氢能源产业研究：日升月恒，氢风破浪

（报告出品方/作者：长江证券 ，邬博华、徐科）

1 引言：为什么要发展氢能源？

低碳清洁发展及保障能源安全，推动探索新型能源

全球气候变化共同命题，低碳发展大势所趋

全球气候变化是全人类面临的严峻挑战，关系世界各国的可持续发展。1992 年联合国 大会通过了《联合国气候变化框架公约》，此为世界上第一个关于控制温室气体排放、遏 制全球变暖的国际公约，公约明确了世界各国“共同但有区别的责任”、公平、各自能力 原则和可持续发展等原则；此后京都议定书、巴厘路线图、哥本哈根协议、巴黎协定等 会议信息明确了未来全球应对气候变化的具体安排，长期目标是将全球平均气温较工业 化时期上升幅度控制在 2℃以内，并努力将温度上升幅度限制在 1.5℃以内，该目标在 2021 年格拉斯哥大会得到强化。

2020 年全球二氧化碳排放总量达 319.8 亿吨，较上世纪末增长 38.4%，2020 年受疫情 影响，全球排放量偏低，2019 年为 340.4 亿吨。2020 年中国、美国、欧盟的二氧化碳 排放量分别为 98.9 亿吨、44.3 亿吨、25.5 亿吨，占比 30.9%、13.9%、8.0%，三者排 放量占比超过全球的一半，在全球二氧化碳减排中将扮演重要角色。从历史排放数据来 看，我国碳排放量还处于上升期，美国和欧盟则于 2007 年左右和上世纪 70 年代末达 到峰值，且承诺在 2050 年实现碳中和。

“3060”目标对我国碳减排提出更大挑战。对比美国和欧盟通过 50-70 年左右时间实现从碳达峰到碳中和的转变，我 国划定的目标时间仅为 30 年，需依靠更强有力的政策和更高的执行力度。同时，我国 制定 2035 年远景目标，目标到 2035 年生态环境根本好转，美丽中国建设目标基本实 现。氢能源为清洁无污染能源和工业原料，契合国家战略发展方向。

优化能源结构，保障能源安全

我国能源具有“多煤、贫油、少气”的显著特征，2020 年我国能源消费总量 49.8 亿吨 标准煤，其中原煤、原油、天然气占比分别为 56.8%、18.9%、8.4%，水电、核电、风 电等清洁能源占比仅有 15.9%。当前我国能源消费仍以不可再生的化石燃料为主，化石 燃料储备有限，且易造成环境污染。另外，我国进口能源消费量在可供消费总量中占比 逐年上升，2019 年已达 24.1%，而原油和天然气的该比例更高，我国能源对外具有一 定的依赖程度。在此背景下，我国亟需寻找来源充足、清洁高效、自主可控的新型能源。

氢能优势：清洁高效、来源多、应用广

氢（H）位于元素周期表第一位，是宇宙中最常见的元素之一，氢主要以化合态的形式 存在，通常的单质形态是氢气（H2）。氢的特点如下：

应用广泛：氢可作为燃料应用于汽车、轨道交通、船舶等交通领域，亦可作为原料、 还原剂或者热源应用于炼化、钢铁、冶金等行业，还可应用于分布式发电，为家庭 住宅、商业建筑等供电取暖，且可成为储能工具。

清洁低碳：氢直接燃烧或进行电化学反应的产物只有无污染的水，可实现零污染零 碳排放。另外，我国在大力发展风电、光伏等清洁可再生一次能源，结合水电解制 氢技术，可实现全生命周期的清洁低碳，使氢能成为连接不同能源形式的桥梁。

来源丰富：氢为二次能源，可通过化石燃料重整制取、氯碱/焦化/钢铁/冶金等工业 副产物制取、水电解制取等，制取途径多样。

灵活高效：根据中国氢能联盟研究院数据，氢的低位热值约为 120MJ/kg，为同等 质量的标准煤热值的 4.1 倍、天然气的 2.6 倍、石油的 2.9 倍。

综上，氢具备的显著优点使其契合“低碳清洁、安全高效”的国家能源战略。氢气根据 其来源可分为：灰氢（使用化石燃料制取，并对释放的二氧化碳不做任何处理）、蓝氢 （使用化石燃料制取，并对释放的二氧化碳做捕集封存利用）、绿氢（使用可再生能源发 电电解或光解制取）。

产业政策：氢能方兴未艾，未来大有可期

氢能方兴未艾，未来大有可期。早在 2002 年发布的 863 计划电动汽车重大专项中，我 国便确立了以混合动力汽车、纯电动汽车、燃料电池汽车为“三纵”、以多能源动力总成 控制系统、驱动电机和动力电池为“三横”的电动汽车“三纵三横”研发布局；借助北 京奥运会、上海进博会等契机，我国氢能燃料电池车产业获得一定的发展。“十三五”期 间国家明显加强对氢能的支持力度，2016 年国务院印发的“十三五”国家战略性新兴 产业发展规划目标到 2020 年实现燃料电池汽车的批量生产和规模化示范应用；

