氢能源行业专题研究：上下游并进，“氢”装上阵

1. 多能互补，“氢”装上阵

1.1. 能源危机叠加碳排压力促进“氢”洁能源发展

化石能源主导的能源结构给可持续发展带来了严峻的挑战。化石能源如 煤炭、石油、天然气，在全球能源消耗中占比高达 80%以上。然而根据 美国能源信息署（EIA）的报道，全球煤炭、原油以及天然气的探明储量 增长逐渐放缓，不可再生能源加速枯竭。2020 年，世界的煤炭储量估计 值为 10,440 亿吨，同比增长 0.43%；原油储量估计值为 16,619 亿桶，同 比增长 0.16%，天然气储量估计值为2,054,000亿立方米，同比增长1.12%。 随着不可再生能源的消耗，未来全球对可再生能源的依赖度将逐渐上升。

化石能源是温室气体排放的主要来源。根据IEA统计，2022年与能源相 关的二氧化碳排放量达到了 368 亿吨，同比增长 0.9%。其中煤、石油的 碳排放分别达到了 155 亿吨，112 亿吨，同比增长 1.6%与 2.5%。拉长时 间维度来看，全球温室气体排放量自 1970 年以来增长了 90%，其中 70% 是由于化石能源的使用导致的。减少不可再生能源的使用对于控制温室 气体排放有着至关重要的作用。

1.2. 氢能相对于化石能源更加清洁和高效

氢能相对于化石能源储量更大，热值更高，更加清洁。氢气的单位质量 热值约为 120-140MJ/kg，为原油、汽油的 3 倍左右，煤的 4 倍左右，是 比化石能源更加高效的燃料。此外清洁也是氢能的优势之一，氢气燃烧 只生成水，不会对环境造成负面的影响。而传统的固体燃料如煤、焦炭 等，即使在完全燃烧的条件下，除了排放大量二氧化碳外，还会产生如 NOx，SO2 等有毒气体。来源丰富、绿色低碳、更加高效的氢能对构建清 洁高效的能源体系、实现碳达峰碳中和目标，具有重要意义。

1.3. 需求激增，氢能行业发展迅速

产量、需求齐升，氢能行业加速发展。氢能的发展已成为全球关注的焦 点之一，氢能的需求也不断增长。根据 IEA 的数据统计，2021 年全球氢 气产量达到 9,400 万吨，预计 2050 年，全球的氢气需求量将达到 2.54 亿 吨，增长空间巨大。而中国是世界主要的氢气需求国以及氢气生产国， 根据中国煤炭工业协会数据，2017-2022 年中国氢气产量逐年增长，在 2022 年氢气产量达到了 4004 万吨，预计 2060 年需求量达到 1.3 亿吨， 占全球需求量的 51.2%。

2. 氢能产业链：上游制氢、中游储运、下游用氢

完整的氢能产业链包含了上游氢气的制备、中游氢气的储运以及下游氢 气的使用。根据制备的源头不同，制氢环节可分为“灰氢”、“蓝氢”、“绿 氢”。中游氢气的储存根据氢存在的相态可以分为高压气态储氢、液氢、 固体材料储氢；根据储氢方式的不同可将运氢分为长管拖车运氢、管网 运氢等。在下游，氢气可用于交通（氢燃料电池车）、工业、建筑等不同 领域。

2.1. 制氢：灰氢占据主导，绿氢成本优势显现

氢气按照制取过程的碳排放可分为“灰氢”、“蓝氢”、“绿氢”。灰氢”是 指以化石能源为原料制备的氢气，例如煤气化、天然气重整过程得到的 氢气。“蓝氢”指的是在灰氢的基础上，应用碳捕集碳封存技术（CCS、 CCUS）制备的氢气。“绿氢”是利用可再生能源生产制备的氢气。制氢 环节的成本一定程度上决定了下游用氢产业的经济性。

“灰氢”是国内外最主要的氢气来源。根据 IEA 数据统计，2021 年全球 氢气总产量为 9,400 万吨，其中，天然气制氢占比 55%，煤制氢占比 17%， 工业副产氢占比 16%。而国内，根据中国氢能联盟数据统计，煤制氢是 最主要的制氢途径，2020 年煤制氢产量占总量的 63%，而工业副产氢、 天然气制氢分别占比 22%，13，仅有 2%的氢气来源于电解水。

