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中國經濟正經歷艱難轉型，中國能源問題的焦點不再是能源安全和能源保障的問題，而是面對氣候變暖，二氧化碳排放以及大氣污染壓力下的能源結構調整和能源效率提高的挑戰。
莫尼塔研究認為：氫能作為高效的多用途的能源媒質（energy carrier）在中國能源市場的社會和經濟（social-economical）應用場景中優勢突出。氫能在本質上并不存在同電力、化石燃料的競爭關系。
相反，氫能的發展可以充分利用中國現有的世界級的能源供應基礎設施（發電，輸配電，石油和天然氣管網），以交通運輸和能源儲存為核心市場，推動中國能源市場向以分布式供給和新能源主導的可持續（sustainable）能源模式轉換。在能源模式轉換（energy transition）過程中，中國政府應在氫能基礎設施的發展初期給以更明確和堅定的扶植支持，盡快形成氫能經濟生產（production）和流通（distribution）的規模效應。
中國制氫工業基礎良好：從化石能源到新能源制氫的過渡路徑清晰
1. 中國氫能經濟發展初期：中國工業副產氫產量充足
中國當前化工工業基礎具有強大和廣泛的制氫基礎，2015年國內副產氫（by-product production）的商用剩余量約為38萬噸/年（圖1），是190萬輛燃料電池車一年的燃料使用量（按每輛車年行駛兩萬公里計算）。中國另有198萬噸/年的潛在專業制氫 (captive production) 產能可做后續氫源供應。不考慮物流運輸問題，上述約240萬噸氫源供應都無需新增資本投入。所以，在中國氫能經濟發展的初期階段，中國工業制氫基礎有能力提供充足且廉價氫氣資源。
圖1：中國工業副產氫產能示意圖
（來源：國家能源局，莫尼塔研究）
2. 中國氫經濟發展中期：煤制氫加碳捕捉技術將成為主流制氫路線
中國煤炭資源豐富且相對廉價，故將來煤制氫很有可能成為中國規模化制氫的主要途徑。但煤制氫工藝過程二氧化碳排放水平高，所以需要引入二氧化碳捕捉技術(Carbon Capture and Storage, CCS)，以降低碳排放。
目前二氧化碳捕捉技術（CCS）主要應用于火電和化工生產中，其工藝過程涉及三個步驟：二氧化碳的捕捉和分離，二氧化碳的輸送，以及二氧化碳的封存（圖2）。據美國環境保護局的統計數據，二氧化碳捕捉技術（CCS）的應用可以減少火電廠80%-90%的二氧化碳排放量。
二氧化碳捕捉技術（CCS）在國際上早已被深入研究和實踐。2014年加拿大建成了世界上首個商業化的二氧化碳捕捉項目—邊界大壩火電廠。該項目在火電廠的基礎上整合了二氧化碳捕捉裝置，降低了發電過程中的碳排放量。而國內的神華集團也早在2009年就在鄂爾多斯建設二氧化碳捕集和封存項目，近期神華集團已經在鄂爾多斯成功示范30萬噸二氧化碳封存技術。
隨著二氧化碳捕捉技術（CCS）的逐步成熟，煤制氫加二氧化碳捕捉技術的制氫工藝路線也會日益清晰，將為中國氫能經濟中長期發展提供充足的氫氣資源。
圖2：二氧化碳捕捉技術（CCS）示意圖
（來源：公開資料，莫尼塔研究）
3. 中國氫能經濟發展后期：可再生能源制氫將實現能源的清潔生產與利用
國家能源局發布的《2015年度全國可再生能源電力發展監測評價報告》顯示，2015年我國棄風電量339億千瓦時（圖3），同比增加213億千瓦時，甘肅、新疆和吉林的棄風率均超過30%；西北地區出現了較為嚴重的棄光現象（圖4），甘肅棄光電量26億千瓦時、棄光率31%，新疆棄光電量18億千瓦時、棄光率26%。西南地區棄水現象也同樣嚴重，四川棄水電量達到102億千瓦時，云南棄水電量152.6億千瓦時。據此推算，2015年我國至少有642億千萬時的可再生能源沒有利用。如這些可再生能源用來電解制氫，則可以制備160.5億立方米的氫氣（按照制備每立方米氫氣耗費4度電來計算）。
