近日，河北省正式印發《推進氫能產業發展實施意見》，支持張家口、保定、邯鄲開展先行先試，推動制氫、儲氫、加氫站、氫能應用等標準制定;圍繞制氫、儲運、燃料電池、應用示范和產業集聚發展、創新體系建設、標準體系建設等七個方面做好相關工作，推動氫能產業高質量發展。國發能研院、綠能智庫資料顯示，除河北外，山西、山東、浙江、內蒙古、吉林、海南等省份目前也已出臺省級氫能發展規劃，大多數省份都圍繞著氫燃料電池車進行氫能全產業鏈布局，但汽車產業競爭異常激烈，在國家級政策還未出臺的情況下，燃料電池汽車前期投入大、投資風險較高，已經引起監管機構的注意。

7月1日，在美錦能源公告投資百億布局青島氫能小鎮后僅三天，便收到證監會問詢函，提出8個問題質疑2018年凈利潤不到20億的美錦能源是否能夠推動已經宣布的投資總和超過200億元的氫能項目順利進行，而美錦能源在答復問詢時指出，氫能小鎮項目預計建設時間8-10年，每年投資規模有限，避免產能過剩。國發能研院、綠能智庫認為，美德日韓等燃料電池發展領先的國家，本來在汽車產業上就具有領先優勢，而我國幅員遼闊，各地產業結構差異較大，發展氫能不應一哄而上布局燃料電池車，而是應該因地制宜，探索多樣化的應用場景。

氫氣混合燃氣：氫能大規模應用的最簡單場景

事實上，在除高原外的絕大部分地區，燃氣管網中混入一定體積分數的氫氣，現有燃氣設備是可以正常運行的。作為歐盟認證的一部分，1996年頒布的《燃氣器具指令(GAD)》就規定，所有家用燃氣器具都需要經過23%的氫氣測試，既在保證安全的前提下，使用至多含有23%體積分數氫氣的混合燃氣并不需要更換特定的設備。作為燃氣器具制造及出口大國，我國生產的絕大多數相關產品，都滿足歐盟標準。國發能研院、綠能智庫梳理相關信息發現，2018年，天津市科技計劃項目“建筑燃氣安全智慧終端關鍵技術及產品開發”(編號:16YFZCSF00480)中，就有“含氫天然氣在家用天然氣燃具上的燃燒性能測試”這一項試驗，結果表明：天然氣中加入氫氣后，由于熱值的降低，在12T燃具上使用時會出現熱工性能偏差的問題，但不會改變燃具在能效方面的表現，因此天然氣中加入氫氣在常規的天然氣類家用燃氣具上可以直接使用，不存在明顯改變燃氣具安全、節能和技術性能等既有狀況的現象;但不同氣源天然氣的華白數與熱值不同，考慮氣源的普適性，確定天然氣中摻入氫氣含量應不大于20%。

2017年，英國基爾大學啟動為期六年的Hydeploy項目，這是英國第一個向燃氣網絡注入氫氣的示范項目，同時也是是英國天然氣及電力市場辦公室(Ofgem)有史以來最大的天然氣創新項目，由基爾大學聯合當地天然氣運營商Cadent、NGN以及相關企業、機構合作進行。Hydeploy項目包括三個單獨的試驗，將20%體積的氫氣分別混合到基爾大學的專用網絡中和NGN、Cadent的天然氣網絡中，目標到2023年，氫氣生產商能夠像現在的生物甲烷(沼氣)供應商一樣向天然氣網絡中注入氫氣。

Hydeploy項目示意圖：黑色管線為氫氣運輸管道，中間交匯處為制氫廠,橙色管線用于制氫過程中的二氧化碳捕捉

經過約18個月的前期工作，證明了當前的燃氣網絡和設備能夠在不進行大規模改造的情況下采用20%體積分數的氫混合物后，2019年9月，基爾大學將展開第一次試驗，氫氣會被加入到由大學運營的一個內部天然氣管網中，向100個家庭和30個教學樓提供混合燃氣。但作為金屬還原劑，氫氣具有強還原性，加入燃氣管網中時，部分老舊金屬管網需要被替換為塑料等新型材料。剩下兩項試驗將分別于2020年及2021年在英國東北部的NGN網絡及西北部的Cadent網絡進行，每項試驗規模約為700戶家庭，屆時將同樣提供混合20%氫氣的燃氣。