2019 年 氢能首次编入《政府工作报告》；2020 年工信部发布《新能源汽车产业发展规划（2021- 2035 年）》，目标到 2035 年燃料电池汽车实现商业化应用。此外，截至 2021 年 10 月 底，共有 16 个省/直辖市/自治区针对氢能源发展提出量化目标，目标到 2025 年：1） 培育龙头企业数量 84-101 家；2）推广氢燃料电池汽车数量 52500 辆；3）建设加氢站数量约 1013 座；4）氢能源产业链产值突破 5640 亿元。氢能作为高效清洁的二次能源， 未来具备较大的发展潜力，产业方兴未艾。

2 氢能源产业链梳理

氢能产业链复杂绵长，主要包括“制氢→储氢→运氢→加氢→用氢”几个环节，每个环 节存在诸多技术工艺。本章我们将对各个环节做详细梳理。

制氢：中短期灰氢蓝氢占比高，长期绿氢为主导

化石燃料制氢当前仍占据主导地位。2019 年我国氢气产量约 3342 万吨，其中，氢气作 为独立组分而存在（非合成气或者混合气体中含氢）、达到工业氢气质量标准的产量约 为 1250 万吨。我国氢气来源目前仍以煤制氢为主，占比高达 63.5%，工业副产制氢为 21.2%，天然气制氢为 13.8%，水电解制氢占比仅为 1.5%；从全球来看，天然气制氢比 例远高于煤制氢比例，而电解水制氢占比同样较少，与其成本较高有关。

各制氢技术工艺的成本是影响其应用程度的最主要因素，因而我们有必要对其制氢成本 做详细测算，测算结果如下。综合来看，短期内煤制氢仍为我国氢气的主要来源，但随 着双碳目标临近，结合 CCUS 后的煤制氢成本将大幅上升，产品竞争力下降；而我国天 然气资源禀赋欠佳，同样不具备大规模推广的条件；中期来看，成本较低的工业副产制 氢有望成为供氢主要工艺，但存在纯度较低、受主产物产能约束问题；长期来看，随着 可再生能源电价下降，清洁、高效的绿氢将为制氢主流工艺。

煤制氢：国内应用最广，制氢成本 8.7-12.5 元/kg

煤制氢依旧为目前成本较为低廉的制氢方式，且原料来源广泛。但弊端在于，煤制氢原 料不可再生，且碳排放水平较高，废水和固废产生量也较大。

1、煤制氢流程：煤制氢技术包括煤的焦化制氢和煤的气化制氢。煤的焦化是以制取焦 炭为主，焦炉煤气是副产品，其主要成分为氢气（59.3%）、甲烷（18.8%）、一氧化碳 （7.8%）、水（6.4%）等；煤气化制氢是指煤和水蒸气在一定温度下发生反应得到合成 气，再通过对合成气中的 CO 做转化处理，将合成气全部转化为氢气。目前，利用煤制 氢主要是通过煤的气化来制取氢气。

2、煤制氢成本：根据中国工程院中国煤炭清洁高效可持续开发利用战略研究重大项目 采用的某煤气化项目的工艺数据，该项目制氢量约 23.4 吨/天，消耗原煤 179 吨，在煤 价 700 元/吨、电价 0.75 元/kwh 的情况下，测算总制氢成本约 23.9 万元/日，其中原料 煤成本占比 52.5%、外购电成本占比 7.8%；对应单位制氢成本为 10.19 元/kg 或 0.92 元/Nm³，每千克氢气消耗原料煤约 7.64kg。

3、考虑碳捕集封存利用成本：煤制氢所需原料主要为煤炭，煤气经过净化、CO 变换、 酸性气体脱除后会产生副产物二氧化碳，煤气化制氢中产生的温室气体排放量约 19.94-29.01 kgCO2e/kgH2。随着“3060”目标的公布和实施，我国对碳排放控制愈加严格，因此煤制氢需要搭配一 定的碳捕集封存利用（CCUS）技术方能实现达标排放。宝钢（湛江）工厂启动的 CCUS 项目综合固定成本和运行成本总减排成本为 65 美元/吨二氧化碳（按照汇率 6.3924 计 算，对应人民币成本为 415.5 元/吨），该成本具备一定的行业参考意义，我们采用该数 据对考虑 CCUS 后的煤气化制氢成本进行测算，假设单位温室气体排放量为 25.23 kgCO2e/kgH2，则对应每千克氢气的 CCUS 成本为 10.48 元，煤气化制氢总成本提高至 20.67 元/kg 或 1.86 元/Nm³。

