氢能产业进展如何，预期发展机遇在哪？

中国实现“双碳”战略，需要能源系统深刻变革，作为“零碳”能源，氢能是发展重点。2022年3月23日，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（以下简称《规划》），强化了氢的能源属性，提出氢能战略定位：是未来国家能源体系的组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。

中国实现“双碳”战略，需要能源系统深刻变革，作为“零碳”能源，氢能是发展重点。2022年3月23日，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（以下简称《规划》），强化了氢的能源属性，提出氢能战略定位：是未来国家能源体系的组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。

氢能产业链主要包括“制氢、储运、加注、利用”四个环节。近年来我国氢能产业链取得较快发展，但关键材料、核心器件、装备国产化率低，性能和可靠度性仍有不足，成本居高不下，对产业发展造成阻碍，通过科技创新实现产业链各环节降本增效，通过规模化发展打通氢能产业链，是氢能产业实现规模化发展的关键。

▶ 图1：氢能产业链示意图

（图片来源：中交产投战略发展部整理）

目前氢能产业链主要环节发展情况如下：

第1则

制氢：绿氢处于起步阶段，降本需求与空间巨大

01

制氢方式：正逐步从以灰氢为主向蓝氢、绿氢过渡，预计2040年以后将以绿氢为主

按照制氢工艺所产生的碳排放程度可分为灰氢、蓝氢、绿氢。灰氢，由化石原料及工业副产制得，会产生大量二氧化碳，2021年全球超过95%的氢气为灰氢；蓝氢，是将灰氢生产与碳捕获、利用和封存（CCS/CCUS）结合，能有效降低碳排放量；绿氢是通过可再生能源电解水制取氢气，无温室气体排放且制成氢气纯度高，是最清洁的制氢方法，是氢能主要发展方向。

2021年，我国氢气年产能超过4000万吨，年产量约为3300万吨，其中99%的氢气为灰氢，来源于化石原料制氢和工业副产氢，绿氢占1%，正在起步。

▶ 表1：主要制氢方式一览表

（数据来源：中国氢能联盟研究院，德勤，长江证券研究所，中国煤炭工业协会，中交产投战略部整理）

根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，2040年左右，化石能源制氢占比与可再生能源制氢占比相当，均达到45%左右，2040年之后，绿氢比重将加速提升，超过化石能源制氢。

▶ 图2：氢能产业链示意图

（数据来源：中国能源和交通运输部、中国科协能源委员会以及中国氢能源协会《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》）

蓝氢（煤制氢加碳捕捉）具有经济性，符合中国国情，预计在2040年以前仍是主要制氢方式。鉴于我国“富煤缺油少气”的化石资源特点，国内目前氢气制备大多以煤炭为原料，煤制氢技术成熟，生产成本较低，且煤炭资源丰富，适合大规模生产，但其具有碳排放量高、能耗高及气体杂质多等缺点。预计未来10-20年，煤气化制氢仍是制取氢气的主要方式之一，将通过碳捕捉封存技术(CCS/CCUS)来降低碳排放量，减少环境污染。

预计绿氢在2040年以后超过篮氢成为主要制氢方式。目前绿氢制备成本较高，其中电费为主要成本，当电价为0.3元/度时（电费约占总成本的60%），氢气生产成本约为20元/kg，与蓝氢成本相当，具备经济性。预计至2040年，可再生能源电价及电解槽生产成本将大幅下降，绿氢生产成本将降低70%-85%，成为主流制氢方式。根据中国氢能联盟数据，2050年，我国氢能占终端能源比重达10%,70%的氢气来自可再生能源制氢；2060年，可再生电力电解水制氢占中国氢供应总量的比例可达80%。

02

电解水制氢技术：当前以碱性电解水制氢为主，中远期质子交换膜电解水发展潜力更大

电解水制氢目前主要有四种方式：碱性电解水制氢(ALK/AWE)、质子交换膜电解水制氢(PEM)、阴离子交换膜电解水制氢(AEM)和固体氧化物电解水制氢(SOEC)等。

