎来政策性利好的发展机遇。（二）地方出台了多元化跟进政策并示范实施2017年以来，我国氢能产业发展如火如荼，上海、浙江省和江苏省等长三角地区、广东省的珠三角地区以及京津冀、海南、山东等30余个省、市出台了支持氢能产业发展的地方性政策百余项，结合产业链特点和各自的优势，提出了各自的发展重点，初步形成了长三角、珠三角、京津冀、山东半岛及中部地区等氢能产业集群和示范应用。截至2019年底，在建和已建加氢站130多座，其中52座已投运；在商业示范区运行的燃料电池商用汽车近4400辆，规模居国际前列。（三）央企积极布局开发氢能产业神华、国电投、东方电气、中国石油、中国石化、中车、中船重工等企业集团都结合自身优势，选择性进入氢能产业。通过总结，可以得出：一是大部分企业选择发展氢燃料电池；二是化石资源丰富的企业选择制氢与建造加氢站，打造产业链前段一体化体系，其中中国石油、中国石化等加油站分布广泛的企业，积极建造油氢合建站；三是设备制造企业，选择开发氢燃料电池汽车并配套开发燃料电池，打造后段一体化平台。除明确发展策略外，还从建立产学研用体制、股权激励机制以及设立产业发展基金等多方面配套保障措施。（四）氢能产业资本市场活跃目前，氢能产业处于起步阶段，距离大规模产业化仍然有较长的路程，但基于对产业未来高速增长的预期，上市公司纷纷投资氢能产业。2018年，我国氢能社会投资总额达到2000亿元；2019年氢能相关投资与收并购共48例，单个项目最大投资额为100亿元级别，以直接投资或间接控股方式参与氢能产业的A股上市公司超过70家，关联企业多达上百家。氢能概念股票纷纷大幅上扬，在不到8个月时间内，多家公司股票累计涨幅达到约50%~300%。按照投资领域可大致分为七类（储运及加氢站、电池、核心材料、产业园、零部件、全产业链及基金），具体分布占比见图3所示。从中可以看出，现阶段资本更倾向布局储运及加氢站、燃料电池领域；核心材料、关键部件的技术门槛高，参与者相对较少。（五）面临的主要问题1.氢能产业缺乏统筹规划我国虽然明确了氢能作为新能源的一种，氢能产业属于战略性新兴产业，但还没有制定支持氢能产业发展的规划。在高强度补贴政策的支持下，30多个省市积极布局发展氢能产业，由于缺少氢能产业链上下游环节的统筹布局、缺少攻克关键材料和核心技术的统筹安排，导致一定程度上存在着无序竞争和资源浪费等现象。2.氢能及氢燃料电池产业化存在技术短板和差距燃料电池系统作为氢燃料电池汽车的核心部件，而其中又以燃料电堆为重要组成部分，燃料电堆成本约占整车成本的30%。我国燃料电堆虽具备一定的技术储备，气体扩散层、质子交换膜、密封件等国内无量产，催化剂、膜电极、双极板等许多零部件实现了国产化，但在系统性能和总成本上较国外仍存在较大差距。总体上，我国氢能及燃料电池产业化在零部件、整个高端集成、电池寿命、成本、批量制备能力等方面，存在明显的技术短板和差距。3.氢燃料电池汽车成本高一是氢气在制备、储运等过程中需要很多技术处理，导致加氢成本上升;二是在使用环节，相比其他汽车，氢燃料电池汽车更为精密，因此维护成本高;三是配套设施方面，氢燃料电池汽车需要配套众多加氢站，加氢站需要配置大型压缩机等设备，成本比加油站和充电站高，过高的费用不利于提升市场需求。4.产业链相关标准及测评体系待完善氢能产业的标准和技术规范不健全，不能规范整个氢能产业的发展，制氢、储运及加注等标准缺失，同时氢燃料电池从部件到系统的标准不完善及测试评价体系不健全，很大程度上制约了氢燃料电池产品的商业应用和推广。（六）氢能产业发展趋势从中长期看（2025年以后），由于氢能独特的优势、能源转型的大趋势以及掌握核心技术、替代进口的战略需求，氢能产业具有非常大的发展空间。中国氢能联盟2019年发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》预计，到2030年，我国氢气需求量将达到3500万吨，在终端能源消费中占比5%，燃料电池商用车销量将达到36万辆；到2050年，氢能将在我国终端能源消费中占比至少达到10%，氢气需求量接近6000万吨，可减排CO2约7亿吨，其中交通运输领域用氢约2500万吨，约占该领域用能的20%。氢能产业具有极为广阔的发展前景，有望成为一个年产值数以万亿计量的大产业。“十四五”期间，氢能产业能否得到快速发展，主要取决于政策支持力度和产业链成本下降速度。四、企业发展氢能产业的机遇与挑战（一）机遇分析一是未来相当长时间内，发展氢能产业的最大机遇就是国家的大力支持。可以预计，未来相当长的时间，特别是氢燃料电池汽车核心技术自主发展成熟前，氢能产业都将处于政策性利好的发展阶段。二是国内30多个省市出台了扶持氢能产业的政策，主要以支持新能源汽车政策和环保政策的形式发布，这些都为氢能产业的发展提供了机遇。三是氢能产业的资本市场活跃，可以通过资本运作快速进入，是培育新经济增长点的重要途径。（二）挑战分析目前，发展氢能产业面临的主要挑战是经济效益问题，即控制成本、提高产品和服务的竞争力，通过开发氢燃料电池汽车，打破我国汽车市场长期被外国品牌垄断的局面，并快速形成经济增长点。五、企业积极布局氢能产业的措施建议从外部需求上，发展氢能产业符合未来能源和交通领域的发展方向、符合国家能源和科技创新战略。现阶段，发展氢能产业，机遇大于挑战。（一）坚持战略导向，“十四五”期间以战略性投资为主目前氢能产业整体处于发展初期阶段。“十四五”期间，在国家多种利好政策的支持下，企业发展氢能产业应以战略性投资为主，特别是“十四五”前期，围绕氢能产业链，加强科研投入和产业培育。横向统筹布局，形成合力；纵向从顶层设计到项目实施全方位推动。实现以点带面进入氢能产业，为后续产业化发展、形成经济增长点奠定基础。（二）通过资本运作，可快速进入氢能产业充分利用氢能产业市场化程度高和资本市场活跃的特点，以参股或并购方式进入制氢、加氢站、氢燃料电池、燃料汽车等高技术含量、高附加值环节，走产业化快速发展的道路。（三）坚持择优进入，打造产业链前段一体化体系加氢站必须有一个稳定、低价的氢源供氢，才能保证收益率。对于化石、电力等制氢资源丰富的企业，应统筹考虑开展制氢和加氢站一体化建设，至于储运环节，可利用社会资源，也可自主配套。（四）发挥资源优势，坚持协同创新综合企业在京津冀、长三角、珠三角等区域的资源优势以及企业与大学、科研院所的合作，联合开展制氢、氢冶金以及加氢站建设。此外，坚持自主与对外合作相结合，特别是与燃料汽车企业的合作，开发氢燃料电池，掌握氢能产业链核心技术，适时开展示范工程建设。（五）建立产业孵化平台和产业基金并推动股权改革氢能产业投资大、周期长，短期内难以盈利,建立氢能产业孵化平台，成立氢能产业基金，满足产业发展对资金的需求，减小企业的风险；开展混合所有制股权改革，调动科研人员的创新热情。免责声明：以上内容转载自能源情报，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

