而从全球的视角来看，氢能作为终极清洁能源的属性，导致各国均对此技术路径十分重视，积极布局氢能产业发展。

　　近两年，美国、日本、韩国、欧盟均采取了较大的政策力度加码氢能源产业，并出台了相关经济路径规划，力争领跑该赛道。截止到2021年初，全球共有约20个国家和地区发布了氢能发展规划或路线图。

　　这里面的道理，有点像逆水行舟，有些事情，不仅要跑得快，还要跑得比别人快。

　　从中国新能源推进的历史来看，用四个字可以总结：珠玉在前。

　　中国对光伏、风电、新能源车的产业政策大获成功，度电成本平价、汽车制造弯道超车，成为全球最具备竞争力的产业，成为了中国制造的名片。

　　这似乎给中国进一步推动氢能赋予了信心。占据氢能成本最大的电力会随着光伏、风能度电成本而下降，同时技术进步及大规模生产带来的制造和人力成本的下降。

　　因此，在全球氢能源产业资金跑步进场，国内新能源产业政策的逐步推进，成本不断下降的三重趋势下，政府开始密集出台促进氢能源产业发展的政策，并提出相应规划。

　　因此我们看到的测算与进程表，看起来是期望，实际上都是根据目标进行的倒推。

　　03 产业化行不行，看绿氢平价

　　氢能源产业链可以分为上游：氢生产与供应;中游：燃料电池及核心零部件;下游：燃料电池应用。

　　

 

　　在氢气制取上，目前成熟的制氢手段主要包括化石能源重整制氢、工业副产制氢以及电解水制氢三种。

　　其中，化石能源制氢通过裂解煤炭或者天然气获得氢气，俗称“蓝氢”。工业副产制氢则是对焦炭、纯碱等行业的副产物进行提纯获取氢气，俗称“灰氢”。

　　本质上两者的氢气来源仍为传统的化石燃料。虽然通过碳捕捉与封存技术(CCS)可有效降低化石能源制氢过程中产生的碳排放，但长期来看只有可再生能源电解水制备的“绿氢”才能实现真正的零碳排放。

　　目前可再生能源制氢占比较小，化石能源制氢仍是主要的氢气来源。根据 IRENA 的测算，全球仅有 4%的氢气来自电解水制氢，其余均来自煤炭、天然气以及石油炼化领域。

　　而在“富煤、贫油、少气”的能源结构下，目前国内煤制氢的占比超过 60%，电解水制氢的比例则不到 2%。可再生能源制氢仍然任重道远，未来的发展空间巨大。

　　

 

　　制约绿氢发展的因素是成本，绿氢生产成本中占比最高的为电力和电解槽，占比分别为50%和40%，所以降低电价和电解槽成本是中国实现绿氢工业化、规模化的两大核心环节。

　　随着光伏、风电的进一步降本，到 2030 年国内部分可再生资源优势区域，其度电成本到达到 0.1-0.15 元/KWh，

　　电解槽目前单位造价2500元/W;随着更大的槽体、更优质的制造工艺，以及技术环节的精进和材料的优化，有望降至1300元/W。

　　届时，绿氢成本将从 2020 年的 30.8 元/kg 快速降至 16.9 元/kg，实现与灰氢平价。

　　这种上游原材料的平价前景一旦达成，意味着氢能源的大规模产业化铺平了道路。那么，这条产业链的上下游，又如何实现传导呢?

　　04 储运关键指标：单位体积密度

　　众所周知，氢气在元素周期表位于第一位，意味着其质量小，体积小，因此密度低(ρ=m/V，忘记的朋友请找找初中物理书)。

　　氢气的性质十分活跃，很容易泄露和爆炸，储运过程消耗也大，所以在储氢罐投入的安全设计、存量设计成本很高。

　　因此，相较于石油、天然气等传统化石燃料，氢气在储运环节具有天然的劣势，发展进度缓慢。

　　如果按照方式划分，氢气储运可分为气态储运、液态储运以及固态储运三种。

　　气态储运的成本较低、充放氢速度较快，但储氢密度与运输半径较为有限，所以适用于短途运输。

　　氢气气态经济运输半径局限在200公里以内，每公斤氢运输成本为2块钱，0-100公里运输成本是4块钱/kg，运输压缩氢气的鱼雷车每车仅可运300kg。

　　中长距离大规模运输考虑管道和液氢运输，液态储运的储氢密度较大，但设备投资与能耗成本较高;固态储运则在潜艇等特殊领域有所应用，整体仍处于小规模试验阶段。

　　我们可以做一个简单理解：运输一车氢气，瓶子重量在95%以上，需求的氢气只有5%，而且不能长距离运输。所以这笔生意很不划算。

　　因此，只要是运氢气，总会面临这个问题：怎样在储运瓶里装更多的氢气?这又延伸出一条技术路线：如何增加氢气单位体积密度。

　　举个例子，一个书包想要装更多的衣服，压得越实，装得就越多。同理，储存的时候为了提升单位体积密度，也需要压缩。

　　但这个问题，并不能只靠单一环节解决，它需要一整套体系的匹配。

　　与电解水制氢类似，产业化程度的提升将有效降低氢气储运的成本，储运基础设施的建设与完善是后续氢能规模化发展的前提。