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报告内容

AI精读报告

报告摘要

　　能源是国民经济的命脉。随着工业化和城镇化进程的不断提升，我国已成为全球能源消费大国。与此同时，我国能源对外依存度高、结构有待优化、碳排放量大等问题也不断显现，可持续发展、能源转型、能源安全等成为我国重点发展领域。氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一。

　　2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，以实现“双碳”目标为总体方向，明确了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，也是战略性新兴产业和未来产业的重点发展方向。氢能作为高效低碳的能源载体，绿色清洁的工业原料，在交通、工业、建筑、电力等多领域拥有丰富的落地场景，未来有望获得快速发展。

　　本报告从氢能的特点和主要类型入手，对氢能产业链、各国发展策略、我国氢能产业政策、氢能产业投融资等进行了详细的梳理，并对氢能未来发展趋势进行了展望。主要发现包括：

　　市场规模

　　从全球角度来看，当前氢能产量约7,000万吨左右，且主要为化石能源制氢。随着全球低碳转型进程的加快，氢能特别是清洁氢能将得到迅速发展。根据国际主要能源机构的预测，到2050年，氢能产量将达到5-8亿吨区间，且基本为以蓝氢和绿氢为代表的清洁氢能。从占比角度来看，氢能有望从目前仅约0.1%全球能源占比上升到2050年12%以上的占比。

　　自2020年“双碳”目标提出后，我国氢能产业热度攀升，发展进入快车道。2021年中国年制氢产量约3,300万吨，同比增长32%，成为目前世界上最大的制氢国。中国氢能产业联盟预计到2030年碳达峰期间，我国氢气的年需求量将达到约4,000万吨，在终端能源消费中占比约为5%,其中可再生氢供给可达约770万吨。到2060年碳中和的情境下，氢气的年需求量有望增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中的占比约为20%，其中70%为可再生能源制氢。

　　氢能产业链

　　氢能产业链主要包括上游制氢，中游氢储运、加氢站，以及下游多元化的应用场景。目前来看，其主要应用场景分布于交通业、工业、发电以及建筑领域。

　　制氢：电解水制氢是最有发展潜力的绿色氢能生产方式，特别是利用可再生能源进行电解水制氢是目前众多氢气来源方案中碳排放最低的工艺，与全球低碳减排的能源发展趋势最为吻合。目前电解水制氢主要有3种技术路线：碱性电解（AWE）、质子交换膜（PEM）电解和固体氧化物（SOEC）电解。其中碱性电解水制氢技术相对最为成熟、成本最低，更具经济性，已被大规模应用。PEM电解水制氢技术已实现小规模应用，且适应可再生能源发电的波动性，效率较高，发展前景好。固体氧化物电解水制氢目前以技术研究为主，尚未实现商业化。

中心思想

氢能：能源转型与产业发展核心

本报告深入剖析了氢能作为全球能源转型和实现“双碳”目标的关键载体，其在全球及中国市场的快速发展态势。氢能因其来源丰富、绿色低碳、应用广泛的特性，正逐步成为国家能源体系的重要组成部分和战略性新兴产业的重点发展方向。全球主要经济体均已将氢能纳入国家战略，旨在抢占未来能源格局的制高点。

政策、技术与资本共促产业腾飞

在国家政策的强力支持、核心技术的不断突破以及资本市场的持续青睐等多重有利因素驱动下，氢能产业正迎来前所未有的发展机遇。报告详细梳理了氢能产业链的各个环节，从制氢、储运、加注到多元化应用场景，并展望了未来产业发展趋势，包括交通运输领域的率先商业化、绿色制氢与关键设备国产化成为热门赛道，以及区域性产业布局的快速形成。

主要内容

01 氢能简介

什么是氢能

氢能是氢元素在物理与化学变化过程中释放的能量，是一种二次能源，需从含氢物质中制取。它具有生态友好（转化过程只产生水，无温室气体排放）、高效性（燃料电池发电效率可达50%以上）、储运方式多样（气态、液态、固态，可解决可再生能源波动性问题）和应用场景广泛（交通、工业、建筑、电力等）等显著特性，使其在全球应对气候变化和碳减排中被寄予厚望。

氢能分类

根据制取方式和碳排放量，氢能主要分为三类：

灰氢： 通过化石燃料（天然气、煤等）转化制取，成本低、技术成熟，但生产过程释放二氧化碳，非清洁能源。
蓝氢： 在灰氢基础上应用碳捕捉、碳封存技术，作为过渡性技术手段，可加速绿氢社会发展。
绿氢： 利用光电、风电等可再生能源电解水制氢，制氢过程基本不产生温室气体，是氢能利用最理想形态，但目前受技术门槛和成本限制，大规模应用尚需时日。