煤制氢和天然气制氢的原材料成本占 75%以上。原材料的价格波动对制 氢成本影响较大。“蓝氢”是“灰氢”向“绿氢”过渡的产物，以煤炭价 格 800 元/吨，天然气价格 3 元/Nm3 为基准计算，在考虑碳封存及碳税 的影响，煤制氢和天然气制氢的成本分别从 10.8/14.7 元/kg 上涨至 15.6/17.0 元/kg。

电解水制氢是目前最成熟的绿色制氢技术。制备“绿氢”的技术主要有 电解水制氢、太阳能制氢以及生物质制氢。

碱性电解水技术最先规模化应用。电解水制氢主要有四种方法，其中碱 性电解槽（ALK）制氢技术最为成熟，具备规模化生产的条件；其次是 质子交换膜电解槽（PEM）制氢 PEM，目前成本较高；固体氧化物电解 槽（SOEC）制氢技术目前尚处于示范初期，阴离子膜电解槽（AEM）制 氢处于实验室研究阶段。根据 IEA 数据统计，2021 年碱性电解制氢的装 机容量占比例接近 70%，其次是质子交换膜电解制氢，占比 25%，SOEC 以及 AEM 在目前装机容量中比例很小。同时 IEA 预计碱性电解制氢的 占比会在 2022-2027 年内保持在约 60%，到 2030 年时碱性电解氢气和 PEM 电解制氢的总装机容量可能会平分秋色。

随电价降低，绿氢竞争力提升。碱性电解槽和 PEM 技术的电耗成本分 别为 73.3%和 50.6%，是制约规模化应用的最重要因素之一。随着电价 降低，绿氢制备的成本下降趋势明显，当电价低于 0.25 元/kWh 时，制 氢成本降至 16.11 元/kgH2，低于蓝氢成本。当电价进一步低至 0.15 元 /kWh 时，制氢成本为 10.73 元/kgH2 和较灰氢具备成本优势。随着可再 生能源的规模化，电价成本有望达到竞争平衡点。

预计 2030 年底全球电解水制氢装机达到 134GW。根据 IEA数据统计， 电解水的装机容量正在迅速上升，2021 年底已达到 510MW，同比上升 70%。到 2030 年底，全球电解水制氢的装机容量有望达到 134GW。电 解水制氢有望成为未来主流制氢方式之一。

2.2. 储运：多路径并驾齐驱

长、短距离输氢相结合，助力氢能终端消费。作为氢能产业链的中游， 氢气的储运联通了上游供应端的制氢以及下游需求端的用氢。与风光等 可再生资源类似，我国的氢能资源也呈现了逆向分布，即氢资源呈现“西 富东贫，北多南少”的局面。根据中国氢能联盟数据统计，我国的西北 地区的氢气产能位居全国之首，占总产能的 26.3%。然而需求大多集中 在我国的东部地区。目前氢气主要的储运方式包括长管拖车、槽罐拖车 以及管道输运等方式。其中，长管拖车和槽罐拖车的储运成本高、运输 半径一般低于 300km，而管道输氢具有规模大、成本低的特点，是未来 长距离输氢的主要方式。

高压气态储存技术最为成熟。氢气的储存技术主要分为高压气态储氢、 低温液态储氢以及固态储氢。高压气态储氢具有成本较低、能耗低、易 脱氢和工作条件较宽等特点，是发展最成熟、最常用的储氢技术。高压 气态储氢通过高压压缩方式储存气态氢，主要采用 4 种储氢瓶：纯钢制 金属瓶（I 型）、钢制内胆纤维缠绕瓶（II 型）、铝内胆纤维缠绕瓶（III 型） 及塑料内胆纤维缠绕瓶（IV 型）。早期的 I 型和 II 型瓶的储氢压力低， 难以满足车载储氢的需求。为了提高运氢量，如今储氢瓶工作压力进一 步提高到了 30~45 MPa，甚至 70MPa。目前，在国内应用较多的是 III 型 储氢瓶，III 型瓶采用了金属衬里，并且对瓶身进行了全瓶身的纤维与树 脂复合材料的包裹。而 IV 型瓶则在轻量化上做出了较大的改进，衬里 为高分子材料制成，瓶身由纤维树脂复合材料全包裹，瓶壁更薄。Ⅳ型 瓶相对于 III 型瓶安全性更好，且重量更轻，制造成本只有 III 型瓶的 63.5%。未来Ⅳ型瓶将会成为氢燃料电池车的首选储氢瓶。