我们将添加 CCUS 装置前后的煤气化制氢成本作比较分析。假设电价为 0.75 元/kwh、 CCUS 成本为 415.5 元/吨，安装 CCUS 装置后，在煤价为 500-1000 元/吨的情况下， 煤制氢成本达到 19.14-22.97 元/kg，较未安装 CCUS 装置下的成本增加 0.8-1.2 倍。当 前全球 CCUS 应用范围较少，成本较高，未来随着全球主要国家和地区对碳排放的管控 愈加严格，CCUS 的应用比例预计会提升，随着技术水平的进步和规模效应的显现， CCUS 成本未来有望逐渐降低。对于煤制氢来说，添加 CCUS 会使其在价格竞争中优 势逐渐降低，短期为氢气主要来源，但未来不具备大规模应用的基础。（报告来源：未来智库）

天然气制氢：全球应用最广，制氢成本 17-33 元/kg

天然气制氢为全球应用最为广泛的制氢方式，天然气的主要成分甲烷在各类化合物中氢 原子质量占比最大，储氢量为 25%，天然气为原料的制氢技术耗水量少、二氧化碳排放 量较低、氢气产生率高，对环境影响较小。但与煤制氢类似，天然气不可再生，且碳排 放不可避免。

1、天然气制氢流程：天然气制氢技术的主体依托于各类甲烷转化制氢反应，包括甲烷 水蒸气重整技术和甲烷裂解技术。其中，甲烷水蒸气重整技术与煤重整制氢类似，即将 甲烷和水蒸气在一定温度下反应得到合成气，再将合成气中的 CO 成分与水反应转化， 得到高纯度氢气；甲烷裂解技术是指甲烷在高温环境中受热裂解成碳和氢气，再通过分 离提纯产物得到氢气。甲烷重整制氢为主流技术路线，其主要流程为：天然气经过增压、 预热和脱硫预处理后，与水蒸气高温重整制成合成气，合成气中的 CO 和水反应，经过 变换得到氢气和二氧化碳，在经过变压吸附提纯后即可得到氢气。

2、制氢成本测算：根据《天然气制氢工艺介绍及成本分析》披露案例，在天然气价格 3.0 元/m³的情况下，天然气制氢成本中原料占比约 71.8%，为最大的成本支出项，电费 占比约 13.1%，单位制氢成本约 22.31 元/kg 或 2.01 元/m³；当天然气价格降低至 2.0 元/m³时，制氢成本下降至 17.0 元/kg。每千克氢气消耗原料天然气约 5.34kg。

3、考虑碳捕集封存利用成本：与煤制氢类似，天然气制氢同样伴随着较多的碳排放， 在装置容量为 1000-100000Nm³/h 时，温室气体排放量为 10.86-12.49kgCO2e/kgH2。若 CCUS 成本为 415.5 元/tCO2e，生产每千克氢气的 CCUS 成本为 5.19 元以内。上述 同等情况下，天然气制氢成本增长至 27.5 元/kg 或 2.47 元/Nm³。在天然气价格位于 2.0-5.0 元/立方米区间时，考虑 CCUS 成本后的制氢成本提升 16%-31%。受我国天然气资源禀赋影响，未来天然气制氢同样不具备大规模推广的条件。

工业副产制氢：来源广泛，制氢成本 9.23-22.25 元/kg

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。工业副产制氢的成本低廉，来源广泛，且不会产生额外的碳排放。但工业副产氢气多数 回用于工业生产，且受技术限制，氢气纯度较低。

目前主要工业副产制氢包括焦炉煤气制氢、合成 氨与合成甲醇制氢、氯碱工业副产氢、乙烷裂解副产氢、丙烷脱氢副产氢，综合制氢成 本约 9.23-22.25 元/kg。工业副产制氢具备来源广、成本低的优势，中短期内有望成为 氢气的主要来源，但氢气产生量受制于主产物的产能，氢产能存在上限。

水电解制氢：与清洁能源发电契合，未来制氢主流路线

水电解制氢具备巨大的发展潜力。水资源丰富，制氢原料和燃烧产物均为水，清洁无污 染；且水电解制氢纯度较高，并具备储能属性。

制氢成本测算：水电解制氢的主要成本来自电费支出，商业用电成本较高，且多为火电 企业发电，需要考虑间接碳排放成本；当前光伏、风电等可再生能源发电规模快速提升， 且随着技术进步，发电成本具备进一步下降空间。假设该项目规模为 2 台 1000Nm³/h， 年生产时间为 3500 小时，若按照商业用电电价 0.75 元/kwh 测算，水电解制氢的成本 为 48.37 元/kg 或 4.35 元/Nm³；当电价为 0.10-0.30 元/kg 时，水电解制氢的成本约 11.5-22.8 元/kg，与其他制氢成本相比已具备较强的竞争力。

