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本期介绍氢能发展现状及其未来的展望。
氢能发展路线分析
2019-5-21 来源：氢能源燃料电池电动汽车
20世纪70年代，中东第三次战争导致世界范围的能源危机后，美国通用汽车公司提出了“氢经济”概念，主要描绘未来氢气取代石油成为支撑全球经济的主要能源后，整个氢能源生产、配送、贮存及使用的市场运作体系。经过近40年的发展，氢能利用方面取得了一定成就，氢燃料电池汽车等已经开发并运用，但氢能产业整体上仍处于“示范”阶段，各种氢能公共基础设施建设仍不健全，氢能未进行大规模运用，与“氢经济”描绘场景相去甚远。
1. 氢能产业发展现状
1.1制氢产业
制氢主要的原理一种是从C-H键断裂，主要从烃类物质（石油，天然气等）提取，另一种是从O-H键断裂入手制氢，主要为水分解。现阶段流行的制氢工艺有电解水制氢，甲烷水蒸汽重整制氢，煤制氢、甲醇制氢、氨分解制氢等，除电解水是从O-H断裂外，基本都是利用化石能源C-H键断裂制取，严格意义上说化石能源制氢除非有除碳措施，并不能达到减排的目的，目前主流的制氢仍是以化石能源制氢为基础，大约占了目前制氢比重的90%以上，所以迫切需要一种经济环保的制氢方法来支撑氢能产业。
由于现在技术水平发电效率在35%左右，电解水制氢效率即使效率最高的SPE法也才90%，总体效率低于30%，经济性较差，只能利用峰谷期间余电来制取，或者通过可再生的太阳能，风能来进行制取，不适宜进行大规模制氢。
水裂解制氢是最直接的方法，但是研究表明需要2500K（约为2226.85摄氏度）以上水的分解才比较明显，考虑材料耐高温及氢氧分离技术限制，水直接分解目前技术上不可行。
为达到环保的目的，利用清洁的一次能源核能大规模制氢看来是行之有效的办法。再通过热化学方法，把核电厂产生高温蒸汽与先进的热化学制氢工艺相结合，达到大规模制氢的目的，这个过程中由核能高温蒸汽与先进的热化学方法耦合制氢减少了能量转换（热-电）这一中间过程，预期制氢效率可达50%以上。现在主流的热化学方法制氢体系有：含硫体系，氧化物体系，卤化物体系，杂化物体系。其中又以美国通用GA公司的IS循环制氢制氢最为著名，并进行了小规模的试验验证。
1.2 氢气的储存、运输
良好的氢气运输网络是氢能产业发展的必要基础条件。氢由于具有易燃易爆的特点，爆炸极限浓度为4.0%～75.6%（体积浓度），同时在高压下容易使材料发生氢脆，导致氢气储存、运输一直是一个比较棘手的问题。当前主要的氢气运输为通过储气罐汽车输送为主。国内氢气的储存仍是以压缩罐储存为主，氢能汽车采用的是35MPa或70MPa的高压气储气罐。运输基本通过储氢罐车运输，有少部分工业园区采用管道直接供给合成氢，均没有形成较为广大的网络。
欧洲NaturalHy项目、荷兰的VG2项目、德国的DVGW项目以及美国能源部实施的氢能管道研究发展工程等均研究了掺氢天然气管道输送的安全问题。据了解已有管道达到掺氢20%左右，仍能保证安全性。利用现有的天然气管道进行改造升级，使其能够输送氢气，是氢能快速推广的一种捷径。但是由于天然气目前储量还是比较丰富，现阶段只需要支付开采成本，氢气没有价格优势，氢气使用普及存在一定阻力。
液化氢气密度为常温下的845倍，氢气液化储存需要达到超低温-253℃，但氢气液化成本高，能量损失大（氢液化所需能量为液化氢燃烧产热额的30%），且存在蒸发损失，需要极好的绝热装置来隔热，也仅在一些特殊领域有所运用，如航天领域。当前也在研究运用合金储存，或者芳烃类有机物进行储存，但目前情况来看储存的氢气质量分数都在10%以下，还需要配套催化加氢脱氢设备，现在情况相对于储气罐储存仍没有优势。
氢气输送与运用的理想状态是如电能一样，达到发电量与负荷的平衡状态，尽量减少储存环节。预期未来氢能产业发展到一定程度，使氢气生产与消费达到基本平衡，实现氢气零储存的理想的状况。
1.3 氢能应用领域
现阶段氢气主要用于化工领域，少部分用于交通运输。化工领域包括合成氨生产，石油催化剂提高油品，医药合成中的催化氢化等。交通运输方面主要运用于氢能汽车，但全球范围内比重较小。
目前氢能源汽车续航里程已经可以达到400~600km，电池电堆寿命也可达到4000h以上，但由于现在燃油车预计仍在相当一段时间内仍有优势，以及电动汽车的竞争压力，加氢站数量限制，基础配套设施不能满足需要，氢能汽车未广泛推广。
值得关注的是，目前开发的燃料电池不仅可用氢气作为燃料，也可用甲烷，甚至是石油均可作为燃料。且当前氢燃料电池要求的氢气浓度要达到99.99%以上，这对于氢气的要求太高，这也限制了氢能汽车的发展。
2.氢能发展主要制约问题
2.1 经济性问题
化石能源仍在相当一段时间内有竞争力，毕竟基本上只需要支付开采成本，而氢气在地球自然界没有大规模存在，需要经过加工提取，相对来说成本较高。同时在氢气运输上，氢气管道材料要求较高，氢气管线成本是普通燃气管道的2~3倍。加之下游氢能推广仍处于起步阶段，市场不够广阔不够经济。如果目前没有环保方面的压力，化石燃料还是在经济上有优势。
2.2 基础设施不完善
截止2018年底，全球共有369座加氢站。其中欧洲152座，亚洲136座，北美78座。中国目前12座，在建24座。没有形成较大的氢气传输管道。这极大的限制了氢燃料电池汽车等终端使用。现在国内燃气管道基本上是天然气管道，以前含有氢气的煤气管道基本上进行了改造，氢气在成本上并不占有优势，加之安全问题，并没有大规模用于居民燃气。
2.3 安全问题
由于氢气自身易燃易爆、易泄露等原因，使氢能基础设施成本加大，民众的接受认可程度也较低，不利于创造宽松的应用发展环境，使氢气运用受限。
3. 氢能发展方向建议
3.1 规模低价的氢气来源
氢能作为清洁低碳能源，未能大规模应用，成本是大问题，现在制备价格都5元/m3左右，是天然气的2倍以上，需要从源头上降低氢气价格。通过核能蒸汽热化学循环是未来制氢发展的方向，只有保证稳定，充足的来源才能为下游终端用户创造良好环境。