碱性电解水是当前电解槽供应主体。目前碱性电解水和质子交换膜电解水是目前相对成熟的电解水制氢路线。碱性电解水技术已完全实现商业化，在解决近期可再生能源的消纳方面易于快速部署和应用，是当前市场主体。根据势银（TrendBank）统计，2022年中国电解槽总出货量约800MW，其中碱性电解水制氢设备约为776MW（占97%），质子交换膜电解水制氢设备约24MW（占3%），预计投产后年产绿氢约为7万吨。

质子交换膜制氢技术更契合可再生能源特点，有望成为未来主流。从电解水制氢技术趋势上看，质子交换膜电解水技术的电流密度高、电解槽体积小、运行灵活、利于快速变载，更适应波动性大的可再生能源发电。《规划》也明确提出质子交换膜电解制氢作为重点发展方向。目前质子交换膜制氢技术处于商业化初期，成本依然较高，未来随着产量规模化以及实现催化剂中的贵金属替代，成本下降空间较大。

此外，阴离子交换膜电解水制氢(AEM)和固体氧化物电解水制氢(SOEC)的技术尚处于实验室阶段，其发展取决于关键材料技术的突破。

来源：《中国氢能产业发展报告2020》，《中国氢能源及燃料电池白皮书》，高工锂电网，中交产投战略部整理

据中国氢能联盟统计，截至2023年2月，国内规划可再生氢项目已运行规模为5.6万吨/年，建成尚未运营2.5万吨/年，在建项目19.7万吨/年。

第2则

储运：储运成本高制约氢能行业大规模发展的重要因素，材料突破和规模化储运将推动成本下降

当前制氢技术不断丰富、制氢规模逐步扩大，将氢气以经济便利的方式储存和运输已成为氢能利用的最大难题。氢气储运方式主要有四种：气态储运（长管拖车、管道）、低温液态储运（低温绝热液氢罐）、有机液体储运和固态储运。

01

气氢拖车是目前氢气的主要运输方式，适用于短距离运输

目前20Mpa长管拖车是主流，单车运氢量约300公斤，运输重量仅约为全车总重量的1.5%，因此加氢站应尽可能分布在氢源附近，提高气态储运压力（50Mpa）能显著提升运氢效率降低运输成本。根据国金证券测算数据，以200公里运输距离测算，20Mpa气氢拖车的运输成本约为5元/kg,50Mpa气氢拖车的运输成本约为3元/kg；运输距离每增加100公里，20Mpa气氢拖车的运输成本将上升约2.1元/kg，50Mpa气氢拖车的运输成本将上升约1元/kg。

02

液氢储运成本较高，对距离不敏感，适用于长距离运输

我国氢能应用区域和生产区域在地理上不匹配，应用区域主要集中在东南沿海，而绿氢富集区域主要在三北地区（即东北、华北北部和西北地区），氢气长距离运输需求大。液态储运成本约为12-14元/kg，运输距离每增加100公里，运输成本上升约0.44元/kg，长距离运输才能体现优势。预计液氢及储运装备和技术发展成熟时，液氢运输将成为长距离运输主流，形成“短距离气氢拖车，长距离液氢槽车”运输格局。此外，液氨和甲醇载氢是过渡期重要的储运氢方式，适合长距离大规模运输。

03

固态储氢技术取得突破，有望成为具有竞争力的储运方式

固态储氢是在常温下通过氢气与合金发生化学反应，让氢原子进入金属的空隙中储存，储氢压力为2-3兆帕，升高合金的环境温度就可以释放氢气。目前我国镁基固态储氢技术取得突破。相比于气态储氢和液态储氢技术，镁基固态储氢提高了储氢密度，研究数据显示，在20兆帕大气压下，每立方米可存储氢气14.4公斤；在零下253摄氏度低温下，每立方米可存储液态氢70公斤；在常温低压镁基固态条件下，每立方米可存储氢气110公斤。