从温室气体排放角度来看，以水电、风电、光伏等可再生清洁能源为能源的水电解项目 碳 排 放 量 微 乎 其 微 ， 而 火 电 水 电 解 制 氢 的 温 室 气 体 排 放 量 可 达 44.80-45.64 kgCO2e/kgH2，碳排放成本较高。因此，未来可再生能源水电解制氢为主流发展方向。

水电解制氢技术工艺路线包括碱性电解制氢（AWE）、质子交换膜电解制氢（PEM）、固 体氧化物电解制氢（SOE），其中在我国 AWE 已实现充分产业化，PEM 初步商业化， 而 SOE 尚处于初期示范阶段。AWE 工艺需要使用碱性电解液，电解槽造价低，但产气 中含碱液、水蒸气等，需经辅助设备除去，运维复杂，启停时间较慢；而 PEM 工艺以 质子交换膜为隔膜，但需要使用贵金属催化剂，目前投资造价也较 AWE 高很多，但其 启停速度更快，能较好地适应可再生能源发电波动性较大的特点，目前许多新建项目开 始转向选择 PEM 电解槽技术。

综上，化石燃料重整制氢中煤制氢和天然气制氢是目前全球应该最为广泛的制氢方式， 在不考虑碳排放成本的情况下，制氢成本也较低，其中原料（燃煤、天然气）是最为主 要的成本项，在煤价为 500-1000 元/吨的情况下，煤制氢成本区间为 8.7-12.5 元/kg， 包含 CCUS 的成本为 19.1-23.0 元/kg（假设 CCUS 成本为 415.5 元/吨）；在天然气价 格为 2.0-4.5 元/m³的情况下，天然气制氢成本区间为 17.0-27.6 元/kg，包含 CCUS 的 成本为 22.2-35.5 元/kg。工业副产制氢来源广泛，也是目前常见的制氢方式之一，其综 合成本为 9.2-22.3 元/kg。

水电解制氢目前在全球应用较少，主要是因为当前电价成本较高，若采用 0.80 元/kwh 的商业用电，则制氢成本为 51.2 元/kg，且采用火电时的间 接碳排放量也较高，不符合当前的政策环境，以风电、光伏、水电为代表的可再生能源 的大规模发展和成本降低对水电解制氢的推广至关重要，当电价为 0.10-0.30 元/kg 时， 水电解制氢的成本约 11.5-22.8 元/kg，与其他制氢成本相比已具备较强的竞争力，清洁 能源水电解制氢为未来主流制氢方式。因此，在中短期内化石燃料重整制氢或工业副产 制氢+CCUS 制取灰氢为氢气的主要来源，而未来随着可再生能源电价逐渐降低，绿氢 的优势将日益突出，长期将为制氢的主流途径。

储运氢：短途气态拖车运氢最佳，中长期液氢运输潜力 大

氢气制取后，可通过储存和运输至加氢站或应用终端，实现高效利用。氢气的储运为氢 能产业链利用的关键环节。目前氢气的主要储运方式包括气态储运（长管拖车、管道）、 低温液态储运、有机液体储运、固态储运等。短中期来看，高压气态储氢具备经济性优 势，将为储氢的主要手段；长期来看，低温液态储氢、有机液体储氢和固态储氢在解决 技术瓶颈和实现降本后有望实现大规模储氢。

（1）气态储氢：气态储氢具有技术成熟、充放氢速度快、容器结构简单、发展成熟等优 点，为现阶段主要的储氢方式，同时存在体积储氢密度低、容器耐压要求高的缺点。高 压气态储氢一般选用钢制气瓶，商用气瓶的设计压力为 20MPa，从安全角度考虑一般 只充压至 15MPa。

（2）低温液态储氢：低温液态储氢将氢气冷却至-253℃，存于低温绝热液氢罐中，其密 度可达 70.6kg/m³，因而具有储氢密度高的特点，液态氢的纯度也较高。低温液态储氢 为理想的储氢方式，但是存在两大技术难题：①液氢储存容器的绝热问题；②氢液化能 耗高，工程实际中氢液化消耗的能量达到了总氢能的 30%。

（3）有机液体储氢：有机液体储氢的储氢密度高、安全性好、储运方便，但是技术操作 复杂，目前还处于攻克研发阶段，距离商业化大规模使用尚远。

（4）固态储氢：固态储氢利用金属合金等对氢的吸附和释放可逆反应实现，具有安全 性高、储存压力低、放氢纯度高、运输方便的特点，但是存在成本高、寿命短等劣势， 目前大多处于研发试验阶段。

