氢能源行业系列报告（1）：探寻氢能的定位与发展逻辑

目录TOC\o"1-2"\h\z\u能源转带来源系活性和度脱的挑战 4实现双碳目标的核心是能源革命 4能源系统的转型面临灵活性和深度脱碳两方面的关键问题 6发展氢是增能源灵活性深度碳的手段 8氢能是补充能源系统灵活性的优质资源 8氢能是实现终端深度脱碳的重要载体 氢能的灵活性和深度脱碳功能符合国家对氢能的战略定位 13氢能在源消侧是的重要套和充 14电力是未来氢能主要的比较对象 14燃料/原料属性和灵活属性是氢作为电力补充的根本优势 14投资建议 17风险提示 17图表目录图1：中国一次能源消费总量及结构变化 4图2：中国二氧化碳排放总量及其来源构成 4图3：我国能源对外依存度 5图4：未来一次能源需求结构预测 6图5：电力系统供需匹配及灵活性示意 6图6：未来终端能源消费结构预测 7图7：各类能源在终端脱碳中所扮演的角色 7图8：中国储能累计装机情况（2000-2022年） 8图9：氢能可在源、网、负荷侧为电力系统提供灵活性 9图10：不同储能方式对比 10图氢储能的优势在于大规模长周期 图12：高炉炼铁与HYBRIT氢冶金路线对比 图13：2020年氢气的主要游需求 12图14：二氧化碳耦合绿氢化示意图 12图15：氢能的发展空间源于能源对旧能源的替代和氢能对电力的补充 14表1：能源革命及双碳战略重要表述 5表2：传统调峰储能方案下未来可再生能源功率调节缺口 9表3：氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）中氢能战略定位 13表4：氢能应用场景梳理 15表5：部分地区2023年1月商业峰谷电价对照表 16表6：2022年以来中央及各方电价政策 16能源转型带来能源系统灵活性和深度脱碳的挑战实现双碳目标的核心是能源革命6019652tce，202153tce2tce45亿tce，占到当前能源消费总量的83%，是我国工业快速发展过程中能源消费最主要的构成部分。图1：中国一次能源消费总量及结构变化亿tce 煤 油 天然气 光伏 风电 水电 核电 生物质 其他可再生60.0050.0040.0030.0020.0010.001965196719651967196919711973197519771979198119831985198719891991199319951997199920012003200520072009201120132015201720192021数据来源：OurWorldInData，化石燃料用量的攀升是我国二氧化碳排放量增长的主因。从历史发展趋势来看，我国二氧化碳排放总量从上世纪60年代起开始显著增长，从1960年的8亿tCO2，增长至2021年的115亿tCO2，202191%说化石燃料用量的增长是造成我国碳排放总量迅速增长的最主要原因。图2：中国二氧化碳排放总量及其来源构成亿tCO2 煤 油 天然气 其他140190019041900190419081912191619201924192819321936194019441948195219561960196419681972197619801984198819921996200020042008201220162020数据来源：OurWorldInData，随着化石燃料用量的增长，我国的能源对外依存度不断提升，对能源安全和可持续发展也提出了挑战20070%上升至20197.7%2%40%2007-201946.8%72.5%叠加近年来国际形势动荡所带来的能源价格波动，给我国的能源安全和可持续发展带来了严峻的挑战。图3：我国能源对外依存度对外依存度（%） 煤 石油 天然气807060504030201002007200820092010201120122013201420152016201720182019数据来源：国际能源署，为应对挑战，我国相继提出了能源革命战略与双碳目标，实现双碳目标的核心是能源革命。如前文所述，化石能源的过度使用是造成碳排放、能源安全和可持续发展问题的根本原因，要彻底解决上述问题，需要从根本上改变我国的能源系统构成，也即将以化石能源为主的旧能源系统变为以可再生能源为主的新能源系统。能源革命战略则给出了实现上述目标的具体路径，一方面要开展能源供给革命，构建清洁低碳的新能源供应体系，另一方面要开展能源消费革命，转变消费侧的用能方式及用能结构以适应新的能源供应体系，同时以能源技术革命和能源体制革命作为上述目标的有力保障。