此外，固态储氢有潜力成为大规模储能方式之一，可用作备用电源、建筑热电联供电源和微网电源等，实现长期存储和调峰。

数据来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，中交产投战略发展部整理

长远来看，在我国能源结构完成转型，加氢站和应用场景全面铺开后，对氢能的需求大且稳定时，管道输氢将是最经济的输氢方式。

第3则

加注：加氢站是推动氢能利用的关键基础设施，正快速发展

加氢站通过将不同来源的氢气通过压缩机增压储存在站内的高压罐中，再通过加气机为氢能车加注氢气。根据香橙会统计，2022年底中国已建成加氢站共310座，位居全球第一。同时，截至2023年3月，中国加氢站运营、在建、规划的数量已达到645座，分别为317、36、292座。根据《节能与新能源汽车技术路线图2.0》相关规划，到2025年中国加氢站的建设目标为至少1000座，到2035年加氧站的建设目标为至少5000座，根据中国氢能联盟数据，预计2050年中国加氢站数量将达到1.2万座。

目前加氢站投资成本较高，由于氢能车尚未大规模普及，加氢站实际运营负荷率低，营运难度较高，运营方依赖政府提供的建设补贴、氢气销售价格补贴等提高收益水平。国内加氢站建设成本中设备成本约占70%（不含土地费用），建设一座日加氢能力为500kg、加注压力为35MPa的加氢站需要约1200万元。随着氢能车的保有量上升，加氢站市场将增长，两者相互促进，共同发展。

第4则

用氢：交通领域迅速发展、工业领域受到关注

01

氢能主要有交通、储能、发电和工业四大应用领域

《规划》提出的量化发展目标涉及氢能车保有量和可再生能源制氢量；提出2025年，氢燃料电池车保有量达到5万辆，可再生能源制氢量在10-20万吨。

在氢能应用层面，主要涉及交通、储能、发电和工业四大领域。

交通领域：提出燃料电池车在商用车型上的优势，氢能车与锂电车的互补。示范工程主要涉及，在矿区、港口、工业园等探索开展氢能重卡运输示范应用及70MPa储氢瓶车辆应用验证等。

储能领域：氢能储能的优势主要在长周期、大规模场景。示范工程主要涉及，在可再生能源富集，氢气需求量大的地区，开展集中式可再生能源制氢示范工程等。

发电领域：利用氢能在不同能源间灵活转换的特性，可作为分布式能源应用，是储能领域的拓展;示范工程主要涉及，结合增量配电改革和综合能源服务试点，推动开展氢电融合的微电网和燃料电池微型热电联供应用。

工业领域：替代传统的化石能源作为燃料或者化工原料；示范工程主要涉及，探索开展可再生能源制氢在合成氨、甲醇、炼化、煤制油气等行业代化石能源的示范。

根据国际能源网，预计到2060年工业领域和交通领域氢气使用量分别占比60%和31%，电力领域和建筑领域占比分别为5%和4%。

02

交通领域率先突破，政策支持下的全产业链层面的模式创新是关键

交通领域是目前氢能应用相对比较成熟的领域，各地规划2025年氢燃料电池车已超过10万辆。我国五大燃料电池汽车示范应用城市群的落地，对燃料电池汽车的推广起到巨大的促进作用。从各地规划的推广目标来看，2025年示范城市群内部的地级市推广量加总约为5万辆，其中广东的额外增量最大，其内部地级市推广量加总已经超过2万辆，非示范城市群规划的推广数量已经超过示范城市群，累加全国范围2025年的规划量已超过10万辆。

▶ 图3.氢燃料电池汽车城市示范群及相关政策目标

（图片来源：财政部等五部委相关政策，中交产投战略发展部整理）

氢能重卡发展势头已超越客车，成为氢能在交通领域应用的突破口。2022年，我国氢燃料电池汽车销量累计完成3367辆，同比增长112.3%，其中氢能重卡在2022年6月份迎来爆发，全年同比增长215%。

