从全产业链看氢能发展突破口

氢能作为一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的能源，是未来我国能源体系的重要组成部分，将成为我国用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。同时，氢能产业也是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。当今世界，一大批新兴的能源技术正以前所未有的速度加快迭代，包括氢能在内的新兴能源技术及产业发展情况，将决定未来我国能否在全球能源绿色低碳转型的大国博弈中占据有利地位。

今年3月，《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（以下简称《规划》）公布，为我国氢能发展指明了方向。地方政府支持氢能发展的态度也非常明确，今年以来各地方政府出台的氢能产业相关政策达数百项。有超过三分之一的中央企业已经在布局包括制氢、储氢、加氢、用氢等氢能全产业链，并取得了一批技术研发和示范应用成果。氢能也受到了投资资金的青睐，已经有IDG资本、凯辉基金、绿动资本等超三十家投资机构提前布局，投资金额也有大幅上涨，部分企业进入亿元级融资时代。可以说，我国的氢能产业正如火如荼地走上发展的快车道。

但我国氢能产业仍处于发展初期，相较于国际先进水平，仍存在产业创新能力不强、技术装备水平不高，支撑产业发展的基础性制度滞后，产业发展形态和发展路径尚需进一步探索等问题和挑战。氢能实现规模化、商业化利用，仍面临着诸多挑战，本文将从氢能上下游全产业链来分析氢能发展的突破口。

一、制氢——绿氢的成本降低与规模化应用是实现氢能价值的关键

我国是世界上最大的制氢国，近八成来源于化石能源制氢，还有近两成工业副产氢，绿氢仅占1%～2%。绿氢的成本降低和规模化应用是实现氢能绿色低碳价值的关键。根据《规划》，到2025年，初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系，可再生能源制氢量达到10万～20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分。

目前我国的制氢结构中以灰氢为主，绿氢占比较低。我国是世界上最大的制氢国，年制氢产量约3300万吨，其中，达到工业氢气质量标准的约1200万吨。目前，我国氢气制取来源主要是化石能源，即以灰氢为主。据中国标准化研究院不完全统计，煤制氢占全国氢气产量约62%；其次为天然气重整制氢，占比约19%；焦炉煤气、氯碱尾气等工业副产氢提纯制氢和石油制氢占比约18%；电解水制氢等约占1%。

（资料来源：中国氢能联盟）

图1 我国氢气供给结构预测

根据《规划》，2025年我国将初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，产业布局合理有序，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现。

采用不同方式制氢成本差异较大。目前，煤制氢是中国最成熟、最便宜的制氢方式，其成本约为天然气制氢的70%～80%，电解水制氢成本较高，这与可再生能源发电度电成本、电解槽等价格及设备利用率直接相关。

表1 我国各类制氢技术成本对比

（资料来源：长江能源）

绿氢的规模化应用是实现氢能价值的关键。在“双碳”背景下，绿氢的制备过程实现了“零碳排放”，可作为高比例可再生能源消纳的重要支撑，也是实现交通运输、建筑、冶金、化工等领域深度脱碳的最佳选择。因此，相对灰氢，绿氢的规模化应用才是实现氢能价值的关键，这也是我国大力支持氢能发展的初衷。

制氢布局应结合资源禀赋特点及市场需求情况。在制氢技术路线的选择上应因地制宜，并注重清洁低碳和成本的降低。在焦化、氯碱、丙烷脱氢等行业集聚地区，优先利用工业副产氢，鼓励就近消纳，降低工业副产氢供给成本；在风光水电资源丰富地区，开展可再生能源制氢示范，逐步扩大示范规模，探索季节性储能和电网调峰；探索在氢能应用规模较大的地区设立制氢基地。

PEM电解水制氢是未来绿氢制备发展方向。当前，电解水制氢技术主要有碱性（ALK）、质子交换膜（PEM）和固体氧化物（SOEC）等三大类。目前ALK制氢技术在我国发展最为成熟，在市场占据主导地位，商业化程度较高，成本相对较低，但也存在能耗较高、电解效率偏低等缺点。PEM制氢技术具有更高的波动性适应能力，更宽的负载调节范围，具有环境友好性且运维简单，这些优点更有利于与风电、光伏等波动性间歇性发电相耦合，可实现储能和调峰，更好地促进大比例可再生能源的消纳。但PEM制氢技术边界条件要求较高，造价高。PEM电解水制氢部件国产化率低于碱性制氢，甚至低于燃料电池，其中国产化率最低的环节主要有质子交换膜、催化剂等方面。不过一些国内电解槽设备厂商也开始进入这一领域。投资和运行成本高是PEM水电解制氢亟待解决的主要问题，这与目前析氧、析氢电催化剂只能选用贵金属材料密切相关。为此降低催化剂与电解槽的材料成本，特别是阴、阳极电催化剂的贵金属载量，提高电解槽的效率和寿命，是PEM水电解制氢技术发展的研究重点。