目前技术最为成熟、应用最为广泛的高压气态储氢主要载体为高压储氢瓶。高压储氢瓶 可分为燃料电池车的车载储氢瓶和加氢站的固定式高压储氢罐。对于燃料电池的车载储 氢瓶来说，由于Ⅰ型瓶、Ⅱ型瓶质量储氢密度低、氢脆问题严重，难以满足车载质量储 氢密度要求，而 III 型、 IV 型瓶由铝内胆或塑料内胆纤维全缠绕，明显减少气瓶质量， 提高了单位储氢密度，为目前主要应用载体。国外已经开始使用质量更轻、储氢密度更 高的 IV 型瓶，而中国的 IV 型瓶尚处于研发过程中，目前以 35MPa 和 70MPa 的Ⅲ型 瓶为主；IV 型瓶相较 III 型具有质量更轻、成本更低的优势，未来有望成为车载储氢瓶 的主流。

与氢气的储存类似，氢气的运输也包括气态、低温液态、有机液体、固态几种方式。目 前燃料电池车数量较少，氢气需求量不大，适合短距离运输的气态长管拖车是目前主要 运氢方式；而管道运输当前面临负荷率较低和前期投资大的问题难以大规模推广，天然 气管道掺氢输送为较好的折中方案。长期来看，伴随着技术突破和成本降低，储氢密度 大、适合长距离运输的液氢槽罐车有望成为主流运氢方式。

近距离输氢上，气态长管拖车为主要方式，国内常以 20MPa 长管拖车运氢，单车载氢 量约 300kg；国外采用 45MPa 纤维全缠绕高压氢瓶长管拖车运氢，单车载氢量可达到 700kg。高压气态储氢适合近距离、小体量运输场景。中远距离输氢上，气态管道运输和低温液态运输为主要方式。

管道运输储氢量大、能耗低、单位成本低，适合长距离、大规模、长期稳定的运输 场景;但前期建造投资大且需要跨区域协调；在氢气需求量较少时，管道负荷率较 低同样会增加单位氢气运输成本；全球输氢管道长度已超过 4500 公里，其中美国和欧洲占据 90%以上的里程，国内最具有代表性的大口径氢气管道是济源-洛阳 （25 公里）、巴陵-长岭（43 公里）两条输氢管线，输送压力为 4MPa。

低温液态运输的运输量是气态长管拖车的 10 倍以上，运输效率高，综合成本低， 适合远距离、大体量运输场景，在国外应用广泛，而国内目前仅应用于航空航天领 域，尚无民用案例。

此外，利用现有的天然气管道实现氢气和天然气的混合输送也是实现低成本快速输氢的 新方向，且在掺氢比例低于 20%时无需对现有管网做更新改造。德国已有天然气管网 20%混氢的工程案例；法国 GRHYD 项目在 2018 年开始向天然气管网注入含氢气（掺 混率为 6%）的天然气，2019 年氢气掺混率达到 20%；英国在 HyDeploy 项目中实施了 零碳制氢，2020 年向天然气管网注入氢气（掺混率为 20%）。当然，我国部分天然气管 网较为陈旧，且缺乏在线监测装备，天然气掺氢的应用需要谨慎考察筛选。

加氢：近年建设提速，建造运营尚需补贴

加氢站是燃料电池车氢能源供应的保障。1995 年 5 月世界第一座加氢站在德国慕尼黑 机场建成，此后世界各国相继开始推动加氢站建设；我国第一座燃料电池加氢站于 2006 年 6 月在北京中关村落成。加氢站按照氢气来源可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站 两类。

外供氢加氢站：加氢站内无制氢装置，通过高压长管拖车、管道、液氢槽罐车等方 式将氢气输送至加氢站后进行压缩、储存、加注；外供氢加氢站需要承担较高的氢 气输送成本。

站内制氢加氢站：站内配备有电解水制氢、工业副产制氢、化石燃料重整制氢等制 氢装置，氢气经过纯化和压缩后进行储存、加注；站内制氢可以节省运输成本，但 配置加氢装置也进一步提高了内部设备设计和建造的复杂程度。

根据供氢压力等级不同，加氢站有 35MPa 和 70MPa 压力供氢两种。用 35MPa 压力供 氢时，氢气压缩机和高压储氢瓶的工作压力均为 45MPa，一般供乘用车使用；用 70MPa 压力供氢时，氢气压缩机和高压储氢瓶的工作压力分别为 98MPa 和 87.5MPa。目前国 外加氢站加注压力以 70MPa 为主，技术相对成熟；而国内已建成的加氢站加注压力以 35MPa 为主，但国内企业也在加大 70MPa 加氢站的技术布局，2020 年国内该规格的 加氢站已建成和在建数量超过 10 座。在加氢能力上，500kg/d（12h）的加氢站数量占 据主导地位，1000kg/d（12h）的加氢站数量逐渐增加，并不断探索有更高能力的加氢 站。