氢能重卡突破的主要原因有两个：一是重卡排放高，是地方“零碳交通”的重要抓手。重卡在中国整体汽车保有量中占比较低（2022年约为4%），但重卡的碳排放占比占整体汽车接近50%，1辆柴油重卡的碳排放量相当于近100辆乘用车，主要原因在于其年行驶里程长、单位油耗高、单位碳排放大。二是政府补贴足，国家和地方政府正通过大力补贴应用端，推动技术迭代升级降本。目前国家重点补贴在应用领域：（1）补贴加氢站，部分地方政府对氢气售价不超过35元/kg的补贴15-20元/kg；（2）补贴氢能重卡，在氢燃料电池示范城市群对氢能重卡合计提供数十亿补助，其中国补和地方补贴对等，若单车跑满3万公里以上能获得100万购车补助，其中国补50万、地补50万，大幅降低氢能重卡的购置成本驱动应用。三是模式创新在重卡领域取得突破。应用场景是当前氢能产业发展的关键，“本地制氢+本地应用”联动是最佳模式。由于氢能的核心优势是高功率和高扭矩，替换柴油及燃料油是趋势，因此在重卡、船舶、工程机械、公交等功率要求高的领域最为适用。如以港口等封闭区域为应用场景，通过整合蓝氢生产、加氢站布设、氢能重卡等产业链关键环节，结合国家和地方对氢能重卡的补贴，形成了可行的投资模式。

总体而言，虽然氢能在交通领域应用取得进展，但氢燃料电池商用车的技术壁垒整体较高，在安全问题及成本效益问题尚未完全解决，政府的应用端补贴或奖励依然是重要驱动因素；另一方面，我国在工业和供能等应用场景方面的研究和应用相对薄弱。

第5则

发展机遇

相比发达国家，我国在氢能产业链多个环节仍有一定差距：燃料电池发动机功率、寿命和续航里程有待提高、氢气的储存和运输技术存在瓶颈、基础设施不完善、规模效益尚未形成、氢能利用成本较高等等。在政策引导、技术进步、市场资金支持的背景下，氢能在未来几十年将迎来快速发展阶段。发展趋势包括：成本快速下降，下游用途快速增多，需求快速增长，商业模式经济性增强等。氢能发展从产业化示范性项目到规模化应用期间，可重点关注以下机遇点：

01

风光制氢更好的消纳或储运新能源

海上风电制氢。可再生能源制氢中,预计海上风电制氢将是可再生能源制氢的主力，海上风电制氢可解决深远海风电的输电成本问题，2021年全球已公布的电解水制氢项目储备规模达3200万千瓦，约有一半来自海上风电制氢。德国、荷兰、丹麦等欧洲国家均已有百万千瓦级以上的海上风电制氢规划。我国浙江省、福建省漳州市等地方政府已出台涉及海上风电制氢产业的相关规划。

光伏制氢。国内光伏制氢目前处于示范性项目建设的阶段，2016-2021年国内“光伏制氢”相关项目共42个，项目已处于在建或前期筹建阶段居多，内蒙古、山西、甘肃、吉林等地区为光伏制氢示范项目主要建设地。随着电解槽等电解水制氢的核心设备成本不断下降，光伏电价优势逐渐凸显，国内光伏制氢的规模化应用将愈加成熟。

02

推进“卡脖子”技术国产替代

目前严重影响燃料电池寿命和使用成本的质子交换膜、70MPa高压储氢的高强度碳纤维和安全阀、加氢站离子压缩机、加注枪的核心零部件等环节，具备技术装备研发及国产化发展空间。

03

以应用场景为抓手，在交通或建筑领域创新商业模式发展氢能

中国氢能交通应用领域，目前主要发展氢燃料电池商用车、重型工程机械。预计在重载长途物流车、长距离公交、重型机械设备（叉车、矿车）、有轨电车、船舶等应用场景将有较快发展。