来源:人民网氢能具有燃烧热值高、清洁无污染、利用形式多、可储能等优点。11日发布的《中国氢能源及燃料电池产业发展研究报告》提到，我国是第一产氢大国，具有丰富的氢源基础；到2050年氢在我国终端能源体系占比至少达10%，广泛应用于交通、化工原料、工业、建筑等领域，成为我国能源战略的重要组成部分。在当日举行的2018年中国氢能源及燃料电池产业高峰论坛上，不少专家谈到，氢气燃烧生成水，可循环利用；来源广泛，既可借助传统化石能源如煤炭、石油、天然气等低碳化技术制取，也可以通过风、光、水等可再生能源制备；此外，中国市场巨大、应用前景广阔。尽管如此，我国氢能发展在燃料电池基础研究和技术发展、氢能产业装备制造、标准法规、政策等方面仍存在不少瓶颈。加氢站数量少、基础设施发展滞后便是其中之一。“我国已建成正式运营的加氢站大概15座，其中约10座为固定式，且大部分的加氢能力在200公斤以下。”中国工程院院士顾大钊认为，基础设施发展滞后的原因主要是核心设备技术指标落后、现阶段氢气需求量小、投资成本高等。分领域看，交通领域是氢能和燃料电池初期应用的主要市场。中国氢能联盟理事长、国家能源集团总经理凌文介绍，未来氢能将在小汽车、轨道交通、船舶、航天、物流系统、矿用车等领域广泛应用。以乘用车为例，到2030年，将发展100万辆燃料电池车，在建加氢站1000座；到2050年，氢燃料电池车和发电均实现大规模应用。根据《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》，氢能与燃料电池技术创新是重点任务之一。论坛上，国家能源集团准能集团、北京低碳清洁能源研究院和潍柴控股集团等还启动了200吨级以上氢能重载矿用卡车研发合作。继客运公交专线之后，中国氢能和燃料电池产业化发展在交通领域又迈出新步伐。（记者 丁怡婷）

从不同能源的燃油热值与发电建设成本方面考虑，氢能源均具优势。氢燃料电池作为全球能源可持续发展和战略转型的重要技术路径，目前已明确为全球能源和交通领域发力的重要支撑。目前，中国氢能产业已初步形成“东西南北中”五大发展区域， 截至 2020 年 2 月，我国加氢站共有66座。氢能源性价比极高氢能是指氢在物理与化学变化过程中释放的能量，可用于储能、发电、各种交通工具用燃料、家用燃料等。从不同能源的燃油热值与发电建设成本方面考虑，氢能源均具优势。从燃料热值角度看，氢能源高于天然气、汽油、煤和乙醇等其他能源。氢气燃料热值几乎 是其他化石燃料的 3 倍多。从发电建设成本来讲，氢能源发电建设成本最低。 EIA 数据显示，氢气发电建设成本仅 580 美元/千瓦，在光伏、风能、天然气、 生物质能、石油发电等众多方式中成本最低。交通领域渐成氢燃料电池核心应用场景氢燃料电池作为全球能源可持续发展和战略转型的重要技术路径，目前已明确为全球能源和交通领域发力的重要支撑。国外有英国、德国、法国、荷兰、日本等国都大力推出燃料电池汽车，并加大加氢站建设。我国也在大力推动氢燃料电池汽车绿色环保产业的发展。未来燃料电池有望在新能源汽车领域中占据重要的地位。中汽协数据显示，燃料电池汽车产销分别完成2833辆和2737辆，同比分别增长85.5%和79.2%。从2016年到2019年，国内燃料电池汽车销量逐年增加。或受到疫情影响， 2020年一季度燃料电池汽车产销分别完成了183台和207台，同比下降约19.7%和7.2%。中国氢能产业形成“东西南北中”五大发展区域目前，中国氢能产业已初步形成“东西南北中”五大发展区域。东部区域以上海、江苏和山东为代表，是中国燃料电池车研发与示范最早的地区;西部区域以四川省为代表，是国内可再生能源制氢和燃料电池电堆研发的重要地区;南部区域以广东佛山、云浮为代表，是中国燃料电池车大规模示范和加氢网络规划较为成熟的地区;北部区域以北京、河北和辽宁为代表，是中国较早开展燃料电池电堆和关键零部件研发的地区，并在2008年北京奥运会期间进行了燃料电池车试运行;中部区域以湖北和河南省为代表，是中国燃料电池重要零部件研发和客车大规模示范地区。加氢站达66座值得注意的是，中国加氢站数量虽有迅速增加，截至 2020 年 2 月，我国加氢站共有66座，仍有较大上升空间。广东省以17座的数量排在首位，其次是上海市，拥有10座加氢站。更多数据参考前瞻产业研究院《中国氢能源行业发展前景预测与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。

