中国经济正经历艰难转型，中国能源问题的焦点不再是能源安全和能源保障的问题，而是面对气候变暖，二氧化碳排放以及大气污染压力下的能源结构调整和能源效率提高的挑战。
莫尼塔研究认为：氢能作为高效的多用途的能源媒质（energy carrier）在中国能源市场的社会和经济（social-economical）应用场景中优势突出。氢能在本质上并不存在同电力、化石燃料的竞争关系。
相反，氢能的发展可以充分利用中国现有的世界级的能源供应基础设施（发电，输配电，石油和天然气管网），以交通运输和能源储存为核心市场，推动中国能源市场向以分布式供给和新能源主导的可持续（sustainable）能源模式转换。
在能源模式转换（energy transition）过程中，中国政府应在氢能基础设施的发展初期给以更明确和坚定的扶植支持，尽快形成氢能经济生产（production）和流通（distribution）的规模效应。
中国制氢工业：从化石能源到新能源的过渡路径清晰
1.中国氢能经济发展初期：中国工业副产氢产量充足
中国当前化工工业基础具有强大和广泛的制氢基础，2015年国内副产氢（by-product production）的商用剩余量约为38万吨/年（图1），是190万辆燃料电池车一年的燃料使用量（按每辆车年行驶两万公里计算）。
中国另有198万吨/年的潜在专业制氢 (captive production) 产能可做后续氢源供应。不考虑物流运输问题，上述约240万吨氢源供应都无需新增资本投入。所以，在中国氢能经济发展的初期阶段，中国工业制氢基础有能力提供充足且廉价氢气资源。
图1：中国工业副产氢产能示意图
2.中国氢经济发展中期：煤制氢加碳捕捉技术将成为主流制氢路线
中国煤炭资源丰富且相对廉价，故将来煤制氢很有可能成为中国规模化制氢的主要途径。但煤制氢工艺过程二氧化碳排放水平高，所以需要引入二氧化碳捕捉技术(Carbon Capture and Storage, CCS)，以降低碳排放。
目前二氧化碳捕捉技术（CCS）主要应用于火电和化工生产中，其工艺过程涉及三个步骤：二氧化碳的捕捉和分离，二氧化碳的输送，以及二氧化碳的封存（图2）。据美国环境保护局的统计数据，二氧化碳捕捉技术（CCS）的应用可以减少火电厂80%-90%的二氧化碳排放量。
二氧化碳捕捉技术（CCS）在国际上早已被深入研究和实践。2014年加拿大建成了世界上首个商业化的二氧化碳捕捉项目—边界大坝火电厂。该项目在火电厂的基础上整合了二氧化碳捕捉装置，降低了发电过程中的碳排放量。而国内的神华集团也早在2009年就在鄂尔多斯建设二氧化碳捕集和封存项目，近期神华集团已经在鄂尔多斯成功示范30万吨二氧化碳封存技术。
随着二氧化碳捕捉技术（CCS）的逐步成熟，煤制氢加二氧化碳捕捉技术的制氢工艺路线也会日益清晰，将为中国氢能经济中长期发展提供充足的氢气资源。
图2：二氧化碳捕捉技术（CCS）示意图
3.中国氢能经济发展后期：可再生能源制氢将实现能源的清洁生产与利用
国家能源局发布的《2015年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》显示，2015年我国弃风电量339亿千瓦时（图3），同比增加213亿千瓦时，甘肃、新疆和吉林的弃风率均超过30%；西北地区出现了较为严重的弃光现象（图4），甘肃弃光电量26亿千瓦时、弃光率31%，新疆弃光电量18亿千瓦时、弃光率26%。
西南地区弃水现象也同样严重，四川弃水电量达到102亿千瓦时，云南弃水电量152.6亿千瓦时。据此推算，2015年我国至少有642亿千万时的可再生能源没有利用。如这些可再生能源用来电解制氢，则可以制备160.5亿立方米的氢气（按照制备每立方米氢气耗费4度电来计算）。
图3：2015年全国风电限制出力（停机）情况
图4：2015年全国光伏发电限制出力（停机）情况
目前弃光、弃风和弃水发电的成本价格为0.15元/度，据此计算出的电解水制氢成本为1.5元/立方米，这已经远低于利用上网电电解水制氢的成本，且与化石燃料（煤、焦炭和天然气）制氢的成本上限接近（表1）。所以，未来氢能产业链下游储运等环节一旦取得突破，新能源支持的大规模电解水制氢的市场份额将出现增长，氢能成本也会进一步降低。