表1：能源革命及双碳战略重要表述名称时间重要表述能源生产和消费革命战略（2016-2030）2016年12月推动能源消费革命，开创节约高效新局面推动能源供给革命，构建清洁低碳新体系推动能源技术革命，抢占科技发展制高点推动能源体制革命，促进治理体系现代化加强全方位国际合作，打造能源命运共同体中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见2021年9月以经济社会发展全面绿色转型为引领，以源绿色低碳发展为关键加快构建清洁低碳安全高效能源体系：强非化石能源、深化能源体制机制改革数据来源：国务院，国家能源局，能源系统的转型面临灵活性和深度脱碳两方面的关键问题能源系统由旧能源向新能源转型的实质在于能源供给侧和能源消费侧对化石能源的两个替代。能源供给侧面临风光不可控能源对可控化石能源的替代。从能源供给侧来看，一次能源结构中化石能源比例不断降低，可再生能源占比不断提高是未来供给侧发展的主旋律。根据全球能源互联网的预测，到2060年清洁能源占比将达到90%，其中以风能、太阳能为代表的不稳定可再生能源占比将超过60%。风电、光电占比的上升意味着电力系统不可控电源的比重将大幅上升，风电、光电受风力和光照自然资源波动性的影响，其发电出力难以控制，同时火电占比降低又使得电力系统中可控调节能力下降。因此，提高能源系统的灵活性，增加能源系统中的调节能力，解决不稳定可再生能源的消纳和供需匹配问题，是能源系统转型面临的重要问题之一。图4：未来一次能源需求结构预测清洁能源占比100.0%80.0%60.0%40.0%20.0%0.0%2017A 2020A 2025E 2030E 2040E 2050E 煤炭 石油 天然气核能 水能 生物质

亿tce60.050.040.030.020.010.00.0风能 太阳能 清洁能源占比数据来源：全球能源互联网，图5：电力系统供需匹配及灵活性示意数据来源：中国电力圆桌项目课题组，能源消费侧面临以电力为主的零碳能源对终端化石能源的替代。从能源消费侧看，化石能源在终端能源消费中的占比也将大幅度降低，进而被以电力为主的零碳能源形式所替代。根据全球能源互联网的预测，到2060年终端用能的电气化率将接近70%。能源消费侧化石能源的替代以电气化进程的推进为主，但在重工业、重型交通运输领域，仍有诸多电力难以应用的场景，例如钢铁、水泥、化工等工业领域的燃料、还原剂、原料需求，以及长途重载领域的能源需求。电力在这些领域有较大的应用难度，因此还需要除可再生电力以外的其他清洁能源进行补充，以替代原有的化石能源，实现能源消费侧的深度脱碳。图6：未来终端能源消费结构预测电气化率

2017A 2020A 2025E 2030E 2040E 2050E

亿tce0.0煤炭 石油 天然气 电能 热生物质能 氢能 其他可再生 电气化率数据来源：全球能源互联网，图7：各类能源在终端脱碳中所扮演的角色数据来源：能源转型委员会/落基山研究所项目组，发展氢能是增加能源系统灵活性和深度脱碳的重要手段氢能的“灵活性”和“燃料/原料属性”两大特征与上述能源系统供需两侧转型过程所面临的能源系统灵活性和深度脱碳问题完美契合，是氢能成为未来能源系统重要组成部分的根本逻辑。氢能是补充能源系统灵活性的优质资源电力是一种“刚性”能源，其在不转化为其他能量形式的条件下较难储存，要求发电和用电要逐时刻保持一致。氢能的灵活性可以理解为其在制备和使用时间上的灵活性，也即由于氢易于储存，制氢和用氢不需要同时发生，因此氢能与电力不同，是一种灵活性能源。随着可再生能源的快速发展，电力系统将从过去的“电源侧可调，负荷侧不可控”逐渐发展为“电源负荷均不可控”，加大了电力系统实时平衡供需的难度，氢能作为一种可以由电力制取、使用过程无排放的灵活性能源，可以很好地参与到未来以电力为主的可再生能源体系中，为电力系统提供调节能力。抽水蓄能和电化学储能是目前主流的传统储能和新型储能形式。目前，各类储能方案主要可以分为热储能、机械储能、电化学储能、电磁储能以及化学储能等几大类。其中机械储能中的抽水蓄能是当前最主要的传统储能方式，占到中国储能装机总量的77%，在新型储能中锂离子电池是当前最主要的方案，占到了新型储能装机的94%左右。图8：中国储能累计装机情况（2000-2022年）数据来源：中关村储能产业技术联盟，在当前储能方案下，未来还存在大量的可再生能源功率调节缺口。