如需报告请登录【未来智库】。报告综述：燃料电池是一种将存在于燃料与氧化剂中的化学能直接转化为电能的发电装置。利用质子交换膜技术，使氢气在覆盖有催化剂的质子交换膜作用下，在阳极将氢气催化分解成为质子，这些质子通过质子交换膜到达阴极，在氢气的分解过程中释放出电子，电子通过负载被引出到阴极，进而产生电能。伴随着电池反应，电池向外输出电能。只要保持氢气和氧气的供给，该燃料电池就会连续不断地产生电能。技术专题分布：截至目前，在燃料电池领域已公开的专利中，发明专利有2551件，占比77.18%，实用新型专利有754件，占比22.82%。研究方向主要聚焦在燃料电池电极部件、燃料电池电动车辆的动力装置、燃料电池无机化合物生产、燃料电池氢能源的分离和净化、燃料电池电能存储系统以及燃料电池分隔件等方面。燃料电池专利申请人排名中，日本丰田以295项专利居首位。同时，中国、日本、美国、韩国也在积极布局，是燃料电池研发成果最多的国家。产业趋势：从氢燃料电池汽车动力系统成本构成来看，占比最大的是燃料电池系统，其造价约占总成本的三分之二，还有氢气储存系统和其他配件。要降低燃料电池系统成本，首要问题就是降低燃料组电池成本。主要降本措施：降低质子交换膜成本：质子交换膜成本占整车成本15%；降低铂金催化剂使用量或寻求替代品：铂金催化剂成本占整车成本6%；为了降低铂的使用量，各大公司持续研究，膜电极上催化剂铂的负载量从10mg/cm2降到0.02mg/cm2；美国能源部燃料电池技术办公室FCTO用新的d-PtNi催化剂替代了NSTFPtCoMn催化剂，使得燃料电池系统的价格下降了1.85美元/kW；丰田公司力求通过改进铂金材料的镀层技术来降低铂金催化剂的使用量；表面改性的多涂层结构金属双极板将大幅优化镀层成本：金属板强度高、加工性能好、导电导热性强、成本低等优点，开始在部分领域替代石墨。不过金属板在高温及酸性环境下易腐蚀，因此在金属双极板表面镀上金属防护层；规模化生产也会使得燃料电池系统价格下降：根据FCTO的研究，当生产1000套质子交换膜燃料电池系统时，燃料电池堆的成本为154美元/kW，燃料电池系统的成本为216美元/kW；而生产10000套质子交换膜燃料电池时，燃料电池堆的成本大幅下降到61美元/kW，燃料电池系统大幅下降到103美元/kW。我国燃料电池汽车主要应用质子交换膜技术目前国内市场上能提供质子交换膜燃料电池技术的公司主要有上海神力科技有限公司和新源动力股份有限公司。2013-2017年，中国质子交换膜燃料电池行业市场规模呈现不断增长的趋势。其中，2013年市场规模为1.50亿元，到2017年增长至2.46亿元。单以技术而言，我国质子交换膜燃料电池技术已接近国外先进水平，阻碍其大规模商业化应用的原因主要有两点，一是价格过高，二是寿命问题。开发新材料是解决这两大问题的必经之路，也是目前质子交换膜燃料电池研究的热点。预计未来几年，伴随着行业的进一步发展，我国质子交换膜燃料电池行业市场规模将呈现出逐年增长态势，到2022年行业市场规模有望达到5亿元。……报告节选（报告原文73页）：（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：中汽研）如需报告原文档请登录【未来智库】。

一、概念“十年半导体，百年碳中和”。2020年9月22日，在第75届联合国大会上，国家领导人提出：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”那么究竟什么是“碳中和”呢?字面意思来看, “碳”即二氧化碳，“中和”即正负相抵，综合起来说就是排出的二氧化碳或温室气体被植树造林，节能减排等形式抵消，但这并不代表着“零”排放，而是说使用清洁能源减少碳的排放和加大碳的吸收，做到碳排放和吸收的均衡，从而起到环保的目的，这就是所谓的“碳中和”。二、发展“碳中和”这个概念早在1997年就已经在美国问世，后来经过发展，实现了从“前卫”到“大众”的转变。2006年，《新牛津美国字典》将“碳中和”评为当年年度词汇；2013年7月，国际航空运输协会提出的航空业“2020年碳中和”方案浮出水面；2018年10月，联合国政府间气候变化专门委员会发布报告，呼吁各国采取行动，为把升温控制在1.5摄氏度之内而努力。三、原因碳排放过量是海洋生态系统破坏严重、海洋酸化、海平面上升、冰川退缩等现象的导火索。近年来，我国地表平均温升速率接近全球的2倍，海平面上升速度也高于全球平均水平。根据第三次《气候变化国际评估报告》，本世纪以来由于气候变化造成的直接经济损失平均占国内生产总值的1.07%，超过同期全球平均水平（0.14%）的7倍。显然，气候变化已对我国粮食安全、水安全、生态安全、能源安全、基础设施安全以及人民生产财产安全构成了较为严重的威胁。《巴黎协定》确立了2020年后，国际社会合作应对气候变化的基本框架。提出把全球平均气温，较工业化前水平升高幅度控制在2℃之内，并为把升温控制1.5℃之内而努力。世界气象组织的报告显示，2019年全球平均温度比工业化前水平高出1.1℃。面对持续增长的碳排放，从而导致的温度提升，实行“碳中和”刻不容缓。四、各方举措1.中国2018年8月1日，四川省举行了“碳中和”项目启动仪式，计划于2018年10月在成都龙泉山城市森林公园建设500亩“碳中和”林。用20年时间增加碳汇，用以完全抵消本次会议产生的921吨碳排放总量。2019年10月，第一期全国A级旅游景区质量提升培训班在陕西举办，并成为全国首个“碳中和”景区培训班。2020年12月24日，中国第一家从事“碳中和”基础研究的机构“中国科学院大气物理研究所碳中和研究中心”在北京正式挂牌成立。2021年1月，全国首个“碳中和”垃圾分类站落地四川成都，居民可以投放自己日常产生的可回收物，通过回收抵消碳排放量，还能获得收益。2021年3月5日，国务院总理在2021年国务院政府工作报告中指出，扎实做好“碳达峰”、“碳中和”各项工作，制定2030年前碳排放达峰行动方案，优化产业结构和能源结构。2021年3月15日，总书记主持召开中央财经委员会第九次会议，这次会议明确了“碳达峰”、“碳中和”工作的定位，尤其是为今后5年做好“碳达峰”工作谋划了清晰的“施工图”。2.美国2007年1月22日，几家大型企业敦促美国总统布什，要求美国政府采取行动限制二氧化碳等温室气体的排放。2014年11月，中美双方达成协议，承诺到2025年前将美国的温室气体排放在2005年的基础上减少26至28个百分点。中国也承诺在2030年前达到碳排放峰值后开始逐步减少二氧化碳排放，并会努力尽早实现。2015年3月19日，奥巴马签署了一项行政命令，要求美国联邦政府部门在2025年之前削减40%的温室气体排放。