表1：制氢成本对比
多场景应用将降低氢能的整体使用成本
目前市场对氢能使用存在一个明显的误区，即将氢能的应用范围局限于传统化工生产领域这一单一应用场景，由此而担忧氢能基础设施投入开销巨大，且使用成本高昂。事实上，氢能作为储能介质能够横跨电力、供热和燃料三个领域，促使能源供应端融合，提升能源使用效率，其应用模式可以抽象为以下三个方面：
a.电能到电能的转换（power to power）：电解制氢实现电能向氢能的转化，必要时氢能可通过燃料电池再次转化为电能。
b.电能到燃气的转换（power to gas）：电解制氢后，将氢气直接混入天然气管道，或者合成甲烷后混入天然气管道；混合天然气在终端作为燃料提供热能。
c.电能到燃料的转换（power to fuel）：电解制氢后，氢气作为燃料电池车的燃料，为汽车提供动力。
而氢能作为能源载体的具体应用模式涉及新能源制氢补充发电、燃料电池汽车、分布式发电等领域。所以氢能的应用场景具有很强的多样性，如未来能够形成电力、供热和燃料相互交叉的应用网络，将大幅降低其使用成本。
图5：氢能作为储能介质横跨电力、供热和燃料三个领域
1.中国氢能应用场景一：传统石油化工生产的原材料
中国目前年产氢气2000万吨，其中50%用于石油和煤化工领域，45%用于合成氨。所以中国对于氢气的应用主要集中在石化生产领域，即氢气的传统使用领域（表2）。在这些生产过程中，氢气是直接参与反应的原材料。相对于传统应用领域，氢能在新能源方面的应用份额很低，说明中国氢能经济的发展还处于萌芽阶段。
表2：氢气的传统应用领域
2.中国氢能应用场景二：氢能可实现可再生能源补充发电
近几年，以德国为首的西欧国家正尝试探索风电、太阳能电解制氢，并用天然气管道输送氢气或氢气制甲烷的氢能发展模式，即电转气（power to gas, P2G）模式（图6）。电转气（P2G）模式的第一步是利用风能和太阳能等可再生能源产生的电能电解水制取氢气。
第二步是氢气与二氧化碳反应制备甲烷，再通过天然气管道与天然气混合储存运输；或者直接将制得的氢气与天然气按一定比例混合后，再通过天然气管道进行储存运输。截至2016年1月，欧洲地区已经建成了50个电转气（P2G）示范项目（图7）。
图6：电转气（Power to Gas）概念图解
图7：欧洲电转气（Power to Gas）示范项目建设情况
目前中国主要城市的天然气管道建设已经较为完备，具有发展电转气（P2G）的初步基础。中国发展电转气（P2G）具有多重重大意义。
一是通过发展电转气（P2G）可实现可再生能源补充发电。目前风能和太阳能等可再生能源发电的难点在于发电的波动性。波动的可再生能源使发电高峰和用电高峰产生错配，造成并网困难。但如果波动的可再生能源先转化成氢能储存起来，在用电高峰时，再转化为电能，就可实现可再生能源补充发电。
二是降低氢能的储运成本。目前氢气主要通过高压压缩和液化等方式储存和运输，储运费用占氢气售价的40%至70%。储运费用过高成为阻碍氢能推广的一个重要原因。如果通过现有天然气管道输送氢气，则输送压力较低，且能够连续供气，所以氢气的储运成本可以大幅降低。
三是电转气（P2G）的应用能够提高可再生能源在中国能源消费中的占比，减少化石燃料的使用，有助于减少污染和碳排放。
3.中国氢能应用场景三：以氢燃料电池为核心的分布式能源网络可提高能源利用效率
氢能不但能够实现前文所述的并网发电，还因其储运的机动性，可以依托氢燃料电池技术，建立分布式能源网络，做到区域或城市电力、热能和冷能的联合供应（图8）。燃料电池自身的能源转化效率高（图9），且分布式能源系统的能源输送距离短，以氢燃料电池为核心的能源网络的能源利用率明显高于传统能源网络。
图8：分布式发电网络示意图
日本东京天然气公司和松下公司联合研发的家庭分布式能源系统Ene-Farm已经在日本成功推广。该系统的燃料电池以天然气管道输送的氢气为燃料，发电和用电地点相同，且发电产生的热量也被用来供热。整个系统的能源利用效率高达95%，而传统天然气发电加锅炉供热的能源效率仅有68.7%（图10）。