根据全球能源互联网合作组织的预测，随着未来非水可再生能源装机规模的增长，我国的电力系统将产生巨大的功率调节缺口，缺口主要来自于三个方面：第一，灵活性煤电机组、天然气发电机组作为化石能源发电方式，在碳中和的目标下规模受到限制；第二，抽水蓄能受限于地理条件等因素，发展规模具有上限；第三，电化学储能是目前快速发展的新型储能方式，但在长周期、大规模储能需求的应用上仍然面临着锂资源约束、成本偏高、安全性等问题。20301200GW，20502500GW，因此，未来可再生能源系统的发展还需要补充新的储能方式以满足能源转型的需求。表2：传统调峰储能方案下未来可再生能源功率调节缺口2020202520302050波动性可再生能源发电规模（GW）500100020004000灵活煤电机组（GW）100200300400天然气发电机组（GW）100150180230抽水蓄能（GW）3268120170电化学储能（GW）320200610可再生能源功率调节缺口（GW）26556212002590数据来源：全球能源互联网合作组织，车百智库，氢能在电源侧、电网侧、负荷侧均可为电力系统提供灵活性。在电源侧与风光结合的就地制氢可以实现富余可再生电力的消纳，平抑发电功率的波动。在电网侧，可以通过电解制氢+氢能发电的模式实现氢储能以帮助电网调峰。在负荷侧，电解水制氢加氢一体站等分布式的制氢/用氢场景也可以根据电价的高低进行择时制氢，以实现需求侧响应。图9：氢能可在源、网、负荷侧为电力系统提供灵活性数据来源：《氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望——许传博》，氢能的灵活性优势主要体现在大规模长周期储能，以及可以面向用氢场景直接利用。目前常见的储能方式主要可以分为电化学储能、物理储能和氢储能三大类。从储能时长来看，电化学储能适用于分钟或小时级的储能，利用电池的快速充放电响应能力实现电力系统的调峰调频。物理储能以抽水蓄能为代表，这类储能一般具有更大的容量，适合于以天为时长的储能，可以利用水的抽蓄及发电实现日内或日间的功率平衡。而氢储能则是一种更适合于长周期大规模场景的储能方式，可以实现跨季节的储能，这一方面得益于相比于电池的自放电、水的蒸发耗散，氢作为一种稳定的化学品更适合长时间的储存，因而更适合跨季节的长周期储能，另一方面，氢储能在大规模的储能场景下也更具经济优势，氢储能的制储部分主要由制氢系统（功率）和储氢系统（容量）分别构成，可以实现储能功率与储能容量的解耦，因而在长时间、大规模的储能场景下，氢储能容量的增加主要依靠扩大储氢系统的容量，可以实现更低的规模化成本；相比电化学储能受到蓄电池原理的约束，功率和容量耦合，在大规模储能的场景下规模化降本的潜力较小，所需的成本较高。有研究表明，规模化储氢比规模化储电的成本要低一个数量级。10

从应用场景上来看，其他储能方式一般为电→X→电的闭环系统，也即最终能源还需要以电力的形式进行输出。而氢作为一种燃料和化工原料，在下游有丰富的应用场景，可以实现电→H2→X的开环储能模式，也即由电制取的氢可以直接面向不同场景进行应用，具有更高的场景灵活性，也可以避免更多的转换环节以提高储能效率。数据来源：第五届亚洲氢能产业发展论坛，图11：氢储能的优势在于大规模长周期数据来源：《氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望——许传博》，氢能是实现终端深度脱碳的重要载体除了作为灵活性能源，氢能还是实现终端深度脱碳的重要载体。作为一种清洁燃料、原料、还原剂，氢可以应用于诸多电力无法替代化石燃料的场景。同时氢可以由绿电制取，因此可以说，氢能作为一种清洁的二次能源，连接了可再生的一次电力和终端的燃料/原料需求，是实现终端深度脱碳的重要载体。氢作为一种还原剂可以应用于氢冶金，在铁还原环节对当前主要的还原剂煤、焦进行替代，以实现钢铁行业的深度脱碳。钢铁工业炼铁的传统流程是采用碳作为还原剂和热源的碳热还原冶金过2Fe2O3+3C==4Fe+3CO2最终产生二氧化碳。氢冶金基于上述流程提出，用氢替代碳作为还原剂和燃料热源，最终产生生铁和水。这样一来既减少了钢铁工业对煤、焦炭等化石燃料的需求，也避免了炼铁过程大量碳排放的产生，是未来钢铁工业深度脱碳的重要途径。图12：高炉炼铁与HYBRIT氢冶金路线对比数据来源：中国冶金报，除了作为还原剂，氢还是重要的化工原料。目前，石化、化工行业是氢气消费的最主要领域，在这些领域利用绿氢对当前的灰氢进行减量替代，是实现化工行业深度脱碳的重要途径。目前，氢气在石化化工行业主要用于合成氨、甲醇、现代煤化工、炼油等领域。这些领域的用氢主要来源于由煤、天然气等化石燃料所制取的中间原料氢。按照20201270t/a31%1150t/a，28%411万t/a10%450t/a，占比11%80%。图13：2020年氢气的主要下游需求副产氢利用,15%