3.欧盟2018年11月28日，欧盟委员会发布一项长期愿景，目标是到2050年实现“碳中和”，即将净碳排放量降至零。4.北欧2019年11月，北欧国家芬兰、瑞典、挪威、丹麦和冰岛在芬兰首都赫尔辛基签署一份应对气候变化的联合声明。五国在声明中表示，将合力提高应对气候变化的力度，争取比世界其他国家更快实现“碳中和”目标。五.作用1.经济发展的信号，决定未来经济的走向和面貌比如，可再生能源行业将会迎来大发展机遇。而煤炭采掘、煤炭燃烧发电等行业会逐渐被淘汰，国民经济会受到全面的影响。2.对空气质量改善也会产生深远影响“绿水青山就是金山银山”，“碳中和”目标的提出，实际上就是提出了更高的空气质量改善目标。3.驱动能源新旧转换，提升国家能源安全工业化阶段，煤炭、石油、天然气等传统化石能源，其能量释放伴随大量二氧化碳的排放，是全球碳排放增量的重要来源。而“碳中和”战略则鼓励新型清洁可再生能源对传统化石能源的逐步替代，这将从根本上转变经济发展动力的“碳排放”需求。在逆全球化趋势下，能源安全重要性不言而喻。而“碳中和”战略，有望推动我国的能源安全战略从渠道端向源头端延伸，在根本上提升能源安全，增强经济发展确定性与稳定性。4.倒逼产能提效降耗，加速产业转型升级近20年工业部门能源消耗比例一直维持在65%以上，这直接决定了工业部门的“碳瘦身”成为我国“碳减排”的重要环节。一方面，“碳中和”战略将进一步倒逼低效产能的升级换代和落后产能的淘汰，另一方面还将推动国内工业制造效能的全面提升，通过加速电气化，互联化和智能化等多个维度切实推进工业部门的生产效能。5.从供给侧改革到经济转型，产业升级向各个行业不断渗透“碳中和”目标中单位增加值对应的碳排放，实际上是一个对各行业均适用的效能评价指标。而且这种指标更有利于推动产业各环节的全面升级，进一步推动中国制造从“高质量”走向“绿色高质量”。6.发掘中国优势，进一步提升中国影响力我国可再生能源优势显著，“零碳”新能源产能丰富。2013年以来，我国可再生能源总产能加速攀升。截至2019年底，我国可再生能源产能约75.86万兆瓦，同期欧盟和美国产能仅分别约为49.68万兆瓦和26.45万兆瓦，优势明显。从水能、风能和太阳能等“零”碳排放的能源产能看，我国太阳能和风能产能分别在2017和2018年超越欧盟，产能优势全球领先，而这些产能储备都将是我国“碳中和”目标实现的重要支撑。此外，我国采取行动积极应对气候变化，尽早达峰迈向近零碳排放，这不仅是国际责任担当，也是美丽中国建设的需要和保障。“碳中和”六大实现路径一、源头减量压减落后产能，限制高耗能产品，降低能耗进而减少二氧化碳排放。源头减量是实现碳减排的首要途径，也是短期内行之有效的措施之一。我国钢铁行业碳排放量占全国碳排放总量的15%左右，是国内碳排放量最高的制造业行业，目前钢铁行业源头减量最可能的方式有两种：1.压降粗钢产量；2.提高全废钢短流程工艺占比。压降粗钢产量短期见效快，但可能会给市场供需关系特别是普钢供需带来阶段性错配，进而形成供给缺口。对于煤炭行业，煤炭的高碳属性是没有办法改变的，但是可以通过技术手段加以清洁低碳利用，比如强化煤层气高效开采技术，通过煤制气等技术进行能源转化，从而解决部分高碳排放问题。2019年，煤炭占中国能源消费的58%，占全国二氧化碳总排放的80%；煤电装机高达10.4亿千瓦，占全球煤电总装机的50%。这要求中国严控新增煤电，淘汰落后产能。碳排放总量位居全国第三的江苏省，为了应对气候变化，按下低碳发展加速键。把降碳作为源头治理的“牛鼻子”，严格控制煤炭总量，持续压减低端落后化工、水泥、钢铁、玻璃产能，强化温室气体与大气污染物协同治理。二、能源替代即清洁替代，也就是说由清洁能源（如可再生能源）替代高碳能源，在源头上减少碳排放。发展新能源，推动能源结构转型是实现“碳中和”的关键。新能源的主要类型有太阳能、风能、氢能、核能，新材料储能等，与煤炭、石油，天然气等传统含碳化石能源相比，新能源在理论技术、利用成本、环境影响，管理方式等方面有显著不同。随着新能源技术快速发展和互联网+、人工智能，新材料等技术不断进步，新能源产业处于突破期，逐渐进入黄金发展期，已成为全球能源增长新动力，并将逐步替代化石能源，在“碳中和”进程中发挥关键作用。碳排放问题的根源是化石能源大量开发和使用，治本之策是转变能源发展方式，加快推进清洁替代和电能替代，彻底摆脱化石能源依赖。实现能源生产清洁化和能源消费电气化，是实现“双碳”目标最根本的措施。电能具有清洁、高效、安全、便捷等优势，是利用效率最高、经济效率最高的终端能源品种。能源消费环节加快电能替代、提升电气化率十分必要。随着工业、交通、建筑等领域电能替代推进，电能在全社会终端能源消费占比将从目前的27%提升至66%，这将带动电力需求快速增长，达到14-15万亿千瓦时。三、回收利用再生资源的回收利用可以有效减少初次生产过程中的碳排放，如废钢利用，塑料回收，动力电池回收以及垃圾分类。“碳中和”背景下，金属资源的循环利用不仅可以解决未来可能面对的资源短缺问题，也可以有效地实现节能减排，减少对环境的污染，是助力我国减碳的一条路径。我们知道电解铝是高耗能、高碳排放行业，生产一吨电解铝的碳排放为钢铁的6.2倍。2019年，我国电解铝碳排放量达4.3亿吨，约占全国总碳排放量的5%。限制电解铝，严控电解铝新增产能，支持再生铝应得到广泛应用。与此同时，对垃圾分类回收也是一个很不错的举动。2021年1月14日，全国首创“碳中和”垃圾分类站在成都落地使用，群众通过绿豆芽APP参与日常减碳行动，了解更多的“碳中和”知识，实实在在地参与到“碳中和”的环保行动中，为实现“碳中和”贡献自己的绵薄之力。四、节能提效能源再利用，提高公共建筑能效水平。改革开放以来，我国能源结构不断改善，能效明显提高，但仍不够革命性。产业偏重、能效偏低、结构高碳等瓶颈，使我国环境问题日趋尖锐。近年来，虽然我国已将能源强度、碳强度列入考核指标，能源弹性系数逐步下降，但目前能源强度依然是世界平均水平的1.5倍，这显然是不可持续的。