氢能开发综合利用项目可行性研究报告-“碳中和”时代来临，氢能发展获政策大力支持
1、氢能产业发展政策力度加大
2021年国务院在《“十四五”规划及2035年远景目标纲要》中提到，在包括氢能与储能在内的前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划。同时在碳中和政策背景下，各个省份均在“十四五”规划当中强调积极发展清洁能源利用（见附表），推动碳达峰、碳中和行动，从长期目标来看氢能产业的发展是其中关键之一。燃料电池车方面，中国自2001年起确立了“863计划电动汽车重大专项”项目，确定了三纵三横战略，以纯电动、混动和燃料电池汽车为三纵，以多能源动力总成控制、驱动电机和动力蓄电池为三横。随着燃料电池产业发展逐渐成熟，中国在燃料电池领域的规划纲要和战略定调已经出现苗头，支持力度逐渐加大。在2019年政府工作报告里，有一条“推动充电、加氢等设施建设”，这是氢能源首次写入《政府工作报告》，氢燃料电池的发展进入新的阶段；2020年9月，财政部、发改委等五部门联合印发燃料电池示范应用通知，并进一步明晰了对燃料电池汽车商用及氢能供应的奖励。
国家将氢能源纳入能源范畴并制定了宏观上具体的发展规划
各地政府积极出台氢能产业发展规划。地方政策出台较多的区域主要集中在北京、上海、广东、河北、山东等区域，主要聚焦在氢燃料汽车（主要为城市公交大巴车和物流车）的推广、燃料电池核心技术研发、加氢基础设施建设以及氢能示范城区的打造。
国内多数省份出台政策支持氢能源产业链发展
2、“以奖代补”，补贴政策扶持燃料电池发展
随着燃料电池技术的进步，我国正在实施各种财政政策补贴扶持燃料电池汽车商业化发展。2020年9月起，我国对氢燃料电池汽车开始为期4年的“以奖代补”政策，对入围示范的城市群，按照其目标完成情况拨付奖励资金。具体而言，有以下几个特点：
（1）补贴领域：燃料电池汽车的推广+氢能供应，利好燃料电池核心零部件国产化。燃料电池汽车推广方面，除了对整车进行奖励，同时对国产的电堆、膜电极、质子交换膜、碳纸、催化剂等燃料电池关键核心零部件环节进行积分奖励，促进零部件的国产化替代。氢能供应方面，主要对车用氢气实际加注量给予积分奖励，其中，绿氢的补贴额高于灰氢。
（2）补贴方式：“以奖代补”，而非大面积补贴。氢燃料电池汽车的补贴将由面向全国大范围式的购置补贴方式，转为面向入围城市群的燃料电池汽车商用补贴。同时，补贴需项目完成并达标后，经专家评审通过，对示范城市予以奖励。
（3）补贴额度：对入选城市群，每个城市群最多获17亿奖励。补贴采用积分制，对获批的城市群组，燃料电池汽车的商业应用补贴上限为15亿元，氢能供应补贴上限为2亿元。
3、氢能平价可期
一直以来，经济性是氢能商业化面临的最大挑战，实现氢能成本的下降以及氢能平价应用对于整个氢能产业的发展至关重要。除了上文第二章具体提到的各环节关键性技术性的降本潜力点以外，低/零碳氢能实现平价的途径还包括以下几个方面：
全产业链的规模化是降本最大动力。在不考虑技术突破影响的情况下，扩大规模是降低氢能应用成本的最大驱动力。在非运输行业，氢能供应的成本占全产业链周期成本的70%以上，根据国际氢能委员会预测，预计到2030年，低碳氢能的交付成本将大幅下降，降幅比例预计可达60%，这将主要得益于可再生能源发电成本的下降以及电解槽设备的制造规模扩大；在运输行业，终端应用设备生产规模扩大将带来高达70%的成本削减，包括燃料电池、储氢罐等，大规模的工业化组件生产和车辆集成，将在规模扩大初期使车辆的总体拥有成本降低一半，其中设备生产规模因素将贡献其中的70%。同时加氢站等配套基础设施的规模化普及也对终端氢能应用的成本下降起到关键作用。发展的问题由发展来解决，当前氢能产业发展初期的高成本问题有望在进一步推广氢能产业链规模化进程中实现平价。
CCUS技术应用对于制氢环节的降本较为关键。化石能源制氢的低碳化离不开CCUS技术的应用，我国CCUS项目的捕集技术已经比较成熟，地质利用和封存部分核心技术也取得了重大突破。二氧化碳驱油提高石油采收率等已进入商业化应用初期阶段，但经济成本仍是制约我国CCUS规模化发展的关键。目前CCUS示范工程投资额都在数亿元人民币的规模，投资主体基本是国内大型能源集团，全流程初始投资及维护成本之和每吨2超千元，其中捕集过程成本约200-300元/吨2，低浓度二氧化碳捕集成本更高达近900元/吨。罐车运输成本约0.9-1.4元/吨公里。驱油封存技术成本差异较大，但因驱油封存可以提高石油采收率，补偿CCUS成本。伴随CCUS成本的持续下降，煤制氢、工业副产氢等我国主要制氢技术可以在实现低碳化的同时实现经济效益，对制氢成本的下降潜力较大。另一方面，短期内CCUS的经济性与成本竞争力与可再生能源制氢成本也有一定关系，短期内可再生能源制氢成本降幅较小的情况下，煤制氢与天然气制氢应用CCUS技术实现低碳制氢仍可具备竞争性。
大规模管网与加氢站建设是氢能供应链环节的降本关键。管网建设：无论从煤制氢还是可再生能源制氢角度来看，中国氢能资源更多的向西部地区集中，而随着燃料电池车产业发展，氢能的主要消费区域集中在东部及南部沿海地区。因此氢能长距离运输的经济性决定了终端氢能的成本表现，大规模的氢气管网建设是降本关键之一。当前我国氢气管网长度仅以百公里为单位，相较于美国2400公里输氢管道长度仍有较大差距，因此实现管网建设仍有较大空间，同时对于运输环节降本作用也十分显著。根据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》预计，到2030年我国将建成3000公里以上氢气长输管道。目前国内外低压氢气管道运输尚处于初步发展阶段，要突破成本制约，除建设纯氢管道运输之外，还可以在天然气管网中掺混含量不大于20%的氢气，运输结束后再对混合气体进行氢气提纯。目前，该运输方式已经具有良好的经济性与安全性。加氢站建设：加氢站是加氢成本中占比最高的部分，约占总配送和零售成本的70%，其成本较高的原因在于燃料电池汽车数量有限，导致加氢站使用率普遍较低。通过氢能需求量的提升以及加氢站规模的扩大，该环节成本有望下降约80%，从2020年约5~6美元/千克下降至2030年的约1~1.5美元/千克，其中利用率提升、加氢站规模扩大、设备制造工业化分别可使成本下降2、1、0.8美元/千克。根据国际氢能委员会预计，到2030年，加氢端口成本将低于5美元/千克，其中配送和零售成本有望实现70%降幅。