其他,5%

合成氨,31%炼厂用氢,11%现代煤化工,10%

制甲醇,28%数据来源：化学工业，当前以绿电制氢进而合成各类化工产品的Power-to-X流程成为化工行业深度脱碳的重要路径。在合成氨方面，基于零碳电力电解水产生的零碳氢气已经可以用于以氢气和氮气为原料的哈伯法合成氨工艺。在甲醇生产方面，二氧化碳和氢气反应用于甲醇生产的催化剂已经实现了商业化生产。在制HVC（高价值化学品，包括烯烃、芳烃）方面，目前直接将绿氢和二氧化碳转化为HVC的技术成熟度还较低，但已经出现了以甲醇为原料生产轻烃和芳香烃的工艺，在此基础上也可以实现基于绿氢对HVC的制取。图14：二氧化碳耦合绿氢化工示意图数据来源：中国氢能产业发展报告2022，氢能的灵活性和深度脱碳功能符合国家对氢能的战略定位20223（2021-2035年）》中也明确提出了氢能的战略定位。一方面提出氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，这一定位主要着眼于氢能的能源属性和“灵活性”，强调了氢能与电力、热力系统耦合对于可再生能源继续大规模发展和提升整体能源系统灵活性的重要作用；另一方面规划提出氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，这一定位则主要着眼于氢能的“深度脱碳属性”，强调了开拓氢能在终端用能领域的应用场景，以替代化石能源，实现用能终端的深度脱碳和绿色转型。表3：氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）中氢能的战略定位定位表述属性定位一氢能是未来国家能源体系的重要组成部分充分发挥氢能作为再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势，促进异质能源跨地域和跨季节优化配置，推动氢能、电能和热能系统融合，促进形成多元互补融合的现代能源供应体系灵活性属性定位二氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体以绿色低碳为方针，加强氢能的绿色供应，的氢能消费生态达峰、碳中和目标的支撑作用，深挖跨界应用潜力，因地制宜引导多元应用，推动交通、工业等用能终端的能源消放。深度脱碳属性定位三氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向以科技自立自强为引领，紧扣全球新一轮科技革命和产业变革发展趋势，加强氢能产业创新体系建设，加快突破氢能核心技术和关键材料瓶颈，加速产业升级壮大，实现产业链良性循环和创新发展。践行创新驱动，促进氢能技术装备取得突破，加快培育新产品、新业态、新模式，构建绿色低碳产业体系，打造产业转型升级的新增长点，为经济高质量发展注入新动能。产业属性数据来源：国家能源局，氢能在能源消费侧是电力的重要配套和补充电力是未来氢能主要的比较对象如前文讨论，由于可再生能源的电力属性，未来的能源系统将以电力的生产、输送、消费为基础，这是氢能发展的基本背景。从一次能源供给侧来看，以风能、光能、水能等为代表的零碳可再生能源将成为主要的能源供给，并以电力的形式输送到电网。从终端能源消费侧来看，由于能源供给以电力为主要形式，电力也将成为最主要的能源消费品种。在部分难以应用电力的终端用能场景，以化石能源，以及氢能等清洁燃料进行补充。在上述能源系统架构下，氢能未来的发展空间源自两个方面：一是“新能源”对“旧能源”的替代，从构建零碳能源系统的最终目标出发，化石能源是要被逐渐替代的“旧能源”，而电力、氢能由于在终端使用过程中不产生碳排放，是未来将要发展的“新能源”。这一替代是由我国的双碳战略、能源革命和可持续发展目标所决定的，是高确定性的，也是氢能未来发展的重要基础。二是氢能对电力的配套和补充，在终端用能侧，电力和氢能同属清洁能源，在未来以电力为基础的能源系统架构下，氢能的发展空间实际来自于对电力无法应用或不便应用场景的配套补充。因此，考察氢能的发展空间，应当关注具体场景下氢能相对电力的竞争优势。在未来以电力为基础的能源系统中，在终端用能领域实现相对电力的竞争优势，是氢能发展的根本逻辑。图15：氢能的发展空间源于新能源对旧能源的替代和氢能对电力的补充数据来源：绘制燃料/原料属性和灵活属性是氢作为电力补充的根本优势由于氢的最终替代对象为电力，因此氢的终端应用潜力将来自于难以实现大规模可再生电力替代的领域，而氢能的根本优势来自于其燃料/原料属性和灵活性。