如果这一数字提升至1.0，就意味着同等规模的GDP可节省十几亿吨标煤。因此，节能提效应为我国能源战略之首，成为绿色、低碳的第一能源，保障国家能源供需安全和能源环境安全的要素。特别是在当前以化石能源为主的能源结构下，节能提效应是减排的主力。“十四五”期间，能源行业要走上高质量发展新征程。化石能源要尽可能适应能源转型需要，如煤炭要实现清洁高效利用，石油行业仍要“稳油增气”，且要大力发展非化石能源。五、工艺改造工业过程中对生产工艺进行优化、升级、改造，主要集中在对电池技术升级、智慧电网、能源互联网等方面。面对碳排放总量大、高碳发展惯性强的严峻形势，中国要用不到10年的时间实现“碳达峰”，再用30年左右的时间实现“碳中和”，任务非常艰巨。因此需要在生产过程中对生产工艺进行优化、升级、改造。比如中国能源互联网实质是“智能电网+特高压电网+清洁能源”，加快发展特高压电网是构建中国能源互联网的关键。没有特高压电网，我国清洁能源无法大规模开发利用，雾霾、酸雨等环境问题不能根本解决，“碳中和”目标将难以实现。在电池技术方面，纯电动汽车的续航一直是大家最后诟病的。因此制造商可以改进技术，研发出更高容量密度的同类型电池，从而增加车辆的续航里程。六、碳捕集、利用与封存将高碳企业排放的二氧化碳收集起来，并用各种方法储存（地质封存、海洋封存）以避免排放到大气中的一种技术。我国能源系统规模庞大、需求多样，从兼顾实现“碳中和”目标和保障能源安全的角度考虑，碳捕集、利用与封存（CCUS）是我国实现“碳中和”目标技术组成的重要构成部分，是目前实现大规模化石能源零排放利用的较好技术选择，是“碳中和”目标下保持电力系统灵活性的主要技术手段。综合考虑CCUS技术在电力系统、工业部门的应用及其负排放潜力，研究显示，预计到2050年，CCUS技术科提供减排贡献为11亿-27亿吨二氧化碳。以上6种路径中，在其他减排路径经济技术较为一般或时间成本较高的情况下，短期压减产能或许是一条行之有效的措施。我们这里主要想分析的是能源替代，是因为无论从需求端还是供给端来看，能源替代符合战略性新兴产业发展规划，同时也是对“十四五”规划的很好践行。实现“碳中和”的能源替代一、供给侧：光伏、风电近年来，为了促进战略性新兴产业的发展，国家出台了多项扶持政策。在新能源产业方面，3月份，国家能源局等5部门联合发布了《关于引导加大金融支持力度 促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》，通过加大金融政策支持，聚焦市场企业关注的补贴拖欠问题，稳定市场预期。据估算，到2020年末，光伏、风电项目累计补贴缺口将达到4000亿元左右。本次通知的下发，从多个方面缓解风、光电项目在资金上的紧张局面，有利于在平价上网时代，风，电项目的平稳运营，明确了政府支持可再生能源发展的信心和决心。在《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》中，国家能源局相关负责人表示，为加快推动“碳达峰”、“碳中和”工作，将加快清洁能源开发利用，制定更加积极的新能源发展目标，推进陆上风电和光伏发电全面实现平价无补贴上网。据专家测算，2030年风电、光伏新增装机量分别为1.53、1.88亿千瓦。2060年风电、光伏新增装机量进一步达到为2.19、2.7亿千瓦。光伏、风电单位投资成本保持下降趋势，到2030年分别达到0.371元/瓦、5.63元/瓦。到2060年分别达到1.35元/瓦、4.5 元/瓦。预测“碳中和”将为可再生能源发电领域累计增加约84万亿元人民币的新增投资，其中光伏、风电装机建设投资规模约60万亿元。二、需求侧：终端电气化由于能源供给侧向绿色电力转变，所以需求侧的脱碳首先意味着终端电气化。根据国网能源研究院2019年12月的研究成果，终端电气化率在2050年达到50%以上，其中工业、建筑，交通部门分别达到52%、65%，35%。1.工业电气化2019年我国钢铁行业90%以上的产能采用高炉（BOF）技术，而电炉技术（EAF）仅占生产总量的9%，特别是以废钢为原料的短流程炼钢技术，碳排放量仅0.4吨二氧化碳/吨钢，若使用绿色电力为电炉供能，则碳排放量可降为0。2.建筑电气化制冷、照明、家电已经实现了100%电气化，供暖和烹饪的电气化推进较为缓慢。我国北方城镇普遍实行集中供暖，主要热源为燃煤热电联产和燃煤锅炉。建筑部门电气化需综合考虑公共部门与居民住宅，也要考虑南北方气候差异。随着人民生活水平提高，家用电器的数量和使用强度呈上升趋势。未来采暖电气化应逐步替代燃煤锅炉，炊事电气化应重点关注餐厅电气化和住宅炊事习惯引导。3.交通电气化发展新能源汽车是我国实现“碳中和”目标、应对气候变化、推动绿色发展的重要国策。2020年中国新能源汽车产销量双双突破130万辆，全国新能源汽车累计保有量已经超过500万辆。2021年是“十四五”的开局之年，从政府工作报告中可以看出，随着新能源汽车后市场基础设施建设的加速，政府不断在消费端释放利好信号，为稳定新能源汽车消费市场发展建立更多长效机制。增加停车场、充电桩、换电站、电池回收等设施，将进一步完善新能源汽车产业链结构，加快推进新能源汽车代替传统汽车的进程。氢能源汽车和电动汽车同属于新能源汽车赛道，电动汽车的快速发展，对于氢能源汽车来说是一个良好的势头，具有一定的发展共性。氢能源汽车的发展将有望推动其上游氢燃料电池的发展。氢燃料电池产业链介绍一、上游：氢能供应商（制氢、储氢、运氢、加注）和组件供应商中国制氢规模居世界第一，2019年全年氢能源产量超过2100万吨，目前主要包括煤制氢、天然气重整、甲醇重整制氢和化学工业副产制氢、电解水制氢等方法。其中，东中部地区能源相对紧缺，环境约束要求高，经济承受力强，以工业副产氢、甲醇制氢为主；西北地区有大量的煤化工工厂、焦化工厂、氯碱工厂；西南地区有大量的天然气合成氨、天然气甲醇工厂，也有煤化工工厂，均可成为氢源。总的来说，中国的制氢技术处于较成熟的阶段，产氢形式比较多，氢能产能充分。目前使用比较广泛的储氢手段有高压储氢、液态储氢、金属氧化物储氢、碳基材料储氢以及化学储氢等。