表2 我国主要电解水制氢技术优缺点对比

（资料来源：上海科学院上海高等研究院、中科院大连化物所）

二、储运——通过科技进步降低储运成本是氢能商业化的前提

储运成本高企是我国氢能应用推广的重要瓶颈，要以安全可控为前提，积极推进技术材料工艺创新，开展多种储运方式的探索和实践，逐步构建高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系。

储运成本高企是我国氢能应用推广的重要瓶颈。氢气主要作为化工原料等应用于石油炼化、甲醇、合成氨等工业领域，其制备属于生产工序的组成部分，没有大规模的储运需求。但是，随着我国燃料电池汽车城市示范群示范建设等不断推进，以及可再生能源制氢规模不断扩大，氢能储运体系的建设迫在眉睫。氢气在常温常压状态下密度极低，单位体积储能密度低、易燃易爆等特性导致氢能的安全高效输送和储存难度较大。目前我国氢能储运成本较高，是氢能应用推广的重要瓶颈。据测试，在交通领域用氢价格构成中，储运成本约占20%～30%，有些地区储运成本几乎和制氢成本一样。

根据氢能不同发展阶段选择最合适的储运方式。当前，氢能储存方式主要有高压气态储氢、低温液态储氢、有机氢化物储氢和固体储氢。氢气输送方式主要有气氢拖车、液氢槽罐车以及管道运输氢气。选择哪种方式必须考虑氢的运输距离、规模和最终用途，并根据储存的容量和时间，以及所需要的放氢速度和所处的地理条件。氢能发展不同阶段，最经济的储运方式也会有所不同。在氢能产业发展初期阶段，氢气用量及运输半径相对较小，此时高压气态运输的转换成本较低，更具性价比；氢能市场发展到中期，氢气需求量和运输半径将逐步提升，低温液态储运方式的成本优势将凸显，储运方式将以气态和低温液态为主；远期来看，氢能产能和应用将实现规模化并逐渐稳定，届时，高密度、高安全储氢将成为现实，管道输氢的优势可充分发挥。

表3 氢不同运输方式的技术比较

注：体积和重量储氢密度均以储氢装置计算

（资料来源：中国钢研科技集团）

高压气氢储运运营成本低、能耗相对小、氢气充放响应速度快，适用于短距离、用户分散场合，是目前运用最普遍的储运方式，但对设备承压要求高、单位体积储氢密度低、安全性较低。随着运输距离的增加，运输成本会大幅上升。低温液氢储运储氢能量密度高、运输效率高，适用于中远距离输送，目前主要作为航空运载火箭推进剂燃料，对储氢装置真空绝热、减振抗冲击、防泄漏性能要求高，且深冷液化存在大量消耗，成本较高。管道氢输送运输成本低、能耗小，可实现氢能连续性、规模化、长距离输送，是未来氢能大规模利用的必然发展趋势。但由于管道铺设难度大，一次性投资成本高，目前应用量不大。

通过技术进步降低氢能储运成本。目前，我国氢能储运技术与国外发达国家还有较大差距，通过技术进步可以大幅降低氢能储运成本。

在高压气氢储运方面，我国氢能储运长管拖车仍以20兆帕为主，单车运输氢气量260～460千克，储运效率较低，而压力为45兆帕时，单车储运氢量可达700千克。国际上已经推出50兆帕的氢气长管拖车，每次可运氢气1000～1500千克。但国内目前主流的氢气压缩管束还是Ⅰ型瓶为主，无法承受20兆帕以上压力，如要做到50兆帕需要装载Ⅲ型瓶或者Ⅳ型瓶管束。从储氢密度、轻量化等角度出发，Ⅳ型瓶与高压储运的优势更为明显，相比日本、韩国、法国与挪威等国的Ⅳ型储氢瓶均已量产，我国这一技术还处于起步阶段。

低温液氢储运效率高，但技术门槛较高，我国民用液氢市场尚处于示范阶段。我国的液氢关键设备（如透平膨胀机、3000立方米以上大型液氢储罐、液氢泵等）与发达国家差距较大，很大程度上依赖进口。缩小与国外先进液氢技术水平间的差距，实现核心设备及材料的国产化，是实现低温液氢储运优势的关键。美国、日本、德国等国家已将液氢的运输成本降低到了高压气态储运的八分之一。