全球加氢站数量快速增长。全球加氢站数量的统计是一项复杂的工作，全球多家机构致 力于该项工作，但统计结果不尽相同，全球的加氢站数量仍旧处于“不完全统计”的状 况中。例如：

2020 年底全球合计建成 540 座加氢站（公共加氢 站+私人加氢站），其中日本、德国、中国大陆、美国、韩国加氢站数量位居全球前 五，分别为 137 座、90 座、85 座、63 座、52 座。

H2stations 拥有全球加氢站数量的历史数据，其统计到 2020 年底全球累计建成加 氢站 560 座，较 2015 年增长 1.62 倍，其中日本 142 座、德国 100 座、北美 75 座、中国大陆 69 座、韩国 60 座。需要注意的是，由于国内在加氢站信息公开方 面较为欠缺，H2stations 对于国内的数据统计并不全面。

GGII 统计我国已建成和在建加氢站数量 181 座。2006 年我国第一座加氢站建成，其后 由科技部和北京、上海等地的科技部门陆续支持建设了几座示范加氢站，至 2016 年期 间行业发展持续处于低谷期；2016 年开始受各地燃料电池车产业热度兴起和《节能与 新能源汽车技术路线图》明确氢能基础设施建设规划，我国加氢站数量加快建设。根据 高工产研氢电研究院（GGII）不完全统计，2020 年底全国建成和在建加氢站共 181 座， 其中已建成加氢站 124 座，2016 年以来建设速度明显加快。从区域分布来看，氢能源 发展较快、政府支持力度较大的广东省已建成加氢站数量达到 31 座，遥遥领先其他地 区，山东、江苏、上海加氢站数量均超 10 座；2020 年底全国在建加氢站 57 座，广东、 山东、河北在建数量靠前。根据北京、广东、上海等 16 省（市）规划数据，到 2025 年 加氢站数量将达到约 1013 座，较 2020 年底的 124 座将增长 7.2 倍。

虽然我国加氢站在过去 5 年建设速度快速提升，但目前仍然面临诸多问题。

监管审批体系尚未完善：我国在涉及加氢站的诸多环节内的标准仍处于空白，例如 加氢站建设标准、车用氢质量标准、储氢标准、加氢站运营资质要求、加氢站安全 管理、加氢站核心设备的安全监测等；建设审批手续也涉及多个主管部门，审批时 间过长。

核心零部件依赖进口：加氢站的核心三大件为压缩机、储氢罐、加注机。虽然国内 已具备加注机整机研发集成能力，但加氢枪、拉断阀、流量计和高压阀门管件等管 件零部件依赖进口；压缩机方面的国产隔膜式压缩机可靠性尚待验证。

建设成本高，应用较少：国内加氢站建设 成本中设备成本约占 70%，不含土地费用，国内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，约相当于传统加油站的 3 倍。同 时，国内燃料电池车数量仍旧较少，导致加氢站实际运营负荷率低，盈利困难。

加氢站为燃料电池车推广的基础设施，当前发展亟需政府补贴。例如上海市提供：1） 加氢站建设补贴：对在 2025 年前完成竣工验收、并取得燃气经营许可证（车用氢气） 的加氢站，按照不超过核定投资总额的 30%给予补贴；其中，2022 年、2023 年、2024— 2025 年取得燃气经营许可证的，每座加氢站补贴资金最高分别不超过 500 万元、400 万元、300 万元，资金分三年拨付。2）氢气零售价格补贴：2025 年前，对氢气零售价 格不超过 35 元/公斤的加氢站运营主体，按照氢气实际销售量给予补贴；其中，2021 年度补贴标准为每公斤 20 元；2022-2023 年度每公斤 15 元；2024-2025 年度每公斤 10 元。

用氢：应用场景丰富，燃料电池商用车前景可期

氢能作为清洁高效灵活的二次能源，可广泛应用于交通运输、储能、工业生产、建筑用 能等领域。（报告来源：未来智库）

交通运输：燃料电池车尚处导入期，商用车为主

氢气在交通运输领域的应用主要通过燃料电池来实现。在燃料电池系统中，氢气不直接 燃烧，而是和氧气发生化学反应，转化为电能。燃料电池的反应原理如下：①氢气进入 燃料电池的阳极→②在催化剂的作用下分解成电子和氢离子（质子）→③氢离子通过电 解液到达阴极→④电子无法通过电解液，而是通过外电路流向阴极，产生电流→⑤氢离 子在阴极与氧气、电子结合形成水，水是燃料电池反应的唯一副产品。

燃料电池车和纯电动车通过电动机将电能转化为动能，而汽油和柴油车在内燃机中将燃 料燃烧产生的热能转化为动能。燃料电池车和纯电动汽车的主要区别在于电的来源：纯 电动汽车的全部能力来自锂电池组，锂电池本质上为储能装置，通过可逆的电化学反应 实现电能的储存和释放，完全依赖外部能源供应；而燃料电池为电能生产装置，不是储 能装置，直接将化学能转化为电能，其工作方式与内燃机类似。