燃料/梳理各终端用能领域，电力较难应用的场景主要集中在交通领域以及重工业领域。在交通领域，重卡、矿卡、船运、空运等长途或重型的运输场景都具有能耗高的特点，使得运载工具所需要携带的能源总量较大。电力的特殊性使得其存储往往需要转换为其他能量形式（例如化学能），并通过特定载体（例如锂电池）来实现，因此其储存的能量密度较小，在对能量密度有要求的高耗能场景较难应用。而氢能作为传统的气体燃料，无需能量转换可以直接储存，储氢瓶可以实现的能量密度也远高于锂电池，因此相比电力更加适合长途重载的交通场景。在重工业领域，一方面化工、冶金等特定的工业流程需要相应的化学原料以及还原剂；另一方面，重工业流程往往需要五百度以上甚至过千度的高温，而目前对于非导体的高温电加热技术还不够成熟。目前，上述提供高温同时作为原料、还原剂的角色主要由化石燃料承担，在电力难以替代的情况下，作为清洁燃料的氢能就成为了更好的替代方案。4：氢能应用场景梳理领域电力应用难度氢能应用难度氢能优势氢能典型应用场景终端用能交通重型道路运输中低高能量密度氢燃料重卡轻型道路运输低低船运高中高能量密度空运高中高能量密度重工业钢铁高中燃料+还原剂属性氢冶金水泥高中燃料属性有色（电解铝）低--化工高低燃料+原料属性石油炼化、合成氨、制甲醇、制HVC轻工业机械、电子设备制造低---造纸、食品等其他轻工业低---建筑制冷、采暖、家电、照明、炊事、生活热水低中--数据来源：RMI，在电力和氢能同时可以应用的场景下，氢能的灵活性可以赋予其相对电力的经济性优势。通常来讲，由于未来氢能的主要来源为电解水制氢，定位于一种由电力制取的能源形式，直观来看，电解制氢，或电解水制氢+燃料电池发电过程的效率损失使得用氢的经济性很难优于直接用电。但随着我国可再生能源的迅速发展，电力系统中不稳定电源的占比迅速提升，电网供需调节需求的快速增大，也在逐渐推动电力系统价格体系的变革，使得氢能的灵活性优势有望在经济性上体现。目前，电解水制氢的成本中用电成本占比大约75%，用电价格是制氢成本最主要的影响因素，依托于电力价格体系的逐渐市场化，氢的灵活性不仅可以体现在电网侧的储能中，也可以使得在终端用能侧选择低电价时刻制氢、进而降低制氢成本得以实现，这本质上也是利用氢的灵活性参与电网供需调节，从而获得收益。以目前各地区的峰谷电价为例，如浙江、山东、江苏、陕西等地的谷电价格仅为平时电价的1/21/31/31/5。这意味着利用氢能的灵活性，在这些地区选择谷电时刻制氢可以大大降低制氢成本，使得用氢的经济性可以接近甚至超过平时或峰时用电的经济性。表5：部分地区2023年1月工商业峰谷电价对照表浙江山东江苏陕西峰电价格元/kWh1.371.181.121.14平电价格元/kWh0.780.690.670.65谷电价格元/kWh0.410.250.300.35谷价/峰价0.300.210.270.31谷价/平价0.520.360.450.54数据来源：国家电网，未来随着不稳定电源比例的增加，将使得氢的灵活性优势更加显现。2022年以来，电价机制政策密集出台。长期来看，电力现货市场不断完善，范围不断扩大；短期来看，峰谷价差拉大，谷电价格进一步下降是趋势。上述变化都有利于氢能利用灵活性实现进一步降本。表6：2022年以来中央及各地方电价政策时间地区政策文件关键内容2023.1国家发改委《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》逐步优化代理购电制度。各地要适应当地电力市场发展进程，鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。2022.11国家能源局综合司《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》近期推进省间、省/区域市场建设，以省间、省/区域市场“统一市场、协同运行”起步；逐步推动省间、省/区域市场融合。按照“统一市场、协同运行”的框架，构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内、实时市场。2022.11山东《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》随着深谷时段及系数政策的执行，山东工商业中午深谷最低电价可能降至0.1元/度左右2022.10河南《关于进一步完善河北