3.2 以自然垄断促进氢气基础设施建设
要让氢能发展成未来社会的必需品，可以参考水、电、天然气、通讯的发展模式，让企业通过垄断，大规模建造氢气运输、储存网络来降低成本，特别是利用天然气已有的管道来改造升级，先通过掺氢管道建设，首先让氢气可以用起来，有了市场，自然也能促进下游终端开发，即使再不济，居民生活用气也是一个大市场。
3.3 氢能发展应先“粗狂式”地发展
目前火热的燃料电池技术虽然成果较大，极大的提升了氢能利用效率，但是对于氢气纯度要求太苛刻，一般要达到99.99%以上，使用门槛太高对氢能发展不是好事情。如能开发出纯度要求不高的混合气体燃料电池，或者是直接开发高效率的内燃式的氢气发动机，或许更能促进氢能产业的发展。在初期发展阶段，建议可考虑用氢气替代一部分天然气，让氢能先应用于生活、生产能源，改变社会能源结构，先达到减排作用。
3.4 加大氢能产业的扶持力度
新兴产业的发展初期阶段都离不开政府政策的支持，政府资金政策扶持可降低投资者初期风险。可采取合作的方式与投资者建设加氢站，补贴氢气运输管道建设，奖励储氢材料，氢能技术开发研究等。
4. 总结
地球丰富的水资源为氢能未来发展提供巨大空间，技术的日趋成熟也为氢能发展提供了保障，氢经济发展需要足够的耐心，需等待到大众已经不能忍受化石能源带来的一系列问题，氢能将逐渐成为主流。可以想象未来通过清洁的一次能源核能作为制氢能源，通过核蒸汽与碘硫循环等先进的热化学工艺集合制取廉价氢气，完善的管道网络输送至生产，生活终端，达到制造与消费的平衡，氢经济最终形成。
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简析氢能源的主要使用成本
2019-6-1 来源：微能网
1. 制氢成本
我国作为世界第一产氢大国，产能超过2000万吨/年。煤、天然气、石油等化石燃料生产的氢气占了将近70%，工业副产气体制得氢气约占30%，电解水占不到1%。我国制氢潜力巨大，煤炭、天然气制氢几乎不受资源约束，焦炭、氯碱、甲醇、合成氨的副产氢气产能也超过千万吨，2018年全国可再生能源弃电量为1023亿千瓦时，理论制氢潜力达到186万吨。
在各类制氢技术路线中，化石燃料制氢技术具有技术成熟、成本较低等优点，但也面临碳排放量高、气体杂质含量高等问题。我国煤制氢技术成熟，已实现商业化且具有明显成本优势(0.8～1.2元/标准立方米)，适合大规模制氢，且我国煤炭资源丰富，煤制氢是我国当前主要的制氢方式。天然气制氢成本受原料价格影响较大，综合成本略高于煤制氢(0.8～1.5元/标准立方米)，主要适用于大规模制氢，但也存在碳排放问题，同时我国天然气大量依赖进口，原料相对较难以保证。虽然未来碳捕捉技术有望解决CO2排放问题，但也会增加制氢成本。此外，化石燃料制氢技术生产的气体杂质成分多，如果要应用于燃料电池还需要进一步的提纯，增加纯化成本。
工业副产氢制氢尽管提纯工艺相对复杂，但具有技术成熟、成本低、环境相对友好等优点，有望成为近期高纯氢气的重要来源。工业副产氢制氢指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式。工业含氢尾气主要包括焦炉煤气、氯碱副产气、炼厂干气、合成甲醇及合成氨弛放气等，一般用于回炉助燃或化工生产等用途，利用效率低，有较高比例的富余。目前采用变压吸附技术(PSA)的焦炉煤气制氢、氯碱尾气制氢等装置已经得到推广应用，氢气提纯成本仅0.2元/立方米，计入综合成本后仍具有明显的经济性优势。
电解水制氢技术成熟、氢气纯度高且环境友好，但是制氢成本高。电解水制氢技术主要包括碱性电解水制氢、固体质子交换膜电解水(SPE)制氢和固态氧化物电解水(SOEC)制氢。我国碱性电解水制氢技术早已成熟，是目前最成熟的电解水制氢方法，但成本仍然偏高。目前生产1立方米氢气需要消耗大约5～5.5千瓦时电能，即使采用低谷电制氢(电价取0.25元/千瓦时)，加上电费以外的固定成本(约0.5元/立方米)，则目前制氢综合成本至少在1.7元/立方米。SPE制氢技术在国外已进入市场导入阶段，但与SOEC技术一样，在国内还都处于研发阶段。与碱性电解水制氢技术相比，SPE制氢设备价格高出数倍，但具有对负荷变化响应速度快的特点，更适应可再生能源发电间歇性、波动性、随机性的特点，有望在装备成本降低后，成为未来更具市场前景的电解水制氢技术。总体而言，电解水制氢高灵活性和高成本的特点决定了其更适合在分布式场景进行现场制氢。
2. 储运成本
高压气态储氢是目前氢气储存的主要方式，具有容器结构简单、能耗较低、充放速度快等优点。按照氢气状态的不同以及技术发展的不同阶段，目前国内外氢气储运方式可分为三大类：一是压缩气态储存技术，这是目前国内外最成熟的技术。根据氢气压力级别不同，可分为低压、中压和高压三类。其中，低压储罐一般用于就地储存，常见为15兆帕低压储罐;中压储罐通常储存压力为16兆帕～45兆帕，可用于加氢站的固定式储氢或其他对空间要求比较苛刻的场景;国内高压储罐最高设计压力为98兆帕，主要用于加氢站的固定式储氢。对于车载储氢来说，目前常用的储氢罐压力为35兆帕和70兆帕，国际上70兆帕车载储氢技术成熟，已被应用于乘用车并已实现商业化应用;国内目前还普遍使用35兆帕车载储氢罐，还未形成70兆帕车载储氢罐使用标准。二是液氢技术，目前国外已经推广应用，国内只用于航天领域。液氢储氢罐的优势是储氢密度大，按每立方米液氢储罐可储存70公斤(90兆帕高压气态储氢罐储存47公斤氢气)，但液氢液化过程能耗高，折合每千克氢气耗电约13千瓦时，且外部侵入热量会造成每天约1%的蒸发损失。三是固体储氢和有机液体储氢材料技术，国内外均仍处于研究开发阶段。固体储氢指各种类型的储氢合金或金属氢化物吸附储氢，这类储氢材料体积较小，因此体积储氢密度高且压力小，使用安全。但固态储氢技术要实现应用，还需要进一步提高质量储氢密度、降低释氢温度以及提高使用寿命等。有机液体储氢，一般具有储氢密度较高和运输方便的优点，如果能在降低放氢温度、减少能量消耗等方面获得突破性进展，将有望得到推广应用。