低温液态储氢适用长距离大容量储运。常规的物理法低温液态储氢是将 氢气液化，然后储存在低温绝热容器中。液氢储存具有较高的体积能量 密度：液氢密度达到了70.78kg/m3，是标况下气态氢气密度（0.08342kg/m3） 的近 850 倍。氢气液化过程耗能极大，将氢气从室温下冷却至液氢所需 最小理论能耗为 3.2kW·h/kg，而实际总能耗为 15.2kWh/kg，已接近 1kg 氢气的理论燃烧放热量的 50%。同时由于液氢储存对于储氢材料的绝热 性要求较高，其储存成本以及安全成本也相对较高。所以仅当有长距离、 大容量的氢气储运需求，低温液态储氢才可体现出优势。

氢能走廊初见雏形，长距离管道运输可降本 80-90%。目前长管拖车是 氢气运输的最主要手段，但存在效率较低的问题，国内单车运氢质量约 为 300kg。槽罐拖车是液氢的主要运输途径，每车约能运输 4 吨左右的 液氢，运输效率是长管拖车的 10 倍，运输费用是高压气态运输长管拖车 的 1/8~1/10，每百公里液氢运输费用约为 0.8-1 元/kg，运输半径可以扩 展到 1,000 公里。管道输氢的成本最低，运输成本不超过 1 元/kgH2，或 将成为长距离、大容量运输的首选。2023 年我国首条“西氢东送”项目 规划管道全长 400 多公里，管道一期运力 10 万吨/年，预留 50 万吨/年 的远期提升潜力，较长管拖车成本可降低 80-90%。

2.3. 用氢：工业化工需求饱满，燃料电池车潜力无限

工业化工是全球氢气最主要的下游应用领域。根据IEA数据统计，2021年全球氢气的需求量为 9,400 万吨，同比增加了 5%，其中炼油领域的氢 气用量达到了 3,800 万吨，占比 40.4%，同比增长 5.2%，合成氨、合成 甲醇、冶铁的氢气用量分别为 3,380 万吨、1,466 万吨、520 万吨，同比 增长 2.5%、10%、20%。IEA 预计 2030 年全球工业化工领域（合成氨、 合成甲醇、冶铁等）的氢需求量将达到 6,590 万吨。

以燃料电车为代表的交通领域将打开氢能应用的天花板。相对于燃油车， 氢燃料电池车更加环保，且氢燃料电池车不受限于内燃机的奥托循环， 热效率更高。而相对于纯电汽车，氢燃料电池车具有能量密度高，电池 寿命长、低温环境适应性好、燃料加注时间短、续航里程较高等优点， 更加适合用于长途、大型、商用车领域。未来氢燃料电池汽车有望成为 车辆体系的重要组成部分。

氢能走廊连点成线带动 5大示范城市群，助力氢燃料电车通畅行驶。2021 年 8 月，五部委联合发布了《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通 知》，批准上海、广东、北京报送的以城市群为单位开展燃料电池汽车示 范应用的规划。2022 年 1 月，河南和河北燃料电池汽车示范城市群正式 获批，自此全国形成了 5 大燃料电池汽车政策支持示范城市群。 其中 1）京津冀城市群计划推广车辆不少于 5,300 辆，新建加氢站不低于 49 座；2）上海城市群计划推广燃料电池汽车 10,000 辆，建设加氢站 100 座，产出规模达 1,000 亿元；3）广东城市群将推广超过 10,000 辆燃料电 池汽车，建成 46 万吨的供氢体系，建成 200 座以上加氢站，氢气售价降 至 35 元/公斤以下；4）河南城市群规划到 2025 年推广氢燃料电池汽车 超 5,000 辆，建成加氢站 80 个以上，氢燃料电池汽车产值规模突破 1,000 亿元；5）河北城市群规划到 2025 年，累计建成加氢站 100 座，燃料电 池汽车规模 10,000 辆。5 个城市群将对全国燃料电池汽车行业起到积极 的推动作用，拓宽氢能应用。