电池组件包括燃料电池电堆、空压机、水泵、氢泵、储氢器、加湿器等，其中电堆又可划分为双极板、电解质、催化剂、气体扩散层。目前常用的商业化质子交换膜是全氟磺酸膜，国内的武汉理工新能源公司、山东东岳集团、上海神力科技、大连新源动力和三爱富都有均质膜的生产能力。燃料电池催化剂主要生产商国内大连化物所具备小规模生产的能力；制备气体扩散层的炭材料，我国对炭纸的研发主要集中于中南大学、武汉理工大学以及北京化工大学等，上海和森公司已有小批量碳纸产品。总的来说，在组件供应方面，我国自己具备了自己生产的能力。二、中游：氢燃料电池产业链中游是燃料电池系统的组装部分，即将上游的材料和部件进行组装，集成到燃料电池系统。燃料电池系统分为燃料电池电堆和辅助子系统两大部分。目前我国氢燃料电池系统集成技术比较成熟，但冷启动温度一般为-20℃，与丰田的-30℃还有差距。三、下游：燃料电池应用氢能是公认的最洁净的燃料，所以交通领域渐成核心场景。2019年中国氢能源汽车保有量为6459辆，我国氢燃料电池汽车目前确定的发展目标为：到2020年，实现氢燃料电池汽车技术规模化示范运行，示范车辆达到5000辆；到2025年，实现氢燃料电池汽车技术的推广应用，商用车达到万辆规模，乘用车规模达到4万辆。到2030年，实现氢燃料电池汽车的大规模推广应用，氢燃料电池汽车产销规模达到50万辆。在技术方面，氢能源汽车的续航里程，使用寿命都有一定的提高，氢燃料加注时间也明显缩短。比如宇通第3代氢燃料电池客车采用350MPa铝内胆碳纤维全缠绕储氢系统，实现了氢燃料加注时间仅需10分钟，单次加氢续驶里程达600公里；还结合了宇通睿控3.0技术，将电池舱体温度控制在15-35℃，满足氢燃料电池26℃左右的适宜工作状态，使其寿命也达到了5000小时。氢燃料电池未来发展前景通过上述对氢燃料电池产业链的分析，其上游氢能源行业符合能源转型需求，下游新能源汽车市场规模增长迅速，有望共同驱动氢燃料电池行业向好发展。一、产业链上的可能性在产业链的上游，制氢、储氢、运氢都已经相对成熟，比较薄弱的是加气环节，目前我国从事加氢核心设备研发的企业较少，主要依赖进口，自主产品发展不成熟，导致了我国加氢站建设成本较高。《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》提出了2020年建设100座加氢站，2030年建设1000座加氢站的目标，与此同时，国家也出台了相应的政策扶持氢能的发展。在电池组件中，催化剂是关键材料之一，常用的催化剂是Pt/C，由于世界上仅有少数国家生产铂金属，使得铂价格昂贵，此外还存在耐久性问题，所以目前的一些研究专注于开发寻找可以替代铂的、低成本的、资源丰富的催化剂。常用的质子交换膜是全氟磺酸膜，但由于成本高，不耐高温等缺点，各研究机构也在研究其他类型的膜，比如复合膜、高温膜、碱性膜等，这样就使得催化剂可选择的范围更宽泛。在产业链的下游，和其他燃料电池相比，氢燃料电池工作温度低、响应速度快和体积小等特点完全适用于电动汽车的动力源，是未来新能源汽车最重要的发展方向之一。二、政策的扶持2018年国务院印发的《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》曾提出：要系统推进燃料电池汽车研发与产业化，到2020年，实现燃料电池汽车批量生产和规模化示范应用。2019年《中国氢能及燃料电池产业白皮书》指出氢能源产业的发展事关中国能源战略体系，事关中国生态文明建设，事关战略新兴产业布局；在《中国制造2025》中，也明确支持燃料电池汽车的发展，推动新能源汽车与国际先进水平接轨的战略。在燃料电池领域出台政策的密度越来越集中，战略高度也越来越高，对于燃料电池的发展规划也更加细节化、具体化，财政补贴也由点及面，由原来只限于试点城市扩及到全国范围。在政府大力补贴及扶持下，我国燃料电池产业化进程也正在逐步推进中。目前已有许多示范性项目，商业化应用也在逐步展开。相信在国家政策的支持下，以及技术的不断提升，产业链不断完善，氢能及氢燃料电池产业是一片蓝海，是21世纪的朝阳产业，将共同推动“双碳”目标的实现。我国敢于承诺争取2060年前实现“碳中和”，底气来自于近年来积极应对气候变化国家战略所取得的显著成效。截至2019年底，我国碳强度较2005年降低约48.1%，非化石能源占一次能源消费比重达15.3%，提前完成我国对外承诺的到2020年目标，扭转了二氧化碳排放快速增长的局面。2020年，我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2015年下降18.8%，完成“十三五”单位国内生产总值二氧化碳排放下降18%的目标。从本质上来看，“碳中和”目标是一次能源技术革新。它要求人类在经济发展的同时，提高能源利用效率、开发清洁能源，减少对化石能源的依赖，实现能源技术和减排技术的创新，实现经济结构的调整和制度变革，追求绿色GDP，实现人类生存发展观念的根本性转变。虽然我国还处在工业化、城镇化的中后期，实现“碳达峰”，“碳中和”难度更大，但我国的后发优势在于更好的技术条件和技术支撑。我们坚信，在全国人民的共同努力下，我国的“碳中和”目标实现指日可待。内容整理自：微信公号 慕蓉简生

中商情报网讯：氢能汽车是以氢为主要能量作为移动的汽车。一般的内燃机，通常注入柴油或汽油，氢汽车则改为使用气体氢。燃料电池和电动机会取代一般的引擎，即氢燃料电池的原理是把氢输入燃料电池中，氢原子的电子被质子交换膜阻隔，通过外电路从负极传导到正极，成为电能驱动电动机；质子却可以通过质子交换膜与氧化合为纯净的水雾排出。这样有效减少了其他燃油的汽车造成的空气污染问题。氢能源汽车分为两种，氢内燃机汽车(HICEV)和氢燃料电池汽车(Fuelcellvehicle-FCEV)。目前，发展较快的为氢燃料电池汽车。