氢输送技术主要包括高压气态输送、管道输氢和液态氢输送。高压气态氢气输送技术将氢气增压至20兆帕至40兆帕左右充装到大容积气瓶组，以长管拖车从制氢厂运送至使用厂家或加氢站。通常每辆长管拖车的载运氢气量约300～500公斤，由于拖车装运的氢气重量只占运输总重量的1%～2%，运输效率较低，因此高压气态输氢技术适用于运输距离较近(不超过150公里)和输送量较低的场景，国内加氢站的外进氢气目前均采用长管拖车进行运输。管道运输则适用于大规模、长距离的氢气运输，可有效降低运输成本。随着氢能产业的快速发展，新建输氢管网可以满足巨大的用氢需求，是大规模、长距离氢气运输的发展趋势。液氢运输是将液氢装在压力通常为0.6兆帕的专用低温绝热槽罐内，利用卡车、机车和船舶进行运输。每辆汽车的液氢装载量超过2000公斤，经济运输距离超过500公里，具有氢气运输量较大，运输距离较远的优点，但是制取液氢的能耗较大，并且液氢储存、输送过程均有一定的蒸发损耗。液氢输送技术较为成熟，国外应用也已经有一定规模;而国内由于相关的法规标准欠缺，暂时没有液氢卡车罐车，仅有液氢铁路罐车。
综上所述，氢气储运方式的选择需根据需求量、运输距离综合考虑：气态长管拖车运输适合用于短距离和300千克/天需求量加氢站，目前高压储氢罐拖车运输百公里储运成本为20元/公斤，占终端氢气售价约50%;液氢储运适用于长距离运输和大于500千克/天需求量加氢站;管道运输适合大于1000千克/天需求量加氢站。固态储氢材料和有机液体储氢是氢气储存与运输的重要研究方向，目前都处于研发或小规模示范运用阶段。
3. 加注成本
加氢站的运营成本主要包括氢气采购、运输、氢气存储，加氢站能耗及人员成本等。加氢站储气系统的储氢容器、储氢压力是其主要技术指标。目前35兆帕加氢站高压储氢容器工作压力为45兆帕。70兆帕加氢站高压储氢容器工作压力为87.5兆帕。由于目前加氢站建设数量少，各类成本无法形成行业标准。以国内某示范项目为例，其45兆帕，300标准立方米/小时压缩机成本为60万元，45兆帕和25兆帕储氢瓶成本分别为50万元和10万元，35兆帕加氢机成本为65万元，长罐拖车成本120万元，加之其他管束、监控、站内制氢等周边成本，加氢站(4压缩机×4储氢瓶)综合建站成本超过1000万元(不含土地)。
国内目前正在规划、建设中的加氢站大约有20座以上，加氢能力大都小于400公斤/天，属于示范型加氢站。以400公斤/天的加氢站为例计算，车载储氢量为4公斤，则可服务100辆轿车;公共交通客车百公里耗氢量按照8公斤计算，车载储氢量为25公斤，则可服务16辆公共交通客车。相比单个加油站平均服务上千辆汽车，加氢站单站的供应能力明显偏小。单站供应能力将影响到加氢站的经济性，考虑加氢站投资运营环节，目前氢气储运及加注占总成本近70%。随着氢能应用规模的扩大和管道运输的引入，未来氢能储运和加注成本有较大下降潜力。
从最近公布的数据来看，日本计划到2030年对于燃料电池的开发投入将达到1万亿日元;2016年美国对于燃料电池和氢能源的研发就已经超过了7600万美元;在加州目前已经建成了31个加氢站，计划2023年将建设超过100个加氢站。其实从这些数据中我们就已经可以看出全球都已经非常重视对于燃料电池的开发和氢能源的使用。
氢能源+燃料电池的组合具有非常明显的优势。首先就是排放问题，氢能源在使用的时候与燃料电池发生反应，而排出的唯一物质就是水，这可是百分百满足国际环保排放需求。加注速度快也是其主要的优势之一，据氢能源制造企业给出的数据来看，加注100L的储氢罐只需要两分钟。从加注的速度上来说就已经可以和传统的燃油加注速度媲美，这也是目前纯电动卡车在能源补速度充上无法超越的。
续航里程在纯电动卡车上来说，一直是难以解决的问题，但是氢能源+燃料电池的组合却可以很好地解决续航里程问题。这还是依靠于氢能源的加注速度，换而言之氢能源车未来其实就跟目前的燃油车一样，只是加注的能源从燃油变成了氢能源。
燃料电池的寿命问题，这是目前困扰了全球所有研究燃料电池企业的一大难题。目前即便是本田新一代燃料电池系统的寿命也仅有5000小时，算下来差不多也就是200余天。对于重卡来说如此短寿命的燃料电池当然是无法满足日常使用需求的，同时短寿命也注定需要高频率的更换燃料电池，这成本对于普通用户来说根本是无法想象的。
据了解，储存一公斤氢的乘用车氢瓶需要约1000美元。由于氢需要很大的压力来压缩，氢瓶压力一般可以达到700个大气压，因此，瓶子既要轻便又要保证强度。铝合金与高强度碳纤维材料的组合，导致氢瓶成本居高不下，如果换算到重卡之上这一成本必定会呈几何倍数增加。同时安全也是一大难题，低压储氢罐如果装在卡车之上，一旦发生严重的碰撞事故是否会发生让人担心的“氢弹”爆炸?这都是未解难题。
加氢站的建设也是未来的一大难题，因为它并非我们想象中的那么容易。就拿日本已建成的加氢站为例，其建设一座加油站仅需1亿日元(约650万人民币)，但是建一座中规模的FCV加氢站则需要4.5亿日元(约2700万人民币)，这还不算基础建设的费用以及加注设备的费用，由此可见其成本方面是很高昂的。截止到2017年底，全世界正在运营中的加氢站也仅有274座，而中国只有7座，如此稀有的配套措施无疑让氢能源汽车进度更加缓慢。
氢能源如果要实现大规模的应用还有很长的道路要走，其市场应用也是当前发展氢能源相关技术的最好保障。
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中国氢能现状与发展前景
2019-3-12 来源：电池联盟
1. 氢能特点