管道运氢成本较低，但前提是氢气供应和需求稳定。氢气长距离管输已有80余年历史，美国和欧洲是世界上最早发展氢气管网的地方，据统计，全球范围内氢气输送管道总里程5000千米左右。我国氢气管道总里程约400千米，在用管道仅100千米左右。我国输氢管道主要分布在环渤海湾、长江三角洲等地，氢气管网布局有较大的提升空间。为避免新建输氢管道需高昂建造成本，可以探索天然气管道掺氢输送，但天然气掺氢仍存在安全标准、规范不清等问题，需加大研究力度，开展示范探索验证。

三、加氢——完善规划制度标准，降低建设运营成本

加氢站是氢能下游交通领域（燃料电池汽车）应用发展的重要基础设施。要坚持需求导向，统筹布局加氢站建设，有序推进加氢网络体系建设。要完善加氢站建设规划、管理制度、标准规范，可探索合建站、站内制氢等多元建站模式，多渠道降低建站运营成本。

我国加氢站数量居世界第一。加氢站是氢能下游交通领域（燃料电池汽车）应用发展的重要基础设施，是燃料电池汽车产业中极其关键的重要环节。截至今年4月，我国已累计建成加氢站超过250座，约占全球总数的40%，加氢站数量居于世界第一。据统计，广东省是目前加氢站最多的省份，已建成50余座，山东拥有近30座，数量暂居全国第二，江苏、浙江两省份均建成20余座，居全国第三，除西藏、青海、甘肃等地区外，全国各省份基本上都有加氢站。根据2020年10月发布的《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，预计到2025年，我国氢燃料电池汽车保有量达到10万辆左右，加氢站数量达到1000座，到2035年，氢燃料电池汽车保有量达到100万辆左右，加氢站数量5000座。

加氢站建设规划、管理制度、标准规范等亟待完善。目前，国家层面针对加氢站的顶层规划还没有出台，很多地方加氢站建设运营管理办法没有明确或并不详细，导致加氢站获得规划许可等审批、验收流程困难重重。加氢站主管单位不明确，管理制度缺失，地方政府专项规划不够明晰，影响加氢站的落地和运营。加氢站安全、建设运营等标准规范有待完善，需要政府、标准化组织和企业共同推动，严把安全和质量管理关，预防个别安全事件影响全产业发展。相关法规将氢气定性为“危化品”的同时还没有明确赋予其用于交通工具的“能源”属性，一般危化品设施的建设，必须在化工园区内，或者是远离居民，所以选址比较难。

探索合建站、站内制氢等多元建站模式。加氢站建设模式可分为单一加氢站和合建式加氢站，合建式加氢站主要包括油氢合建站、气氢合建站、油气电氢综合站等形式。在现有加油加气站基础上改扩建成合建式加氢站，不仅安全且成本低，同时省去了选址的麻烦。油氢合建站可节约土地成本，也很好地规避了建设加氢站的首要难题——土地批复。此外，依靠现有的加油站销售网络格局，加氢站也会拥有较为稳定的客户来源。同时，现有加油站已有多年运营经验，在设备维护、安全管理以及人员素质方面都有得天独厚的条件，为油氢合建站的建设和示范运行提供了基本保障。中石化广东樟坑油氢合建是我国首个实现盈利的加氢站，2020年12月，该站实现盈利96万元。之后，中石化河滘油氢合建站也实现盈利。据统计，目前油氢合建站的占比超过了50%，或将成为未来加氢站的主流。

储运成本在整个氢气成本中所占比重较大，站内制氢实现了制氢加氢“零距离”，压缩产业链长度，降低用氢成本。由于我国仍把氢气列为危险化学品，要求必须在化工园区内生产，导致我国加氢站绝大多数为站外供氢。建议尽快将氢气纳入能源类产品管理，优先在有条件的地区实现站内制氢，利用小型化制氢装置，如撬装式天然气制氢设备或光伏发电耦合电解水制氢，省掉运输成本。

多渠道降低建站运营成本。目前，我国加氢站建设费用较高，每个加氢站成本高达1200万元到1500万元，是加油站的数倍。正因如此，多地出台加氢站补贴政策，最高补贴额200万～600万元/站不等，同时还有给予加氢站销售补贴和税收优惠等扶持政策。