圖3：2015年全國風電限制出力（停機）情況
（來源：國家能源局，莫尼塔研究）
圖4：2015年全國光伏發電限制出力（停機）情況
（來源：國家能源局，莫尼塔研究）
目前棄光、棄風和棄水發電的成本價格為0.15元/度，據此計算出的電解水制氫成本為1.5元/立方米，這已經遠低于利用上網電電解水制氫的成本，且與化石燃料（煤、焦炭和天然氣）制氫的成本上限接近（表1）。所以，未來氫能產業鏈下游儲運等環節一旦取得突破，新能源支持的大規模電解水制氫的市場份額將出現增長，氫能成本也會進一步降低。
表1：制氫成本對比
（來源：莫尼塔研究）
氫能在能源市場的多種應用場景將降低氫能的整體使用成本
目前市場對氫能使用存在一個明顯的誤區，即將氫能的應用范圍局限于傳統化工生產領域這一單一應用場景，由此而擔憂氫能基礎設施投入開銷巨大，且使用成本高昂。事實上，氫能作為儲能介質能夠橫跨電力、供熱和燃料三個領域，促使能源供應端融合，提升能源使用效率，其應用模式可以抽象為以下三個方面：
a． 電能到電能的轉換（power to power）：電解制氫實現電能向氫能的轉化，必要時氫能可通過燃料電池再次轉化為電能。
b．電能到燃氣的轉換（power to gas）：電解制氫后，將氫氣直接混入天然氣管道，或者合成甲烷后混入天然氣管道；混合天然氣在終端作為燃料提供熱能。
c． 電能到燃料的轉換（power to fuel）：電解制氫后，氫氣作為燃料電池車的燃料，為汽車提供動力。
而氫能作為能源載體的具體應用模式涉及新能源制氫補充發電、燃料電池汽車、分布式發電等領域。所以氫能的應用場景具有很強的多樣性，如未來能夠形成電力、供熱和燃料相互交叉的應用網絡，將大幅降低其使用成本。
圖5：氫能作為儲能介質能夠橫跨電力、供熱和燃料三個領域
（來源：莫尼塔研究）
1. 中國氫能應用場景一：傳統石油化工生產的原材料
中國目前年產氫氣2000萬噸，其中50%用于石油和煤化工領域，45%用于合成氨。所以中國對于氫氣的應用主要集中在石化生產領域，即氫氣的傳統使用領域（表2）。在這些生產過程中，氫氣是直接參與反應的原材料。相對于傳統應用領域，氫能在新能源方面的應用份額很低，說明中國氫能經濟的發展還處于萌芽階段。
表2：氫氣的傳統應用領域
（來源：莫尼塔研究）
2. 中國氫能應用場景二：氫能可實現可再生能源補充發電
近幾年，以德國為首的西歐國家正嘗試探索風電、太陽能電解制氫，并用天然氣管道輸送氫氣或氫氣制甲烷的氫能發展模式，即電轉氣（power to gas, P2G）模式（圖6）。電轉氣（P2G）模式的第一步是利用風能和太陽能等可再生能源產生的電能電解水制取氫氣。第二步是氫氣與二氧化碳反應制備甲烷，再通過天然氣管道與天然氣混合儲存運輸；或者直接將制得的氫氣與天然氣按一定比例混合后，再通過天然氣管道進行儲存運輸。截至2016年1月，歐洲地區已經建成了50個電轉氣（P2G）示范項目（圖7）。
圖6：電轉氣（Power to Gas）概念圖解
（來源：公開資料，莫尼塔研究）
圖7：歐洲電轉氣（Power to Gas）示范項目建設情況
（來源：公開資料，莫尼塔研究）
目前中國主要城市的天然氣管道建設已經較為完備，具有發展電轉氣（P2G）的初步基礎。中國發展電轉氣（P2G）具有多重重大意義。
一是通過發展電轉氣（P2G）可實現可再生能源補充發電。目前風能和太陽能等可再生能源發電的難點在于發電的波動性。波動的可再生能源使發電高峰和用電高峰產生錯配，造成并網困難。但如果波動的可再生能源先轉化成氫能儲存起來，在用電高峰時，再轉化為電能，就可實現可再生能源補充發電。