氢目前虽然主要是作为重要的工业原料，但在能源转型过程中，氢更重要的是作为一种清洁能源和良好的能源载体，具有清洁高效、可储能、可运输、应用场景丰富等特点。
（1）来源多样、清洁、环保、高效的二次能源
氢是二次能源，能通过多种方式制取，资源制约小，利用燃料电池，氢能通过电化学反应直接转化成电能和水，不排放污染物，相比汽柴油、天然气等化石燃料，其转化效率不受卡诺循环限制，发电效率超过50%，是零污染的高效能源。
（2）理想的能源互联媒介
氢能是实现电力、热力、液体燃料等各种能源品种之间转化的媒介，是在可预见的未来实现跨能源网络协同优化的唯一途径。当前能源体系主要由电网、热网、油气管网共同构成，凭借燃料电池技术，氢能可以在不同能源网络之间进行转化，可以同时将可再生能源与化石燃料转化成电力和热力，也可通过逆反应产生氢燃料替代化石燃料或进行能源存储，从而实现不同能源网络之间的协同优化。
（3）可大规模应用的储能介质
随着可再生能源渗透率不断提高，季节性乃至年度调峰需求也将与日俱增，储能在未来能源系统中的作用不断显现，但是电化学储能及储热难以满足长周期、大容量储能需求。氢能可以更经济地实现电能或热能的长周期、大规模存储，可成为解决弃风、弃光、弃水问题的重要途经，保障未来高比例可再生能源体系的安全稳定运行。
（4）丰富的应用场景
氢能应用模式丰富，能够帮助工业、建筑、交通等主要终端应用领域实现低碳化，包括作为燃料电池汽车应用于交通运输领域，作为储能介质支持大规模可再生能源的整合和发电，应用于分布式发电或热电联产为建筑提供电和热，为工业领域直接提供清洁的能源或原料等。
尽管氢能发展前景广阔，但当前也面临着产业基础薄弱、装备和燃料成本偏高以及存在安全性争议等方面的问题。目前我国制氢技术相对成熟且具备一定产业化基础，全国化石能源制氢和工业副产氢已具相当规模，碱性电解水制氢技术成熟。相比之下，我国氢能在储运技术、燃料电池终端应用技术方面与国际先进水平相比仍有较大的差距。
2. 氢能生产与消费现状
我国已具备一定氢能工业基础，全国氢气产能超过2000万t/a，但生产主要依赖化石能源，消费主要作为工业原料，清洁能源制氢和氢能的能源化利用规模较小。国内由煤、天然气、石油等化石燃料生产的氢气占了将近70%，工业副产气体制得的氢气约占30%，电解水制氢占不到1%。国内外能源企业结合其各自优势选择不同技术路线，纷纷布局氢能源生产与供给，煤制氢、天然气制氢、碱性电解水制氢技术和设备已具备商业化推广条件。
相比之下，氢能储运和加注产业化整体滞后。压缩氢气与液态、固态和有机液体储氢技术相比相对成熟，但与产业化相比仍有距离。压缩氢气主要通过气氢拖车和氢气管道两种方式运输。目前，国内加氢站的外进氢气均采用气氢拖车进行运输。由于气氢拖车装运的氢气重量只占运输总重量的1%~2%，比较适用于运输距离较近、输送量较低、氢气日用量为吨级或以下的用户。
而气氢管道运输应用于大规模、长距离的氢气运输，可有效降低运输成本。国外气氢管道输送相对国内较成熟，美国、欧洲已分别建成2400km、1500km的输氢管道。我国目前氢气管网仅有300~400km，最长的输氢管线为“巴陵-长岭”氢气管道，全长约42km、压力为4MPa。在终端加氢设施方面，截至2018年9月，我国在运营的加氢站有17座，在建的加氢站38座。目前国内已建和在建站以35MPa为主，也正在规划建设70MPa加氢站，暂无液氢加氢站。
虽然目前氢能以工业原料消费为主，但未来交通部门应用潜力巨大。燃料电池功率和储能单元彼此独立，增加能量单元对车辆成本和车重影响相对较小，氢燃料电池在重型交通领域相比锂电池具有更强的技术适应性。图2为氢燃料电池汽车和纯电动汽车在轻型客车（图2a）和重型货车（图2b）应用中的成本对比，可见随着车重和续航的提升，燃料电池汽车成本将逐步接近甚至低于纯电动汽车。
相比燃料电池乘用车，我国在氢燃料电池商用车领域初步形成装备制造业基础。近年来我国燃料电池汽车产销量保持每年千辆左右，2018年我国燃料电池汽车产量达到1619辆，相比2017年增加27%，带动燃料电池需求51MW。就销量结构上看，我国氢燃料电池车以客车和专用车为主，其中专用车产量为909辆，相比2017年增长尤为明显，客车产量为710辆，中通汽车、飞驰汽车两家企业占据全国总产量的70% 以上。
3. 结论及发展趋势
综上所述，氢能具有清洁低碳、应用面广、便于存储、互联协同的优点，但也存在产业基础薄弱、成本偏高、安全性方面的问题。目前我国氢能生产主要依赖化石能源，氢能消费集中在化工原料。清洁能源制氢和能源化利用仍处于发展初期，未来氢能在交通重型货运和电力储能领域有较大发展前景。
氢能对环境的影响取决于一次能源结构。本文研究发现，在目前我国煤电为主的电源结构下，电解水制氢的全生命周期CO2排放仍然偏高，天然气制氢的减排效果明显。未来可再生能源为主的电源结构下，电解水制氢的排放强度将有明显下降，其与波动性可再生能源电力也更具协同能力。在技术经济性方面，燃料电池制造成本有较大下降空间，但氢能储运和加注成本仍然偏高，需要通过规模效应降低成本。
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行业观察
2019年光伏产业的八大趋势
2019-6-25 来源：光伏领跑者创新论坛
根据IHS市场的数据，太阳能组件和逆变器的价格下跌将推动今年近90个国家的太阳能发电装机容量上升。
1. 全球新增光伏发电量约34吉瓦
IHS预测9个国家的太阳能容量将比去年增加500兆瓦以上。过去两年组件和逆变器价格分别下跌32%和18%将导致光伏增长，去年电池和组件市场供过于求的情况可能在第二季度有所逆转。
2. 欧洲光伏发展变得越来越大