虽然目前我国加氢站技术趋于成熟，关键设备基本实现了国产化，但氢气压缩机、储氢装置、加注机、站控系统等仍占加氢站总投资约60%，技术进步和生产量的增加可降低设备成本。

由于当前氢燃料电池汽车数量不多，每日加氢量有限，造成折旧及公摊成本较高。如果加氢量翻一番，则单位加氢成本可以降低一倍，极大降低加注环节的成本。随着燃料电池车数量的增加，加氢站的成本也有望下降。

提高站内日常管理运营水平也可以降低氢气成本。目前我国加氢站在稳定性和可靠性上与国外相比仍有很大提升空间，实现连续运转且保持运行状况的平稳仍需大量改进工作。研究表明，如果加氢站连续无故障加氢次数提高1倍，可以降低氢气成本1.5元/千克，如果日加氢能力提高15%，会降低成本1.0元/千克，如果电耗降低50%，会降低氢气1.0元/千克。因此应优化加氢站配置，提高设备寿命，降低运行能耗，增强可靠性，由此带来的收益可能高于单纯建设成本的降低。

当然，合建站和站内加氢同样也可以降低建站成本和氢气成本。

能源央企的加入提速加氢站建设。随着中石化等能源央企加大氢能基础设施的投资和建设力度，我国的加氢站数量呈快速增长态势。2021年，我国新建加氢站近100座。中石化中石油等能源央企拥有规模庞大的制氢能力和遍及全国各地的加油站，具备发展氢能产业的先天优势。致力于打造“中国第一大氢能公司”的中石化宣布，“十四五”期间将加快发展以氢能为核心的新能源业务，拟规划布局1000座加氢站或油氢合建站，让“加氢”像“加油”一样方便，推动加油站逐步向“油气氢电服”综合加能站转型。2021年2月，中石油合资建设的太子城服务区加氢站正式投入使用，成为中石油投运首座加氢站，公司还规划了未来在全国投运50座加氢站的目标。据势银（TrendBank）统计，中石化从2019年开始入局并投资建站，累计建成并运营加氢站数量达76座，除中石化外，其它油企在中国也累计投资建设了11座以上加氢站。

四、应用——拓展交通用氢，推进工业深度脱碳，助力新型电力系统

技术进步、产业能力提升、基础设施瓶颈逐渐缓解，为氢能的多元应用提供了条件。目前，我国正大力推进氢能在交通领域的应用，与电动车形成优势互补，促进交通领域减排降碳。工业领域是氢能应用的主要领域，可推进高耗能高碳工业深度脱碳，氢能在工业领域的应用应继续提升并做好灰氢转绿。氢能在储能和发电领域的应用可支撑高比例可再生能源的大规模消纳，助力新型电力系统建设。

（一）交通领域：未来氢能使用重点增量行业

政策对氢能在交通领域应用支持力度较大。目前，从国家和各地的氢能鼓励政策看，大部分支持聚焦在氢燃料电池在交通领域的应用上。2021年，首批燃料电池汽车五大城市群名单全部公布，如今已进入实施阶段，在入选示范群后，各地方政府迅速出台了相应补贴和指引政策，目前五大城市群都已出台了相应产业发展计划。在其他地区，包括江苏、浙江、四川等在内的超过16个省市也已经出台了具体配套政策，力争氢能领域先发优势。中国汽车工业协会数据显示，2021年全国氢燃料电池汽车产销数据分别为1777辆和1586辆，同比增加48.2%和34.7%。这也调动了地方加快燃料电池汽车产业布局发展的积极性。

（资料来源：中国氢能联盟，山西金融发展研究院）

图2 我国氢气消费需求预测

燃料电池车在重卡、物流车、客车等商用车领域应用前景广阔。在“双碳”背景下，未来燃料电池汽车和纯电动汽车可作为燃油车的良好替代，成为交通领域减排降碳的重要方向。与纯电动汽车相比，燃料电池汽车在低温环境、全产业链环境保护、续航里程及加注时间等方面表现较为突出。燃料电池汽车适用于中长途、高载重、固定路线货运场景。《规划》中也特别提到，要重点推进氢燃料电池中重型车辆应用，有序拓展氢燃料电池等新能源客、货汽车市场应用空间。