燃料电车降本空间较大，产销量稳步提升。根据中汽协数据统计，2022 年中国氢燃料电池车的产量为 3992 辆，同比增长 124.5%；销售量为 2789 辆，同比增长 139.9%，主要集中在商用车领域。中国氢能联盟预计到2027 年，燃料电池车的总成本将和纯电车持平，到 2028 年将和燃油车持平， 届时氢燃料电池车有望在乘用车领域实现渗透。未来随着上游制氢成本 的下降以及中游储氢技术的进步，氢燃料电池车的技术不断完善，燃料 电池汽车销量有望快速攀升。

加氢站是下游用氢环节的关键枢纽。加氢站作为氢能产业中连接上游制、 储、运环节与下游应用市场的枢纽，是保障氢能应用的关键。按照氢气 存储方式可分为高压气态加氢站和低温液态加氢站。此外，固态金属和 有机液态加氢站处于研发试验阶段。其中高压气态加氢站应用最为广泛， 核心设备主要包括氢气压缩机、储氢装置、氢气加注设备及站控系统等。

我国已成为世界上加氢站数量最多的国家。根据H2stations 发布的加氢 站统计数据，截止 2022 年年底，全球共有 814 座加氢站投入运营，其中 欧洲、亚洲、北美是加氢站建设的主要地区。根据高工产研氢电研究所 （GGII）数据统计，截止 2022 年，中国已经建成 310 座加氢站，是全球 加氢站数量最多的国家。中国将加速布局加氢站，作为加氢站建设的“主 力军”，中石化在“十四五”期间规划建设 1,000 座加氢站或油氢合建站， 中石油也在积极扩建加氢站规模。

3. 国家与地方政策频频加码，助力氢能腾飞

3.1. 国家层面：从无到有，持续加码

氢能近年来在我国得到了前所未有的关注。我国的氢能与燃料电池研究 始于上世纪 50 年代。20 世纪 80 年代以来，我国相继启动了 863 计划和 973 计划，加速以研究为基础的技术商业化项目，氢能和燃料电池均被纳入其中。“十三五、十四五”期间，氢能与燃料电池发展加快。2019 年 两会期间，氢能被首次写入政府工作报告。2020 年 4 月，氢能被写入《中 华人民共和国能源法（征求意见稿）》。2020 年 9 月 21 日，五部委联合 发布了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，采取“以奖代补”方 式，对入围示范的城市群按照其目标完成情况核定并拨付奖励资金，鼓 励并引导氢能及燃料电池技术研发。2022 年发改委、能源局引发了《氢 能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，明确了氢能在我国能源绿色低 碳转型中的战略定位、总体要求和发展目标。氢能在我国经历了从无到 有，逐渐走入聚光灯下的过程。随着国家政策的持续加码，氢能将在我 国得到长远的发展。

3.2. 地方层面：因地制宜，百花齐放

我国已初步形成长三角、珠三角、环渤海和川渝鄂四个氢能产业集聚区。各省在陆续发布的“十四五”规划中对各省的氢能发展进行了明确规划。 可再生能源制氢、氢能全产业链发展、氢燃料电池车等领域是各省关注 的重点。我国目前已经形成长三角、珠三角、环渤海和川渝鄂四个氢能 产业集聚区。长三角地区作为中国氢能产业发展第一梯队，已有多个示 范项目运行。珠三角地区目前形成了佛山、广州、深圳三大氢燃料电池 汽车创新核心区。环渤海区域以北京为中心。川渝鄂地区以武汉、成都、 重庆三个城市为代表。随着地方政策的推出，加之国家政策的持续加码， 氢能将加速发展，成为我国实现碳达峰、碳中和目标的有力途径。