國發能研院、綠能智庫認為，汽油、天然氣等化石能源添加同類物質使用并非新興技術，例如生物甲烷(沼氣)混合天然氣、生物乙醇混合汽油，在技術上已經非常成熟，并且極大的促進了生物質能產業的發展。2018年，我國進口天然氣約9000萬噸，超過日本成為天然氣進口第一大國，如果氫氣能夠以一定比例混入燃氣管網中使用，將一定程度減少天然氣需求量，不僅有利于我國氫能產業持續發展，在減少碳排放、提高能源自給率方面，也能起到立竿見影的效果。

氫儲能與氫能發電：解決可再生能源消納的新思路

我國可再生能源發展全球領先，水、風、光裝機量均為世界第一，但在發展過程中，由于資源分布不均造成的矛盾較為突出。目前我國的風電、光伏發電主要分布在西北、華北、東北等“三北”地區，水電則集中在西南地區，但電力負荷重心在華東、華南地區，發電中心和用電負荷中心距離較遠，大規模、長距離輸電在所難免。而可再生能源發電具有一定的波動性、隨機性，在電網中占比越大，越需要削峰填谷進行調節，造成電網運行效率下降等不利影響。

據國發能研院、綠能智庫了解，德國在發展風電的過程中，也遇到了發電、用電中心距離較遠的問題——德國風電裝機集中在北部地區，但用電負荷在南部。為緩解風電消納難題，除了常規輸電外，德國將風電轉變為氫氣，以氫儲能的方式來替代部分直接輸電，2013年至今，德國已經開發運行了十余個氫儲能示范項目，探索氫氣制取后的多種用途，包括供應周邊加氫站、直接燃燒發電、使用燃料電池技術發電、甚至與空氣中二氧化碳反應制取甲烷等“電轉氣(P+G)”技術應用場景。

在科技部近期公布的國家重點研發計劃“可再生能源與氫能技術”2018年度項目公示清單中，“大規模風/光互補制儲氫示范系統”赫然在列，項目要求風電機組容量至少6兆瓦，光伏電站容量大于2兆瓦，表明我國已開始探索大規模可再生能源制氫的可行性。目前，我國首個大型風電制氫示范項目——中德合作的張家口沽源風電制氫項目已進入設備調試階段，該項目包括10MW電解水制氫系統，配合200MW風電場制氫，項目建成后可形成年制氫1752萬標準立方米的生產能力。發電方面，國家電網與明天氫能已經宣布將在安徽省打造我國首個兆瓦級氫能源儲能電站，氫儲能將成為解決“棄風棄光”問題的新思路。

氫能發展需打通瓶頸 降本增效才能提高競爭力

數據表明，我國現有工業制氫產能達到2500萬噸，穩居全球第一;而每年水、風、光限電約1000億千瓦時，理論上可電解制氫200萬噸。但我國氫能產業還在發展初期，各個工業制氫產區的氫氣目前以就近消納為主。國發能研院、綠能智庫了解到，氫能儲運技術關系到氫氣能否被高效利用，是限制氫能大規模發展和產業化的重要瓶頸，成為氫能推廣的重點和難點之一。隨著各省市不斷布局氫能產業，國內氫能儲運環節不斷突破：我國目前在35兆帕氣態氫氣儲存、液氫罐車運輸及鐵路運輸等方面技術已經較成熟，下一步除了降低目前氫氣儲運成本外，將探索70兆帕氣態儲氫、固態儲氫及長距離管道運輸氫氣的可行性。

各制氫方法基本指標比較(資料來源：國金證券研究所)

此外，氫能作為典型的二次能源，無論是通過煤制氫、甲烷重整等傳統方式獲得，還是利用可再生能源制氫等新興技術，成本是一個繞不開的話題。資料顯示，化石能源重整和可再生能源制氫的能量轉化率均超過70%，差異不大，但在實際應用中，化石能源獲得成本比風電、光伏發電低得多，導致最終制氫成本不到可再生能源制氫的一半。可再生能源制氫若想達到目前煤炭、天然氣重整制氫的平均能效，除了降低發電成本外，還要提高風電、光伏發電轉化效率，單個項目配建風、光電站裝機量需達到數百兆瓦甚至更多，才能保證足夠的電力輸出。雖然目前成本較高，但可再生能源制氫具有無可比擬的環保優勢，國家只要給與足夠力度扶持，將助力我國減少碳排放，達成節能減排目標。