在企业购电协议数量不断增加的背景下，欧洲光伏需求将是自2012年以来最强劲的一年，预计将达到18吉瓦。IHS认为有吸引力的经济效益是欧洲太阳能复兴的主要动力。该地区的公用事业规模市场将成为赢家，占安装量的48%，而去年为33%。“这一增长得益于德国、法国、荷兰和西班牙的招标项目，这将推动今年欧洲新增公用事业规模增加62%”，2019年亮点报告指出。几乎四分之一的新增产品将从直接与大型电力消费者或能源交易商签订的私人购电协议中获得收入。私人购电协议的主要市场是西班牙、葡萄牙和意大利。
3. 改造和重新赋权
欧洲老化的光伏机组将受到改造和重新启动。根据IHS Markit的说法，大约40吉瓦的容量超过100千瓦的工厂已经超过六年了。尽管旧机组受益于慷慨的激励计划，老化的技术和零部件缺陷将影响产量，寻求新的销售渠道的设备制造商看到了机会。操作不仅限于修理和更换逆变器，以及系统组件的其他平衡，还可以看到一波改装的面板涂层和增加功率优化器。欧洲的主要市场将是德国，意大利、西班牙和法国。
4. 中国将继续推动全球市场动态
过去八年中国的光伏发电增长前所未有，完成了175吉瓦的安装。国家上网电价刺激了国内市场，国家迅速加强了制造业基础。中国国家发展和改革委员会现已着手推动光伏发电平价并网。尽管如此，据IHS分析师称，未补贴的项目今年将产生很少的需求。尽管如此，分析师预测未来四年中国市场将稳定在40-50吉瓦。分析师写道：“中国对这条道路的任何重大偏差当然会对全球前景产生重大影响。”
5. 公用事业规模的储能空间很大
IHS表示，今年将看到公用事业规模储能项目的开发，其中大部分开发将在北美进行，预测为500兆瓦时。美国的市场增长将受到联邦投资税收抵免计划的推动，据报道该计划启动了该国的太阳能产业。去年，政府决定税收计划也可以应用于与公用事业规模的存储系统。分析师告诫说，许多项目都是投机性的。然而，他们预计未来五年将建造2吉瓦的储能。除了美国之外，该报告还指出韩国是今年大型储能的另一个高增长市场。
6. 逆变器市场的激烈竞争
在过去的五年中，逆变器价格下降了61%，给制造商的利润和收入带来了巨大压力。因此，许多供应商通过提供工程、采购和施工服务以及运营和维护，努力使其产品组合多样化。分析师表示，这种趋势将持续下去。为避免逆变器产品的落后，供应商必须迅速利用人工智能、机器学习、物联网应用和其他新技术。
7. 组件效率竞争正在升温
太阳能组件在过去十年中的效率提高了25%，而单晶电池等高性能技术正在成为主流。效率更高的PERC电池今年可能占全球产量的一半，高于2016年的14%。“目前正在讨论使用p型PERC电池在2019年达到批量生产的400W组件的可能性，”分析师写道。但是，双面组件可能需要等到2020年或者更晚才能实现商业突破。据IHS Markit称，在此之前，试点项目将为投资者考虑技术提供更多数据。
8. 光伏系统的数字化
今年每天约有30,000台新的物联网光伏逆变器出货，12个月内达到约1,100万台。IHS分析师表示，该行业将在今年将重点放在如何从他们将提供的数据中创造价值。运营和管理可能是该开发的一个应用领域，ABB，施耐德电气和西门子已经提供全方位的工业物联网平台。此外，今年可能会出现更加分散的住宅和电网规模太阳能发电场的计量，监测和运营。
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光伏老大们为何都只能“各领风骚三五年”
2019-6-20来源：PV-Tech
“531新政”新政是一个“分水岭”，标志着中国光伏步入加速去补贴化、更加深入市场化的新阶段。降补贴，限规模，竞价格，这一系列新政策、新措施的出台，使得光伏行业竞争更加白热化。从当前市场走势看，大规模扩张产能成为了很多企业的共同选择。但从历史走势看，这是一个怪圈，规模化可取一时之胜但难保勇立潮头，领头企业要想摆脱“各领风骚三五年”的宿命，需要新思维、新模式。
1.中国光伏企业的产能扩张老路
面对市场竞争，大多数大型光伏企业都不约而同的选择进一步加大投入，以量取胜，走规模化发展之路。以组件为例：2017年，光伏组件TOP7的企业，产能都处于5GW级别（4.3-6.5GW）；2018年，top7中4家企业就已经扩张到了接近10GW级别（8.5-9GW）；到了2019年，TOP7企业继续加速扩张，分别达到了15GW（晶科、天合、乐叶）、10GW（东方日升、韩华、晶澳、阿特斯）产能规模。另有爱康等新后起之秀，更是以每年超100%的速度迅猛扩张。爱康通过赣州、长兴生产基地扩产，以及并购中的越南光伏等实现了产能的爆发式增长。
无论Top7年均20-60%的增长速度，还是光伏新锐超100%的增长速度，都远超全国平均12%的增长速度。从中可以看到，光伏制造业的行业集中度正在进一步提高，一二线企业的高速扩张，带来的将是中小企业的淘汰与出局。
迅速增长的数据背后，并不全是辉煌。巨大的规模，给企业带来了一定的成本优势，并没有如期所愿带来高额利润，反而使得行业平均利润越来越低。最特殊时期，一些大型组件企业每瓦组件的利润仅仅只有1分钱甚至是0利润。
此外，规模化也没有带来预期中更快更好的技术升级。例如，PERC高效电池技术，由于其较容易在原有常规生产线基础上进行改造，获得了众多大型企业的认同，规划产能迅速扩张，短短几年就即将从0突破到90GW左右，产能即将过剩。
目前，单纯PERC电池效率提升已接近极限，即将沦为常规技术。PERC高利润时代即将结束，预计明年，每瓦利润将由现在的0.3元下降到0.1元甚至5分钱以下。而更新一代高效电池技术如IBC、HJT、TOPcon、MWT、PERT等，迟迟未见大规模应用启动，光伏巨头们都还在观望之中，反而是一些中小企业在进行中小规模的实验，以求弯道超车、曲线突围。
规模化扩张，对于光伏企业来说是最容易的一条路，只要有资本就能够快速的上产能。但历史经验告诉我们，最容易的路往往是最难的路，在过去数年间中国每一个光伏NO.1，在享受大规模扩带来的三五年辉煌之后，无不败走麦城，从尚德、赛维到英利，无不是如此，“各领风骚三五年”的宿命从未被打破。