根据东京天然气公司和松下公司公布的数据，Ene-Farm可以减少37%的一次能源使用量和49%的二氧化碳排放量。
图9：氢氧质子交换膜燃料电池的发电效率仅低于水利发电
图10：分布式的燃料电池热电联产将大幅提高整体能源转化率
4.中国氢能应用场景四：燃料电池客车或成为中国燃料电池汽车发展的突破口
国外汽车生产厂商经过多年技术积累，已经为燃料电池车的商业化打下了良好基础。配合灵活的销售方案，包括美国、德国、丹麦、英国在内的国家的燃料电池汽车，正在从概念车逐步向商业化生产过渡（图11）。目前丰田Mirai、现代iX35以及本田Clarity燃料电池汽车已实现商业化生产。
图11：传统车企的燃料电池发展路径
而燃料电池的研发和技术进步速度也在加快（图12），预计未来2-3年内，会有多辆概念车型步入商业化。
图12：燃料电池汽车性能在逐步提高
而燃料电池客车因技术门槛相对较低、具有良好的宣传推广效应、以及加氢站布局存在优势的原因，有可能成为中国燃料电池汽车发展的突破口。2015年中国燃料电池客车的订单数量出现了明显增长。
2015年4月，宇通与北京亿华通公司签订了100辆燃料电池客车合作意向书；5月福田汽车接到了有车（北京）新能源汽车租赁 有限公司购买100 辆欧辉氢燃料电池电动客车的订单；6月佛山飞驰宣布签署了28辆燃料电池客车订单。
表3： 国内外燃料电池客车性能对比
氢能在中国市场的突破点在于基础设施建设
氢能经济是富国经济，穷国发展不了氢能经济。单一、少量氢能的生产和应用并不困难，但是要把氢能作为绿色经济的支柱进行规模化发展，其难度是很大的。这不仅需要投入大量人力、物力和财力，还需要有丰富的氢能产业链知识积累和实践经验。因此氢能经济在中国得以发展，离不开经济水平（人均GDP）的提高，配套基础设施的跟进，以及发展初期政府的大力扶持。
1.中国东部地区有发展氢能经济的良好经济条件和环境迫切性
2015年中国一线城市的平约收入水为19830美元/年，已步入高收入国家行列（图13），而中国沿海地区的人口密度远高于其他地区（图14）。从上述两点出发，中国沿海发达地区已经具备了规模化发展氢能经济的基础。
图13：中国东部、东南部一线城市人均GDP已达到高收入国家水平
图14：中国东部人口密度高，利于发展氢能经济
从环境角度来看，全国40%的汽车集中于东部地区，高水平的汽车保有量造成城市拥堵，加剧空气污染（图15，图16，图17，表4）。据OECD组织估算，中国大气污染造成的死亡人数将长期高于全球平均水平，中国环境压力已接近极限（图18）。
图15： 2015年11个城市的汽车保有量超过200万
表4： 2016年2季度东部汽车保有量高的地区拥堵严重
在二氧化碳排放方面，中国作为《巴黎气候变化协定》的缔约国，承诺在2030年使二氧化碳排放达到峰值，并且将非化石能源在一次能源中的比重提升到20%。中国作为全球碳排放第一大国，加上以煤炭为主的能源结构，未来二氧化碳减排压力巨大。综合上述因素，在条件成熟的情况下，中国东部发达地区将会率先开展氢能经济的发展建设。
北京2015年的峰值高达1000微克/立方米，逼近1952年伦敦“雾霾杀人事件”水平
图17：中国东部整体PM2.5水平远超国际标准（25微克/立方米）
图18：中国大气污染致过早死亡人数将长期高于全球其他地区
2.基础建设是发展氢能经济的突破口，而政府补贴和明晰的发展规划是关键
不同于其他新能源，氢能经济的中间环节至关重要。以加氢站为例，其前期投资巨大，单个产业和个体企业无法独立承担。据IEA的估计，加氢站的累计现金流在加氢站运营后的10-15年都处于负值（图19）。
为了确保氢能经济在发展初期能够顺利开展，德国和日本的政府部门都为氢能经济制定了清晰、周密的发展方针，并提供全面的政策及资金支持。而目前中国政府对氢能经济的补贴主要集中在加氢站建设和燃料电池车的销售环节：
a.每建设一个加氢站的国家补贴为400万元；
b.每销售一辆燃料电池商用车最高可获得50万元的地方补贴和50万元的国家补贴。
对比德国和日本，中国政府对于氢能全产业链的扶持力度还需进一步加强。
图19：若无政府支持，加氢站累计现金流长期为负
德国模式：自上而下