中商情报网讯：氢能汽车是以氢为主要能量作为移动的汽车。氢能被视为全球最具发展潜力的清洁能源之一，并被不少国家、车企及学者认为是“终极新能源汽车解决方案”。伴随着汽车保有量持续增长，以及氢能源汽车技术的完善和普及，氢能源汽车未来市场发展前景广阔。中国汽车工程学会曾预测到2030年，中国氢能汽车产业产值有望突破万亿元大关。

氢能项目可行性研究报告-氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择：氢能已经成为应对气候变化、建设脱碳社会的重要能源。欧、美、日、韩等发达国家纷纷制定氢能路线图，加快推进氢能产业技术研发和产业化布局。氢能产业已成为我国能源战略布局的重要组成。2019年氢燃料电池产业相关投资及规划资金1805亿元。尽管受到疫情影响，2020年氢能投资金额仍有1600亿元，市场对于氢能产业依旧充满信心。我国氢气生产以西北、华北为主，主要来自化石能源：2020年我国氢能产量和消费量均已突破2500万吨，已成为世界第一大制氢大国。从区域分布看，氢能生产主要产生在西北和华北地区，产量超过400万吨的省份有内蒙和山东，产量超过300万吨的省份有新疆、陕西和山西。氢能源按生产来源划分，可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。目前，我国氢气主要来自灰氢。未来与大规模光伏发电或风力发电配套的电解水制绿氢将成为发展趋势。副产气制氢在技术经济环境方面具有显著优势：氢气生产方式较多，有氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气、甲烷、煤炭、天然气、电解水等多种制氢方式。其中，副产气制氢在能源效率、污染排放、碳排放、成本方面占据优势。比如丙烷脱氢成本约13元/kg，水电解制氢成本约30元/kg。各地区发展氢能产业链时，应充分结合区域能源结构，优先使用副产氢气和富余能源进行利用。氢能冶金领域处于研究示范阶段：我国钢铁行业碳排放量占全国碳排放总量的15%左右，面临较大的碳减排压力。从生产工艺来看，钢铁行业碳排放主要来自焦炭。国内外钢铁企业均有尝试使用氢气替代焦炭冶炼，按照2020年生产10.5亿吨粗钢，估算需要3.5万亿kWh电生产氢气，大约占2020年电力生产的47%。氢能用于交通领域进入推广应用阶段：我国燃料电池汽车已进入商业化初期，截止2020年底，我国燃料电池汽车保有量7352辆。预计2050年氢能在中国终端能源体系中占比至少达到10%，交通运输领域用氢2458万吨，约占该领域用能比例19%，燃料电池车产量达到520万辆/年。投资建议：氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择。随着氢能逐步用于汽车、钢铁等行业，氢能的利用量将逐步增长，焦化、氯碱、丙烷脱氢和乙烷裂解等产业受益副产氢气应用.一、氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择氢能（氢的能源利用）受到全球广泛关注，成为应对气候变化、建设脱碳社会的重要产业方向。欧、美、日、韩等发达国家纷纷制定氢能路线图，加快推进氢能产业技术研发和产业化布局。当前，我国氢气生产利用主要在以石化化工行业为主的工业领域，以“原料”利用为主，“燃料”利用为辅。我国发展氢能具有良好基础，也面临诸多挑战。绿氢供应、氢储运路径和基础设施建设、氢燃料电池核心技术装备、氢燃料电池汽车技术装备等均待逐一攻破，必须实事求是、客观冷静、积极创新，争取少走弯路，开创氢能技术突破和产业化新局面。氢能产业已成为我国能源战略布局的重要部分。2020年，氢能被纳入《能源法》（征求意见稿）。2021年，氢能列入《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》未来产业布局。氢能产业发展初期，依托现有氢气产能、就近提供便捷廉价氢源，支持氢能中下游产业发展，降低氢能产业起步难度，具有积极的现实意义。绿氢在“碳中和”中可以用在绿电无法发挥作用的领域实现互补，如氢冶金、化工、重卡交通燃料、供热等。面向未来，当绿氢成为稳定足量的低价氢源时，绿氢促进工业脱碳将更好地发挥氢能价值。氢能替代主要领域疫情未改变氢能产业投资积极局面。根据公开信息初步统计，2019年氢燃料电池产业相关投资及规划资金1805亿元。尽管受到疫情影响，2020年氢能产业整体发展速度有所放缓，但在投资方面，投资金额1600亿元，仅有11%左右的降幅，显示了市场对于氢能产业依旧充满信心。氢能投资呈现增长趋势（亿元）二、当前中国氢气生产分布和来源2.1氢能分布在西部2019年以来，国家、各级地方政府对氢能产业发展高度重视，陆续出台了多项规划和发展目标，众多企业和科研机构纷纷开展技术攻关。中国煤炭加工利用协会统计，2020年我国氢能产量和消费量均已突破2500万吨，已成为世界第一大制氢大国。从区域分布看，氢能生产主要产生在西北和华北地区，根据2019年数据，产量超过400万吨的省份有内蒙和山东，产量超过300万吨的省份有新疆、陕西和山西，产量超过200万吨的省份有宁夏、河南和河北，产量超过100万吨的省份有江苏、安徽、四川、辽宁和湖北。从区域分布看，氢能生产主要分布在西北和华北地区（万吨）2.2氢气来源仍然以化石燃料为主氢能源按生产来源划分，可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。“灰氢”是指利用化石燃料石油、天然气和煤制取氢气，制氢成本较低但碳排放量大；“蓝氢”是指使用化石燃料制氢的同时，配合碳捕捉和碳封存技术，碳排放强度相对较低但捕集成本较高；“绿氢”是利用风电、水电、太阳能、核电等可再生能源电解制氢，制氢过程完全没有碳排放，但成本较高。目前，我国氢气主要来自灰氢。从来源看，我国的氢源结构目前仍是以煤为主，来自煤制氢的氢气占比约62%、天然气制氢占19%，电解水制氢仅占1%，工业副产占18%。就消费情况看，目前的氢能基本全部用于工业领域，其中，生产合成氨用氢占比为37%、甲醇用氢占比为19%、炼油用氢占比为10%、直接燃烧占比为15%、其他领域占比为19%。