二是降低氫能的儲運成本。目前氫氣主要通過高壓壓縮和液化等方式儲存和運輸，儲運費用占氫氣售價的40%至70%。儲運費用過高成為阻礙氫能推廣的一個重要原因。如果通過現有天然氣管道輸送氫氣，則輸送壓力較低，且能夠連續供氣，所以氫氣的儲運成本可以大幅降低。
三是電轉氣（P2G）的應用能夠提高可再生能源在中國能源消費中的占比，減少化石燃料的使用，有助于減少污染和碳排放。
3. 中國氫能應用場景三：以氫燃料電池為核心的分布式能源網絡可提高能源利用效率
氫能不但能夠實現前文所述的并網發電，還因其儲運的機動性，可以依托氫燃料電池技術，建立分布式能源網絡，做到區域或城市電力、熱能和冷能的聯合供應（圖8）。燃料電池自身的能源轉化效率高（圖9），且分布式能源系統的能源輸送距離短，以氫燃料電池為核心的能源網絡的能源利用率明顯高于傳統能源網絡。
圖8：分布式發電網絡示意圖
（來源：公開資料，莫尼塔研究）
日本東京天然氣公司和松下公司聯合研發的家庭分布式能源系統Ene-Farm已經在日本成功推廣。該系統的燃料電池以天然氣管道輸送的氫氣為燃料，發電和用電地點相同，且發電產生的熱量也被用來供熱。整個系統的能源利用效率高達95%，而傳統天然氣發電加鍋爐供熱的能源效率僅有68.7%（圖10）。根據東京天然氣公司和松下公司公布的數據，Ene-Farm可以減少37%的一次能源使用量和49%的二氧化碳排放量。
圖9：氫氧質子交換膜燃料電池的發電效率約為60% 僅低于水利發電效率
（來源：DOE，莫尼塔研究）
圖10：分布式的燃料電池熱電聯產，將使得整體能源轉化效率大幅提高
（來源：Tokyo Gas，Tokyo Electric Power，RIETI，莫尼塔研究） 注：LHV-低熱值；HHV-高熱值
4. 中國氫能應用場景四：燃料電池客車或成為中國燃料電池汽車發展的突破口
國外汽車生產廠商經過多年技術積累，已經為燃料電池車的商業化打下了良好基礎。配合靈活的銷售方案，包括美國、德國、丹麥、英國在內的國家的燃料電池汽車，正在從概念車逐步向商業化生產過渡（圖11）。目前豐田Mirai、現代iX35以及本田Clarity燃料電池汽車已實現商業化生產。
圖11：傳統車企的燃料電池發展路徑
（來源：公開數據，莫尼塔研究）
而燃料電池的研發和技術進步速度也在加快（圖12），預計未來2-3年內，會有多輛概念車型步入商業化。
圖12：燃料電池汽車性能在逐步提高
（來源：公開數據，莫尼塔研究）
而燃料電池客車因技術門檻相對較低、具有良好的宣傳推廣效應、以及加氫站布局存在優勢的原因，有可能成為中國燃料電池汽車發展的突破口。2015年中國燃料電池客車的訂單數量出現了明顯增長。2015年4月，宇通與北京億華通公司簽訂了100輛燃料電池客車合作意向書；5月福田汽車接到了有車（北京）新能源汽車租賃 有限公司購買100 輛歐輝氫燃料電池電動客車的訂單；6月佛山飛馳宣布簽署了28輛燃料電池客車訂單。
表3： 國內外燃料電池客車性能對比
（來源：公開數據，莫尼塔研究）
氫能在中國能源市場的突破點在于基礎設施建設，政府的扶持和明晰規劃是關鍵
氫能經濟是富國經濟，窮國發展不了氫能經濟。單一、少量氫能的生產和應用并不困難，但是要把氫能作為綠色經濟的支柱進行規模化發展，其難度是很大的。這不僅需要投入大量人力、物力和財力，還需要有豐富的氫能產業鏈知識積累和實踐經驗。因此氫能經濟在中國得以發展，離不開經濟水平（人均GDP）的提高，配套基礎設施的跟進，以及發展初期政府的大力扶持。
1. 中國東部地區有發展氫能經濟的良好經濟條件和環境迫切性
2015年中國一線城市的平約收入水為19830美元/年，已步入高收入國家行列（圖13），而中國沿海地區的人口密度遠高于其他地區（圖14）。從上述兩點出發，中國沿海發達地區已經具備了規模化發展氫能經濟的基礎。