2.后发优势带来的规模化竞争怪圈
制造业有一个特点，就是“规模效应”。由于制造业成本主要源于设备成本分摊、人工成本、原材料成本、研发成本、管理成本等，更大规模将带来更低的分摊成本，这在扩产后的一段时间内会给企业带来非常明显的成本竞争优势，这就是为什么很多企业热衷于不断扩产的一个重要原因。
但是，在“规模效应”之外，还有一个“后发优势”：企业在规模化扩产之后，很快就将面临新进入或新扩产者的挑战。相比前期扩产企业，新扩产者往往可以获得更低设备成本（发展期，行业设备迭代优化速度很快，光伏行业尤为明显）、更低人工成本（新扩产项目，往往建在人工成本更低的地区），更低研发成本（后来者可以借鉴前者经验，减少研发成本、避免研发风险），由此而拥有更大的后发竞争优势。
当“规模效应”遭遇“后发优势”，先发者怎么办？现实的选择只能进一步扩大新建规模，以获得更优的“后发优势”。这就像炒股补仓一样，拿到更低成本的“筹码”让自己重新成为新的后发者。如此循环往复下去，最终形成怪圈，规模化扩张愈演愈烈。
这个怪圈的形成，将所有参与者都裹挟其中。不尽力扩产扩张，就会被边缘化，被淘汰出局；扩产扩张就跳入了漩涡之中，天天如履薄冰，仿佛加入了一场只有少数赢家可以存活的赌局，只有坚持到最后的那个人才能活下来。
3.破解规模化怪圈的“新探索”
出现规模化怪圈的根本原因，在于只是单纯的简单扩大规模，不贴近客户贴近市场（或大到无法贴近），大而不强、大而不灵，必然羸弱不堪。制造业转型，应该是摆脱单一产品思维、走向“差异化、服务化”为定位的“服务型制造业”，即用服务，而不单单是用产品，去满足客户的多元化深层次需求，以为客户提供更好更便捷的服务为导向来布局未来战略。
幸运的是，光伏行业经过这么多年的发展，特别是即将迎来“平价上网”时代，技术进步和市场平价化去补贴化，让光伏逐步进入技术和客户需求足够多元化的时代，具备了发展“服务型制造业”的前提条件。
目前，光伏应用已经由原来单一的大型地面、工商业电站，逐步转型为各种规模混合形态市场，特别是近年来光伏平价化逐步实现过程中，更低的应用成本，将会激励更多光伏应用发展，比如小微工商业、户用等离散应用，城市建筑一体化、农渔光伏、棚类光伏等等功能性光伏应用。
随着未来高效光伏、廉价光伏的实现，更多新应用、新市场将会层出不穷，比如移动光伏、离网光伏、智慧光伏、交通、航空应用等等，所以光伏制造并不是只有规模化一条出路，转型“服务型制造业”将是一条更加光明而富有活力的新路。
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青海全省连续15天清洁能源供电
2019-6-17来源：中国能源报
6月9日至23日，青海启动连续15天360小时全部使用清洁能源供电，所有用电均来自水、太阳能以及风力发电产生的清洁能源，期间实现青海全省用电零排放，首开国内一省全清洁能源供电之先河，并有望刷新自己去年的世界清洁供电纪录。
资源禀赋优越是青海敢于尝试全部清洁能源供电的物质基础。青海省是长江、黄河、澜沧江的发源地，被誉为“中华水塔”，水电理论蕴藏量2187万千瓦，是全国13大水电基地之一。青海太阳能、风能资源得天独厚，光照时间长、辐射强度大，太阳能辐射量达到4800-6400兆焦/平方米，太阳能发电技术可开发量30亿千瓦。位于青海西部的柴达木盆地风能资源优越，风电技术开发量7500万千瓦。截至2019年5月底，青海电网电源总装机2975万千瓦，其中水电、火电、太阳能、风电占比分别为40%、13%、35%、12%，清洁能源装机占比达87%以上。
技术支撑和机制创新是青海用清洁能源供电长达15天的“杀手锏”。为解决好新能源高占比带来的调峰问题，“绿电15日”期间，青海电网在试点开展共享储能市场化交易基础之上，采取了共享储能为新能源提供调峰服务模式，预计扩大午间时段光伏消纳电量150万千瓦时。调动需求响应，省内157万千瓦负荷参与峰谷时间段互换“绿色套餐”活动，让夜间生产安排到风光大发的白天，预计日增加光伏消纳电量110万千瓦时。此外，在三江源采暖季末期首次尝试了为期一个月的清洁取暖“绿色套餐”，利用蓄热电锅炉作为储能资源参与电网调峰，与光伏弃电量联动直供，减少光伏弃电158万千瓦时，为取暖客户降低用暖成本17万元。
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从“毛坯房”到“精装修”， 头部风机企业服务战略改变
2019-6-20 来源：中国能源报
平价正在改写产业链上下游企业的角色定位和盈利模式。近期，风电头部整机企业出售新能源资产，引发市场多方关注。
6月14日，金风科技董事会公告将公司全资子公司北京天润新能投资有限公司持有的德州润津新能源有限公司100%股权，以人民币93,078万元的价格转让给国开新能源科技有限公司。
此前，远景能源也与天能重工签署协议，将子公司远景汇力100%股权作价1.9亿元转让给天能重工，转让完成后，天能重工将拥有并运营“长子石哲99兆瓦风电电站”。
中国风能协会数据显示，2018年中国风电新增装机的投资运营商约90家，前十名占比为70%左右。风电场投资开发由于门槛高、单体投资大，投资主体多为国家队和头部主机商。金风天润2018年投产规模为88万千瓦，远景景泰投产规模为58.7万千瓦。
2018年中国风电开发企业新增装机容量
出售项目不外乎资产置换、资本运作、回笼资金、战略布局等几种因素。作为政策敏感性行业，随着电价政策的变化，通过长期持有风场和光伏电站，卖电给电网的盈利模式使得投资回收周期变长，因此，风电和光伏必须寻找全新的盈利模式。头部企业出售风场和光伏电站正是这种转变的体现，也是新能源行业的阶段性趋势。
在现阶段风机设备企业出售风场是比较聪明的选择，与其通过多年的持有分批获得利润，不如通过转让，一次性获得风场全生命周期的预期利润，这更有利于整机企业快速实现资金回笼，反哺企业支撑未来发展。