（资料来源：中汽协，东吴证券研究所）

图3 我国氢能源车产量销量情况

（二）工业领域：应用规模最大，可实现深度脱碳

工业领域是氢能应用的最大领域。当前，我国的氢气基本全部应用在工业领域，主要用于生产合成氨、甲醇、炼油等。氢气在工业上主要是作为原料或还原剂来使用。包括合成氨和炼化在内，化工细分行业的氢消耗量正在快速攀升。与此同时，我国冶金行业正在积极转型，探索氢冶金。从制取方式看基本为灰氢，因此，要实现绿色低碳发展，灰氢转绿是大的发展趋势。据车百智库、百人会氢能中心预测，到2060年，工业领域用氢占比仍然最大，占总需求量的60%。

氢能将助高耗能工业深度脱碳。为应对气候变化，多个国家都在研究推出碳关税，碳关税带来的成本增加将推动高碳排放产品价格的普遍上涨。为避免绿色贸易战对我国高耗能高碳工业带来影响，工业领域降碳脱碳行动提上日程。氢冶金是金属冶金行业碳减排的重要途径，目前的研发应用主要集中在钢铁领域。氢冶金是钢铁行业实现碳中和目标的革命性技术，绿氢在铁还原环节对煤、焦进行规模化替代，可实现钢铁行业深度脱碳。化工行业是我国六大高耗能行业之一，用绿氢代替灰氢和化石能源可大幅降低化工行业碳排放。在工业领域，氢能还能提供高位热能，可作为替代化石能源的燃料，应用于水泥、陶瓷、玻璃制造等工业中，达到减碳效果。

（三）储能领域：具有调节周期长、储能容量大优势，可多元利用

具有调节周期长、储能容量大优势。氢储能具有调节周期长、储能容量大的优势，可实现电能的跨季节、大规模、长时间储存，被纳入“新型储能”范畴，成为“可再生能源+储能”的重要发展方向。电化学储能持续放电时间为分钟至小时级，主要解决电力系统中短期尺度的削峰填谷。抽水蓄能具有大规模吞吐能力，但其开发建设条件非常严苛且对生态影响较大。因此氢储能在大容量长周期调节场景中优势明显。

储存的氢能可多元利用。相比其他储能方式，氢能有更多的利用方式。氢储能可以利用电解水制氢，将间歇波动的富余电能转化为氢能存储起来。在电力输出不足时，通过燃料电池或其他发电装置发电回馈至电网系统。此外，存储起来的氢能也可作为能源用于交通领域，还可作为化工原料或者替代化石能源用于工业领域。不过目前氢储能成本较高，还要加大关键技术设备研发力度和扩大应用示范规模。

（四）发电领域：备用、分布式、电网调峰、氢能综合利用多元应用

氢能发电可多元应用。可依托通信基站、数据中心、铁路通信站点、电网变电站等基础设施工程建设，推动氢燃料电池在备用电源领域的市场应用。可结合偏远地区、海岛等用电需求，开展燃料电池分布式发电示范应用。可在可再生能源基地探索以燃料电池为基础的发电调峰技术研发与示范。可在社区、园区、矿区、港口等区域内开展氢能源综合利用示范。

相关示范项目已开始落地实施。去年底，安徽六安兆瓦级氢能综合利用示范站首台氢燃料电池发电机组并网发电，是国内首座兆瓦级电解纯水制氢、储氢及氢燃料电池发电系统。今年3月，广东茫洲岛5G智慧氢能海岛建设项目已搭建示范站，为茫洲岛村委及通信基站提供24小时稳定、高效的电力供给。项目拟采用氢光互补发电，将为氢能分布式能源领域应用打下坚实的基础。“氢进万家”示范工程是国家科技部“氢能技术”重点专项中明确实施的科技示范工程，去年在山东和佛山已开始实施，开展氢燃料电池分布式热电联产，实现氢能多元应用，力图打造“氢能社会”。

五、结语

氢能的发展不仅需要产业链每个环节各个击破，更需要全产业链协调推进，制、储、输、加、用要形成闭环，滚动向前。当前，我国一些地区出现了加氢站无氢可加或加氢车辆冷冷清清等现象，都是产业链没有规划协调好所致。此外，在氢能全产业链中，都要把安全放在首位，毕竟，氢气无色无味、重度低、热值高、易挥发，其爆炸极限很宽，为4%～75.6%（体积浓度），比石油天然气更容易燃烧和爆炸。在产业发展初期，政策的规范引导对于行业的发展壮大至关重要。目前氢能发展的中长期规划已经公布，但地方政府的专项规划、氢能规范管理、基础设施建设运营管理、国家标准体系等规范制度标准还没有细化出台，困扰着行业的发展，亟待完善。相信，在政府、资本、企业的共同推动下，我国的氢能产业将进入加速发展的通道。在实现碳达峰、碳中和的路上，氢能将发挥重要作用。