圖13：中國東部及東南部一線城市人均GDP已達到高收入國家水平
（來源：Wind，莫尼塔研究）
圖14：中國東部地區人口密度高，也有利于發展氫能經濟
（來源：網絡，莫尼塔研究）
從環境角度來看，全國40%的汽車集中于東部地區，高水平的汽車保有量造成城市擁堵，加劇空氣污染（圖15，圖16，圖17，表4）。據OECD組織估算，中國大氣污染造成的死亡人數將長期高于全球平均水平，中國環境壓力已接近極限（圖18）。
圖15： 2015年中國汽車保有量超過200萬輛的城市共有11個，其中東部沿海城市占7個
（來源：公開資料，莫尼塔）
表4： 2016年2季度全國交通擁堵排名顯示，東部汽車保有量高的地區擁堵嚴重
（來源：公開資料，莫尼塔）
在二氧化碳排放方面，中國作為《巴黎氣候變化協定》的締約國，承諾在2030年使二氧化碳排放達到峰值，并且將非化石能源在一次能源中的比重提升到20%。中國作為全球碳排放第一大國，加上以煤炭為主的能源結構，未來二氧化碳減排壓力巨大。綜合上述因素，在條件成熟的情況下，中國東部發達地區將會率先開展氫能經濟的發展建設。
圖17：中國東部地區整體PM2.5水平遠超國際標準（25微克/立方米）
北京2015年的峰值高達1000微克/立方米，逼近1952年倫敦“霧霾殺人事件”水平
（來源：Berkeley Earth，莫尼塔研究）
圖18：中國大氣污染造成的死亡人數將長期高于全球其他地區，中國環境已接近極限
（來源：OECD，莫尼塔研究）
2. 基礎建設是發展氫能經濟的突破口，而政府補貼和明晰的發展規劃是關鍵
不同于其他新能源，氫能經濟的中間環節至關重要。以加氫站為例，其前期投資巨大，單個產業和個體企業無法獨立承擔。據IEA的估計，加氫站的累計現金流在加氫站運營后的10-15年都處于負值（圖19）。為了確保氫能經濟在發展初期能夠順利開展，德國和日本的政府部門都為氫能經濟制定了清晰、周密的發展方針，并提供全面的政策及資金支持。而目前中國政府對氫能經濟的補貼主要集中在加氫站建設和燃料電池車的銷售環節：
a. 每建設一個加氫站的國家補貼為400萬元；
b. 每銷售一輛燃料電池商用車最高可獲得50萬元的地方補貼和50萬元的國家補貼。
對比德國和日本，中國政府對于氫能全產業鏈的扶持力度還需進一步加強。
圖19：如沒有政府支持，加氫站累計現金流長期處于負區間
（來源：IEA，莫尼塔研究）
注：依據加州燃料電池車市場估計
德國模式：自上而下
德國氫能經濟走的是一條由上至下的發展道路。首先重點發展P2G模式，以期盡快為下游氫能應用提供便捷的基礎設施，進而激活下游應用場景。在氫能基礎設施布局方面，德國政府采取以核心城市為中心，并依托完備的天然氣管道系統逐步向外延擴展（圖20，圖21）。
與此同時，德國政府和產業資本也積極推動氫能基礎設施的發展和建設。德國政府牽頭成立了國家全資公司（National Organization Hydrogen and Fuel Cell Technology, NOW GmbH），以支持氫能經濟的初期發展（圖22）。該公司的管理層由德國聯通署、建筑與城市發展部等5個部門組成。
為推動氫能發展項目的實施，NOW啟動了NIP計劃（National Hydrogen and Fuel Cell Technology Innovation Program）。通過NIP計劃，共募集14億歐元的專項資金用于2007年至2016年的氫能項目開發。募集資金中的7億歐元由德國政府出資，剩余資金則按項目合作制度由產業提供。除此而外，由Air Liquide，Daimler，Linde，OMV，Shell 和 Total六家氫能產業的龍頭企業結成 了H2 Mobility 聯盟，以社會產業資本的身份通NOW一同支持德國氫能產業發展。