平价新形势下，发电企业更加重视项目全周期的度电成本，优化系统设计方案，改变过去只关注风机采购价格的现象。通过机制和技术创新，产业链协同发展，在风电场开发建设运行的每一个环节降本增效，挤干水分，实现风资源利用的效率最大化。
“我判断未来头部设备厂商会从卖风机向卖风机和卖风场两条腿走路转变。打个比方，就像过去只卖毛坯房，现在也卖精装修房。毛坯房给到业主后，后续是好是坏全看业主如何设计和维护，而精装修房直接交钥匙，省心省力，增值服务能带来价值的确定性。”某开发商业主表示，风电平价后，资产边界更加清晰，没有补贴拖欠的困扰，会加速资产交易。而有技术贯通能力的头部整机商既懂风机、有资源又会设计风场，其灵活的组织和机制也支撑平价项目的全流程开发，因此不会仅仅局限于设备供应。
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华为停止在美销售光伏逆变器
2019-6-25 来源：光伏咨询
美国金融公司罗斯资本伙伴公司（Roth Capital Partners）6月24日在一份研报中说，华为技术有限公司已停止在美国销售光伏逆变器。
华为是全球最大的家用太阳能发电设备制造商之一，在美国仅占3%的市场份额，但此前一直在推动扩张。Roth说，这家电信设备巨头还解雇了其所有光伏逆变器事业的美国公民员工。
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电网侧储能迎来风口
2019-5-31 来源：中国电力知库
在电网侧储能的带动下，2018年，我国新增投运电化学储能装机达682.9兆瓦，同比增长464.4%，累计装机首次突破吉瓦大关。据预测，到2019年底，我国电化学储能累计投运规模将达到1.92吉瓦，年增速约为89%，2022年有望突破10吉瓦大关，2023年或将接近20吉瓦。
“2019年我国储能产业的春天已经到来。在过去一年里，全国超过13个省市区出台了相关的储能政策，市场活力得到巨大激发。”中关村储能产业技术联盟（CNESA）理事长陈海生在2019年储能国际峰会暨展览会上表示，国内储能应用产业结构分布也发生了明显变化，已经从2017年以前的用户侧为主转变为以电网侧为主。
1.储能在电网侧的价值凸显
据CNESA储能项目数据库数据显示，2018年新增投运（不包含规划、在建和正在调试的储能项目）的电网侧储能规模为206.8兆瓦，占2018年全国新增储能投运规模的36%，是各类储能应用之首；年增速更是达到2047.5%，呈爆发式增长态势。
多位业内人士告诉记者，电网侧储能市场的兴起源于电网对储能的“刚需”，在刚过去的2018年，储能在电网侧的价值逐渐显现。
据了解，电力系统内存在较大频率波动风险，而系统如果相对较小或系统内机组一次调频能力相对不足，就需要储能等快速充放电设备协助确保系统安全稳定运行。建设储能电站可缓解电网部分供电缺口，提高设备的利用效率，降低为满足短时最大负荷所需的电网建设投资。
在市场需求的驱动下，加之国内电改所释放的政策红利和储能行业数年的积累，江苏、河南的电网侧储能投运项目规模居全国前列，容量十分可观，同时，湖南、甘肃、青海等省区的项目也正在逐步释放，值得期待。
2.电化学储能装机突破吉瓦大关
由于电化学储能装置响应时间为毫秒级，响应速度快，跟踪负荷变化能力强，控制精确，且具有双向调节能力和削峰填谷的双重功效，这使得电化学储能在诸多储能技术中脱颖而出，备受电网侧储能的欢迎。
国家电网调度中心副总工程师裴哲义表示，电化学储能技术已经应用在电力系统的各个环节，未来随着新能源装机规模的快速发展，储能可以在改变新能源涉网性能、火电联合调频等方面发挥重要作用。
在规模化之外，储能产业商业化也在加速推进。据了解，目前储能电池的成本正以每年20%至30%的速度降低，2018年已迎来行业拐点：1.5元/瓦时的系统成本线屡屡突破，电芯制造成本降至0.5-0.7元/瓦时。
CNESA研究部预测，到2019年底，我国电化学储能的累计投运规模将达到1.92吉瓦，年增速约89%，在“十三五”收官之年，将延续超过70%的年增长速度，并在短期内实现两连跳，2022年突破10吉瓦大关，2023年接近20吉瓦。
3.价格机制亟待建立
虽然电网侧储能呈现蓬勃发展之势，但在今年4月，国家发改委发布了《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》，明确充电桩、三产、售电、抽水蓄能、电储能设施乃至综合能源服务等与输配电业务无关的费用，不得计入输配电定价成本，这意味着输配电价还不能成为储能行业新的可行商业模式。
CNESA储能专委会秘书长张静则表示，补贴“只能管一时而不能管一世”，建立市场机制和价格机制更有助于产业的健康发展。
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权威解读｜2019年光伏补贴预算405亿，电站多久能拿到补贴
2019-6-27来源：光伏盒子
继财政部拨款30亿光伏补贴给11省之后，今天国家可再生能源信息管理中心发布数据，表示2019年国家可再生能源电价补贴资金预算总额约为866亿元，其中光伏占405亿元。国家可再生能源信息管理中心发布数据，表示2019年国家可再生能源电价补贴资金预算总额约为866亿元，其中光伏占405亿元。
近日，财政部下发了《财政部关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知》，现就大家普遍提出的疑问汇总解答：
1. 这30亿是发给谁的？是2019年的光伏补贴吗？
这次补贴发放，是2019年第一次发放补贴，并不是发放2019年的补贴。这30亿是发给“前7批目录”的项目的，拿到补贴的前提是项目已进入目录。