从氢的来源看可分为灰氢、蓝氢、绿氢2020年我国氢气主要来源占比2020年我国氢气主要消费途径占比当前中国氢气生产和消费主要工艺（1）以煤为原料制氢煤制氢的本质是以煤中碳取代水中的氢，最终生成氢气和二氧化碳。这里，碳起到还原作用并为置换反应提供热。以煤为原料制取含氢气体的方法主要有两种：一是煤的焦化（或称高温干馏），煤在隔绝空气条件下，在900-1000℃制取焦炭，副产品为焦炉煤气。焦炉煤气组份中含氢气55%-60%(体积）、甲烷23%-27%、一氧化碳5%-8%等。每吨煤可得煤气300-350m3，作为城市煤气，亦是制取氢气的原料。二是煤的气化，使煤在高温常压或加压下，与水蒸汽或氧气（空气）等反应转化成气体产物。气体产物中氢气的含量随不同气化方法而异。（2）天然气制氢天然气的主要成分是甲烷（CH4），本身就含有氢。和煤制氢相比，用天然气制氢产量高、加工成本较低，排放的温室气体少，因此天然气成为国外制造氢气的主要原料。其中天然气蒸汽转化是较普遍的制造氢气方法。（3）重油部分氧化制造氢气重油是炼油过程中的残余物，可用来制造氢气。重油部分氧化过程中碳氢化合物与氧气、水蒸气反应生成氢气和二氧化碳。该过程在一定的压力下进行，可以采用催化剂，这取决于所选原料与过程。（4）水电解制造氢气水电解制得的氢气纯度高，操作简便，但需耗电。水电解制氢的效率一般在75%-85%，一般生产1m3氢气和0.5m3氧气的电耗为4-5kWh。根据热力学原理，电解水制得1m3氢气和0.5m3氧气的最低电耗要2.95度电。根据石油和化学工业规划院统计，我国电解水制氢装置约1500-2000套，产量约10-20万吨。与大规模光伏发电或风力发电配套的电解水制氢装置正在进行小规模示范。（5）生物质制造氢气家庭、农业、林业等产生的生物质可用于生产氢气。原料包括杨树、柳树和柳枝，以及来自厌氧消化或垃圾填埋所产生的沼气等。生物质可以使用成熟的技术进行气化，甚至在气化过程中与煤或废塑料共同反应，如果与碳捕获技术结合，就有可能生产出负碳氢。沼气有额外的净化要求，可以通过类似于蒸汽甲烷重整（SMR）的过程进行改造以产生氢气。（6）工业副产氢气净化焦炉气、氯碱、丙烷脱氢制丙烯和乙烷裂解制烯烃副产的粗氢气可以经过脱硫、变压吸附和深冷分离等精制工序后作为燃料电池车用氢源，成本远低于化工燃料制氢、甲醇重整制氢和水电解制氢等路线。三、不同技术制氢的技术经济环境性分析氢气生产方式较多，氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气、甲烷、煤炭、天然气、电解水等多种制氢方式。其中，氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气等副产气制氢在能源效率、污染排放、碳排放、成本方面占据优势。各地区发展氢能产业链时，应充分结合区域能源结构，优先使用副产氢气和富余能源进行利用。副产气制氢在经济性、碳排放等方面具有综合优势从能源效率来看，氯碱副产气制氢、干气制氢、焦炉煤气提取制氢能源效率均在80%以上，天然气制氢、乙烷裂解副产气制氢、PDH副产气制氢、甲醇制氢、焦炉煤气转化制氢能源效率60%-80%，煤制氢能源效率在50%-60%，电解水制氢能源效率在50%以下。副产气制氢能源效率最高从污染物排放来看，排污强度由小到大分别为：电解水制氢<天然气制氢~甲醇制氢~副产气制氢<煤制氢。从碳排放来看，副产气制氢<天然气制氢<干气制氢<甲醇制氢<煤制氢电解<电解水制氢（基于现有电网电力结构），如果考虑清洁能源（光伏、风电、水电等），清洁能源电解水碳排放接近为零。以现状电力结构看，电解水制氢碳排放最高从成本来看，制氢成本与原料价格关系最大，控制氢能价格需要控制原料价格；根据设定的价格范围，从平均成本看，焦炉煤气制氢<煤制氢<其他副产气制氢<甲醇制氢<天然气制氢<水电解制氢。因地制宜，选择合适原料制氢，氢气出厂价格可低于15元/kg，可与煤制氢成本相当。工业副产氢成本最低第一章总论1.1氢能项目背景1.2可行性研究结论1.3主要技术经济指标表第二章项目背景与投资的必要性2.1氢能项目提出的背景2.2投资的必要性第三章市场分析3.1项目产品所属行业分析3.2产品的竞争力分析3.3营销策略3.4市场分析结论第四章建设条件与厂址选择4.1建设场址地理位置4.2场址建设条件4.3主要原辅材料供应第五章工程技术方案5.1项目组成5.2生产技术方案5.3设备方案5.4工程方案第六章总图运输与公用辅助工程6.1总图运输6.2场内外运输6.3公用辅助工程第七章节能7.1用能标准和节能规范7.2能耗状况和能耗指标分析7.3节能措施7.4节水措施7.5节约土地第八章环境保护8.1环境保护执行标准8.2环境和生态现状8.3主要污染源及污染物8.4环境保护措施8.5环境监测与环保机构8.6公众参与8.7环境影响评价第九章劳动安全卫生及消防9.1劳动安全卫生9.2消防安全第十章组织机构与人力资源配置10.1组织机构10.2人力资源配置10.3项目管理第十一章项目管理及实施进度11.1项目建设管理11.2项目监理11.3项目建设工期及进度安排第十二章投资估算与资金筹措12.1投资估算12.2资金筹措12.3投资使用计划12.4投资估算表第十三章工程招标方案13.1总则13.2项目采用的招标程序13.3招标内容13.4招标基本情况表第十四章财务评价14.1财务评价依据及范围14.2基础数据及参数选取14.3财务效益与费用估算14.4财务分析14.5不确定性分析14.6财务评价结论第十五章项目风险分析15.1风险因素的识别15.2风险评估15.3风险对策研究第十六章结论与建议16.1结论16.2建议关联报告：编制单位：北京智博睿氢能项目申请报告氢能项目建议书氢能项目商业计划书氢能项目资金申请报告氢能项目节能评估报告氢能行业市场研究报告氢能项目PPP可行性研究报告氢能项目PPP物有所值评价报告氢能项目PPP财政承受能力论证报告氢能项目资金筹措和融资平衡方案