那么，在国家大力推广以锂电池为能源的电动汽车时，为什么还要发展燃料电池车呢？因为锂电池车和燃料电池车的优缺点都很明显，可以互补发展。受益于技术进步和规模化效应，锂电池车的生产成本过去十年实现了快速下降，乘用车 领域渗透率也在快速提升过程中，但是锂电池车也面临着能量密度提升空间有限、续航 里程短、低温环境适应性差等问题。

能量密度：锂电池属于封闭式的储能系统，受制于锂元素特性，其能量密度天花板 较低，且能量密度越高，安全隐患越大，无法再大幅度提升能量密度；燃料电池属 于开放性发电系统，储氢量的大小决定了能量密度的高低，目前燃料电池的能量密 度超过 350kwh/kg，且未来仍有较大提升空间。

功率密度：锂电池系统的高功率放电与长续航里程无法兼容，功率密度提升空间有 限；而燃料电池的属于开放性系统，功率密度提升空间大。

环境温度适应性：锂电池的低温性能取决于温度对电极材料的电导、离子扩散系数 以及电解液电导率的影响，锂电池在接近零度时，其性能急剧下降，-20℃几乎无 法正常工作；燃料电池本身在发电过程中会产生热能，使得电堆能够适应较低的温 度，低温环境适应性更强。

当然，燃料电池目前还处于发展导入期，氢能源从制氢到储运氢都尚处于起步阶段，加 氢站等基础设施建设不完善，氢气成本和燃料电池制造成本依旧较高，降本之路仍很长。结合燃料电池的高能量密度和高功率密度特点和当前加氢站数量较少的情况更适用于 行驶路线较为固定的车型单位特点，目前及未来一段时间内我国燃料电池的发展重心将 在商用车（客车、专用车等）领域。

储能领域：氢储能清洁无污染，适合大规模储能

全球储能装机以抽水蓄能和电化学储能为主。根据中国能源研究会储能专委会/中关村 储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至 2020 年底全球已投 运储能项目累计装机规模 191GW，其中抽水蓄能累计装机规模占比 90.3%，电化学储 能占比约 7.5%。在电化学储能中锂离子电池累计装机规模约 13.1GW，占比 92.0%。

全球主要的储能方式中，抽水蓄能储能技术成熟，但是需要具有发达的水系和优良的地 址条件，且建设周期长；以锂离子电池为代表的电化学储能近几年发展迅速，具有效率 高、响应快等优点，但电池寿命低，且废旧电池处理面临环保压力，目前在容量需求小 的调频储能应用较多。

由于风电、光伏、水电等可再生能源发电无法实现长时间持续性地输出电能，导致大量 弃风、弃光、弃水现象发生；氢储能技术可将可再生能源发电储存起来，发挥调峰作用， 避免风光水资源的浪费，即：利用电解水装置，将间歇波动、富余的电力转化为氢气储 存起来；在电力输出不足时，通过燃料电池发电回馈给电网系统。氢储能能量密度高、 运行维护成本低、可长时间储存且过程无污染，是少有的能够储存百 GWh 以上且可同 时适用于极短或极长时间供电的能量储备技术方式，未来应用潜力巨大；但是目前存在 效率低、造价高的问题，需要未来逐步解决。

工业生产：氢能利用是工业深度脱碳的重要途径

工业部门深度脱碳是我国实现碳中和的必经之路。根据世界资源研究所（WRI）的研究， 2016 年工业过程直接排放的温室气体和因工业部门使用电力而间接排放的温室气体在 全球温室气体排放中占比达 24.2%。工业部门近一半的碳排放来自于生产水泥、钢铁、 合成氨、化工等。其碳排放产生于三个方面：①用于生产的原料（例如生产水泥过程中 的石灰石和合成氨过程中所用的天然气）；②工业生产高温加热的燃料燃烧（例如钢铁 冶炼中高炉中添加焦炭还原铁矿石）；③其他能源需求（例如生产中间产品、低温供热等 的化石燃料）。基于可再生能源的电气化仅能减少工业生产中低温供热等方面的碳减排， 而对生产原料、高温加热无能为力；绿色氢能为实现该领域深度脱碳提供重要解决方案。

（1）钢铁行业

目前长流程高炉炼钢仍为全球钢铁的主要生产方式，需要在高炉中添加焦炭还原铁矿石， 高炉还原过程的碳排放占整个炼钢流程的 90%。现阶段钢铁行业的碳排放强度下降可 通过废钢循环利用和能源效率的提高来实现，但空间有限，深度脱碳需要从根本上改变 生产方式，而使用氢气代替焦炭作为高炉炼钢的还原剂、并且将生产供能过程电气化就 是有效途径之一。目前全球已经有部分氢冶金技术的案例，例如瑞典酐铁 HYBRIT 项目、 萨尔茨吉特 SALCOS 项目、奥钢联 H2FUTURE 项目、德国蒂森克虏伯 Carbon2Chem 项目等，2019 年开始中国的宝武集团、河钢集团、中国钢研等钢铁公司也开始推进氢 能冶金研究和示范工程。