德國其他氫能產業資本也全力支持氫能經濟發展，目前有約300家上下游公司（包括汽車廠商和各類配件供應商）準備投入超過20億歐元，用于推動氫能基礎設施建設。
圖20：德國有遍及全國的天然氣管道 發展P2G有天然的優勢
（來源：公開資料，莫尼塔研究）
圖21：德國首先在人口密度高的地區建設氫能的基礎設施 并逐步向外延拓展
（來源：NOW/DENA，莫尼塔探究）
圖22：NOW領頭的德國氫能經濟發展規劃
（來源：NOW，莫尼塔研究）
日本模式：自下而上
因能源匱乏，日本很早就將氫能經濟視為未來國家能源的發展方向，并已持續推廣氫能經濟多年。2014年6月日本通過了新的氫能發展政策，從更廣的維度加速推進氫能經濟發展。該政策主要內容包括以下幾點（圖23）：
a. 明確了當前到2050年之間的氫能長期發展路線圖；
b. 推廣氫能發電，以及氫能在叉車和船舶方面的應用；
c. 建立廉價的氫氣系統，促使氫能應用多樣化，并于2020年初步構建國際氫能供應鏈；
d. 在日本奧運會上展示氫能經濟成果
從日本氫能經濟三階段任務可以看出，其選擇的是自下而上的發展路徑。日本希望在前期著重普及氫能及燃料電池的下游應用，并不斷拓展下游市場規模。
圖23：日本氫能經濟路線圖
（來源：RETI，莫尼塔研究）
為了推進氫能經濟的初期發展，2014年日本提供約46億日元的財政補貼資金，2015年則為89億日元。這些資金將用于補貼50%的加氫站建設成本（表5）。在基礎設施布局方面，日本與德國一樣，首先在人口密集的區域建設基礎設施。日本將前期的基礎設施建在車輛集中且可能首先商業化的城市，并將加氫站布局在四個核心地區之間的高速公路上（圖24，圖25）。
表5：日本對加氫站的補貼標準
（來源：JX Nippon Oil & Energy，莫尼塔研究）
圖24：日本的人口集中在，關東、名古屋、關西以及福岡地區
（來源：公開資料，莫尼塔研究）
圖25：日本將加氫站重點建設在人口和車輛集中的地區
（來源：JX Nippon Oil & Energy，莫尼塔研究）
大型能源企業將是中國氫能經濟的核心競爭者
雖然中國氫能是否成為電力一樣廣泛適用的能源載體尚有很大的不確定性，但作為融合分布式能源供應轉換、無污染和高效靈活的能源媒介，其市場潛力和未來貢獻卻是毋庸置疑的。
中國的環境壓力遠遠大于其他國家，同時中國現行體制又適合高效的基礎設施建設和政府推動的產業發展。在中國經濟增速放緩，傳統經濟投資發力的市場環境下，氫能經濟在中國無疑具有天時地利與人和的優勢，不可錯失良機。而參考發達國家氫能經濟的發展經驗，面對氫能經濟的發展機遇，大型能源企業及汽車廠商更有實力與動力參與氫能經濟的建設。
在日本，加氫站的建設主要由大型企業擔當，其中又以傳統燃氣及能源供應商最為積極（表6）。
莫尼塔研究認為，相比中小企業，大型企業在氫能經濟發展方面具有以下優勢：
a. 具有較強發展氫能經濟動力：充分利用當前資產和生產能力，為氫能發展開發新的應用場景；
b. 資金實力雄厚：大型國企或行業龍頭有進行產業鏈整合的實力（收購核心技術和公司）；
c. 具有寬廣的行業發展視野和良好抗風險能力。
一旦中國氫能行業前景進一步向好，大型企業對氫能經濟的推動意愿和能力不容小覷。因此，我們看好國內有雄厚資金實力、且具備產業鏈整合能力的大型能源集團上市公司。為此我們推薦：中國神華（601088.SH）、長江電力（600900.SH）、新奧能源（02688.HK）。
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