德国氢能经济走的是一条由上至下的发展道路。首先重点发展P2G模式，以期尽快为下游氢能应用提供便捷的基础设施，进而激活下游应用场景。在氢能基础设施布局方面，德国政府采取以核心城市为中心，并依托完备的天然气管道系统逐步向外延扩展（图20，图21）。
与此同时，德国政府和产业资本也积极推动氢能基础设施的发展和建设。德国政府牵头成立了国家全资公司（National Organization Hydrogen and Fuel Cell Technology, NOW GmbH），以支持氢能经济的初期发展（图22）。该公司的管理层由德国联通署、建筑与城市发展部等5个部门组成。
为推动氢能发展项目的实施，NOW启动了NIP计划（National Hydrogen and Fuel Cell Technology Innovation Program）。通过NIP计划，共募集14亿欧元的专项资金用于2007年至2016年的氢能项目开发。
募集资金中的7亿欧元由德国政府出资，剩余资金则按项目合作制度由产业提供。除此而外，由Air Liquide，Daimler，Linde，OMV，Shell 和 Total六家氢能产业的龙头企业结成 了H2 Mobility 联盟，以社会产业资本的身份通NOW一同支持德国氢能产业发展。
德国其他氢能产业资本也全力支持氢能经济发展，目前有约300家上下游公司（包括汽车厂商和各类配件供应商）准备投入超过20亿欧元，用于推动氢能基础设施建设。
图20：德国天然气管道遍及全国 发展P2G优势明显
图21：德首先在高人口密度区建设氢能基础设施，再逐步外拓
图22：NOW领头的德国氢能经济发展规划
日本模式：自下而上
因能源匮乏，日本很早就将氢能经济视为未来国家能源的发展方向，并已持续推广氢能经济多年。2014年6月日本通过了新的氢能发展政策，从更广的维度加速推进氢能经济发展。该政策主要内容包括以下几点（图23）：
a.明确了当前到2050年之间的氢能长期发展路线图；
b.推广氢能发电，以及氢能在叉车和船舶方面的应用；
c.建立廉价的氢气系统，促使氢能应用多样化，并于2020年初步构建国际氢能供应链；
d.在日本奥运会上展示氢能经济成果
从日本氢能经济三阶段任务可以看出，其选择的是自下而上的发展路径。日本希望在前期着重普及氢能及燃料电池的下游应用，并不断拓展下游市场规模。
图23：日本氢能经济路线图
为了推进氢能经济的初期发展，2014年日本提供约46亿日元的财政补贴资金，2015年则为89亿日元。这些资金将用于补贴50%的加氢站建设成本（表5）。在基础设施布局方面，日本与德国一样，首先在人口密集的区域建设基础设施。日本将前期的基础设施建在车辆集中且可能首先商业化的城市，并将加氢站布局在四个核心地区之间的高速公路上（图24，图25）。
图24：日本人口集中在关东、名古屋、关西以及福冈地区
表5：日本对加氢站的补贴标准
图25：日本将加氢站重点建设在人口和车辆集中区域
大型能源企业将是中国氢能经济的核心竞争者
虽然中国氢能是否成为电力一样广泛适用的能源载体尚有很大的不确定性，但作为融合分布式能源供应转换、无污染和高效灵活的能源媒介，其市场潜力和未来贡献却是毋庸置疑的。
中国的环境压力远远大于其他国家，同时中国现行体制又适合高效的基础设施建设和政府推动的产业发展。在中国经济增速放缓，传统经济投资发力的市场环境下，氢能经济在中国无疑具有天时地利与人和的优势，不可错失良机。而参考发达国家氢能经济的发展经验，面对氢能经济的发展机遇，大型能源企业及汽车厂商更有实力与动力参与氢能经济的建设。
在日本，加氢站的建设主要由大型企业担当，其中又以传统燃气及能源供应商最为积极。
莫尼塔研究认为，相比中小企业，大型企业在氢能经济发展方面具有以下优势：
a.具有较强发展氢能经济动力：充分利用当前资产和生产能力，为氢能发展开发新的应用场景；
b.资金实力雄厚：大型国企或行业龙头有进行产业链整合的实力（收购核心技术和公司）；
c.具有宽广的行业发展视野和良好抗风险能力。
一旦中国氢能行业前景进一步向好，大型企业对氢能经济的推动意愿和能力不容小觑。因此，我们看好国内有雄厚资金实力、且具备产业链整合能力的大型能源集团上市公司。（【无所不能 文丨莫尼塔研究】）