（2）化工行业

化工生产是以氢和碳为基础元素的有机转化过程，以氢气、CO 和 CO2 为原料进行的合 成反应，可形成化工行业价值链中的众多主要产品。石化和化工是目前氢气消耗的主要 领域。例如，合成氨生产中，基于零碳电力电解水产生的零碳氢气可以用于以氢气和氮 气为原料的哈伯法合成氨工艺；甲醇生产中，二氧化碳和氢气反应用于甲醇生产的催化 剂已经实现商业化生产。

建筑用能：氢能为分布式热电联产的有效载体

氢能在建筑领域的应用主要是分布式热电联产系统提供电和热。微型热电联供在为家庭 提供电力和热量的同时，避免了长距离运输电力的能量损耗，达到节能效果。燃料电池 既有能量转换效率高、功率密度大、无污染等优点，是实现热电联供的有效载体。日本 自 2008 年至今已售出 28 万套家用分布式燃料电池热电联供系统，中国微型热电联供 处于初步研发阶段。

3 总结：氢能，能源革命与碳中和时代的优选能源

低碳发展及保障能源安全，氢能源清洁高效、来源广、应用广泛

全球降碳达成共识，长期目标是将全球平均气温较工业化时期上升幅度控制在 2℃以内， 并努力控制在 1.5℃以内，该目标在 2021 年格拉斯哥大会得到强化；“3060”目标对我 国碳减排提出更大挑战。我国能源具有“多煤、贫油、少气”的显著特征，亟需寻找来 源充足、清洁高效、自主可控的新型能源。氢能具有应用广泛、清洁低碳、来源丰富、 灵活高效的特点，契合国家能源战略，并具备储能的作用。

制氢：化石燃料制氢比重高，清洁电解制氢为发展方向

中短期内蓝氢（化石燃料重整或工业副产制氢+CCUS）将是氢气的主要来源，长期随着 可再生能源电价下降，绿氢将为主流制氢方式。①煤制氢为我国应用最广的制氢方式， 考虑碳捕集后成本为 19.1-23.0 元/kg（煤价 500-1000 元/吨）。②天然气制氢为全球应 用最为广泛的制氢方式，考虑碳捕集成本后为 22.2-38.2 元/kg（天然气价格 2.0-5.0 元/m³）。③工业副产制氢可来源于焦炉煤气、氯碱副产气、炼厂干气、合成甲醇及合成氨 弛放气等，来源广、成本低（9.23-22.25 元/kg），但纯度较低。④水电解制氢原料和燃 烧产物均为水，清洁无污染；且水电解制氢纯度较高；成本为 11.5-51.2 元/kg（电价 0.1- 0.8 元/kwh），基于可再生能源的水电解制氢为未来大规模制氢的发展方向。

储运氢：短途气态拖车运氢最佳，中长期液氢运输潜力大

储氢：短中期来看，高压气态储氢具备经济性优势，将为主要手段；长期来看，低温液 态储氢、有机液体储氢和固态储氢在解决技术瓶颈和实现降本后有望实现大规模储氢。运氢：适合短距离运输的气态长管拖车是目前主要运氢方式；而天然气管道掺氢（不超 过 20%）混合输送也是实现低成本快速输氢的新方向。长期来看，伴随着技术突破，储 氢密度大、适合长距离运输的液氢槽罐车有望成为主流运氢方式。

加氢：近年建设提速，建造运营尚需补贴

加氢站按照氢气来源可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两类。据 H2stations 不完全 统计到 2020 年底全球累计建成加氢站 560 座；GGII 统计，2020 年底我国建成和在建 加氢站共 181 座，据 16 省（市）规划到 2025 年我国加氢站将建成约 1013 座，较 2020 年底的 124 座将增长 7.2 倍。受需求较少导致的盈利薄弱影响，加氢站建造和运营尚需 依赖政府补贴。

用氢：应用场景丰富，燃料电池商用车前景可期

氢能作为清洁高效灵活的二次能源，可广泛应用于交通运输、储能、工业生产、建筑用 能等领域。1）交通运输：燃料电池能量密度高，加氢快、续航里程长；尚处导入期，商 用车为主；2）储能：氢气清洁无污染，适合大规模储能；3）工业生产：氢能利用是工 业深度脱碳重要途径，可用于氢能炼钢、化工生产等；4）建筑用能：氢能为分布式热电 联产的有效载体。

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