据项目业主介绍，进入1~6批目录的项目，2018年6月30日之前的发电量都拿到了补贴，但2018年下半年的电量尚未收到补贴。第七批目录的项目，补贴结算进度不统一。因此，此次的资金，很有可能是发放1~6批目录2018年下半年发电量的补贴，以及第七批目录2018年底之前发电量的补贴。
2. 怎么只有11个省？怎么没有安徽、黑龙江、福建等其他省份？
因为各个省市申报情况不同，所以补贴发放的进度也不一样。更多的补贴资金（300+亿），今年还会继续发放的，先解决之前拖欠的部分补贴。
3. 为什么我的光伏补贴会拖欠，至今没有到账？
户用自然人，补贴拖欠的可能性较低，2018年531之前的补贴一般会照常发放，如果没有收到补贴，可拨打95598咨询电网；工商业及地面电站，可能因补贴资金缺口较大导致补贴拖欠。目前每年能收上来的可再生能源附加资金不足900亿元，但所需要补贴资金需求已经超过了900亿元。
4. 2019年的新建的光伏电站还会拖欠补贴吗？
2019年的户用电站、进入竞价目录的工商业电站和地面电站不会拖欠补贴，财政部单独拿出30亿。而之前的存量电站，仍存在补贴拖欠风险。
5. 没进"前7批补贴目录"的，但是在2018年并网的项目，能拿到补贴吗？
这些（工商业和地面电站）项目不能参与竞价，当前无法拿到补贴。
6. 2018年531之后并网的确认有补贴项目，啥时候发补贴？
今年7月1日之后。
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权威解读｜2019年光伏补贴预算405亿，我的电站多久能拿到补贴？
资本市场
光伏企业上市记：7家已上市，8家在“排队”
2019-6-22 来源：能源100
随着6月12日汉能移动能源控股集团(以下简称“汉能”)官宣登陆A股“三步走”路线图，准备在国内A股市场上市的太阳能光伏企业阵营又添新成员。
实际上，汉能宣布回A前后，已有多家太阳能发电企业筹谋在A股上市。2017年3月13日，全球光伏组件龙头企业天合光能完成了私有化，吹响了海外上市光伏企业回归A股市场的号角。
天合光能完成私有化之后，另一光伏组件巨头阿特斯也曾传出拟进行私有化的消息。2017年12月11日，阿特斯发布公告称，公司董事会主席瞿晓铧博士拟以18.47元/股的价格，收购公司所有不属于瞿晓铧及其夫人张含冰女士的在外普通股，这一举动被视为阿特斯从纳斯达克退市的重要标志。
不过，阿特斯于2018年11份又宣布了“暂缓”私有化，并通知美国证监会，停止审查拟议交易。
相比阿特斯的谨慎，另一回A态度坚决的光伏企业是晶澳太阳能。2018年7月18日，晶澳太阳能宣布完成与控股母公司晶龙集团合并交易。此次合并完成后，晶澳太阳能从纳斯达克退市，成为晶龙集团全资子公司。
光伏中概股在2016-2019年期间掀起回A浪潮之时，国内部分光伏企业也加快了IPO的步伐。据粗略统计，2017-2018年间，两市共有4家主营光伏业务的企业上市，分别是2017年9月12日上市的岱勒新材(300700)，2017年10月30日上市的合盛硅业(603260)，2018年7月19日上市的芯能科技(603105)，以及2018年8月10日上市的捷佳伟创(300724)。
进入2019年，A股市场上已有3家光伏相关企业IPO，分别是2月15日登陆上交所的福莱特(601865)，3月19日登陆创业板的锦浪科技(300763)，5月17日上市的帝尔激光(300766)。
与此同时，拟借壳上市的光伏相关企业有2家，分别是拟借壳天业通联的晶澳太阳能，拟借壳ST新梅的爱旭科技。
此外，天合光能、汉能、晶科电力、苏州赛伍、上能电气、西藏运高新能源均在准备上市。5月16日，上交所授理了天合光能科创板上市申请。据报，汉能也准备寻求在主板或科创板上市。
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汉能私有化完成，A股即将迎来科技黑马
2019-6-6 来源：世纪新能源网
6月5日，汉能薄膜发电集团有限公司(00566.HK)发布公告，表示5月18日“私有化”股东特别大会投票结果走完全部法律程序，已获法院批准。从去年10月23日汉能薄膜发电控股股东汉能移动能源首次提出对旗下上市公司的私有化意向，到昨日独立股东投票结果获得百慕大法院批准，这场历时不到8个月的汉能私有化已完成。
一位市场分析人士认为，汉能“股换股”私有化是香港证券史上的开创性案例，也是香港监管机构继小米“同股不同权”与时俱进的变革后，香港资本市场的再一次创新。
同时，香港联交所已批准汉能薄膜发电主动撤回上市地位的申请，汉能薄膜发电自2019年6月11日上午9点正起撤回上市地位。接下来，每股汉能薄膜独立股东的股份将被兑换为一股特殊目的公司(SPV)股份，SPV股票将在6月18日寄发给独立股东。
汉能薄膜发电私有化的最终目标是公司业务在内地A股上市。将来，公司纳入在A股上市的企业后，独立股东将通过SPV股份持有中国A股上市公司股份，将股份价值解封。
对于内地A股上市，汉能移动能源表示，已聘请中国顾问已展开就A股市场上市的尽职审查。预计有关上市重组步骤将于计划完成后六个月内完成。公司将聘请专业人员按中国上市法规进行回归A股上市工作。
汉能于2011年登陆香港资本市场，为了体现所从事的薄膜发电主业，公司于2014年8月26日正式更名为汉能薄膜发电。自2015年5月20日被恶意做空停牌以来，公司在企业治理、业务结构等方面展开全面变革，更加聚焦薄膜太阳能产业，业务涵盖上游技术研发、高端装备制造及下游发电绿建和移动能源产品开发及市场应用的全产业链。同时，公司持续加大研发投入，在薄膜太阳能技术领域保持四项世界纪录。受惠于国家政策对薄膜太阳能产业的关注与支持，公司在高端装备交付、第三方市场开拓等方面近年来取得重大突破，业绩报告显示公司于2016年至2018年连续三年实现持续盈利。
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