国际主要能源机构预测，到2050年，全球绿氢产量将远高于蓝氢，例如国际能源署预测绿氢产量将达3.23亿吨，较蓝氢高58%；彭博新能源财经甚至预测2050年全球氢能产量将达8亿吨，且全部为绿氢。

02 氢能市场规模

全球市场规模

全球低碳转型进程中，清洁氢能将发挥关键作用。当前全球氢能市场总规模约1,250亿美元，预计到2030年翻一番，到2050年达到万亿美元规模。氢能在全球能源总需求中的占比有望从目前的约0.1%上升到2050年的12%-22%。国际可再生能源机构预测，到2050年清洁氢能产量将达到6.14亿吨，在交通业、工业和建筑中的总消耗量也将大幅提升。国际氢能贸易潜力巨大，预计到2050年全球约25%的氢能可跨境交易，形成新的贸易网络。

中国市场规模

自2020年“双碳”目标提出后，中国氢能产业发展进入快车道。2021年中国年制氢产量约3,300万吨，同比增长32%，成为世界上最大的制氢国。中国氢能产业联盟预计，到2030年碳达峰期间，我国氢气年需求量将达约4,000万吨，在终端能源消费中占比约5%，其中可再生氢供给可达约770万吨。到2060年碳中和情境下，氢气年需求量有望增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中占比约20%，其中70%为可再生能源制氢。

从产量结构看，2020年中国氢气总产量2,500万吨，主要来源于化石能源制氢（煤制氢占62%，天然气制氢占19%），电解水制氢仅占1%。全球2020年制氢结构也以化石能源为主（天然气占59%，煤占19%）。未来，化石能源制氢将逐步被淘汰，工业副产氢作为过渡性氢源，以及电解水制氢将成为主要发展方向。

03 氢能产业链梳理

制氢：化石燃料制氢目前仍是主流，电解水制氢是未来最有发展潜力的绿色氢能生产方式

主要的制氢方式包括化石燃料制氢、工业副产制氢和电解水制氢。

化石燃料制氢： 传统主流方式，包括煤制氢（技术成熟，成本低，但碳排放量大，需结合CCS技术）和天然气制氢（产量高，温室气体排放少于煤制氢，但中国天然气依赖进口）。
工业副产制氢： 利用富氢工业尾气（如氯碱工业副产气、焦炉煤气）回收提纯，优势在于几乎无需额外资本和原料投入，成本和减排效益显著，是燃料电池发展初期的可行供氢方案。
电解水制氢： 最有发展潜力的绿色制氢方式，特别是利用可再生能源电解水制氢，碳排放最低。主要技术路线有碱性电解（AWE，最成熟、成本最低，已大规模应用）、质子交换膜（PEM，小规模应用，适应可再生能源波动性，效率高，但成本高，依赖稀有金属）和固体氧化物（SOEC，技术研究阶段，尚未商业化）。PEM电解技术面临稀有金属成本高和供应链局限性瓶颈。

储能和运输：高压气态储氢、低温液态储氢已进入商业应用阶段

氢的存储运输是连接生产端与需求端的关键。储运方式包括气态储运、低温液态储运、有机液态储运和固态储运。

高压气态储氢： 成本低、能耗低、操作简单，是目前最成熟、应用最广的技术，但储氢密度和安全性能存在瓶颈。
低温液态储氢： 氢气液化后储存于低温绝热容器，主要应用于航空领域，能量密度大，加注时间短，但成本高，制冷能耗大。
有机液态储氢： 存储介质与汽油、柴油相似，可利用现有基础设施，备受青睐。
固态储氢： 储氢密度和安全性能优势突出，是未来高效、安全利用的重要方向，已在分布式发电、风电制氢等领域示范应用。运输方面，气态输送（长管拖车、管道）和液态输送（液氢槽罐车、液氢运输船）是主流。长管拖车适用于短距离城市配送，管道适用于长距离跨城市运输。中国氢能储运将逐步向“低压到高压”、“气态到多相态”方向发展。

加氢站: 中国加氢站数量居全球首位，具有区域集中性特点

加氢站是氢能交通商业化应用的重要基础设施。中国高度重视加氢站建设，政策规划积极助推。2021年中国新建100座加氢站，累计建成218座，位居世界首位；2022上半年已超270座。加氢站覆盖范围广，除西藏、青海、甘肃外省份全覆盖，但具有区域集中性，广东省（超50座）、山东省（近30座）、江苏省和浙江省（均超20座）位居前列。

当前加氢站造价高（高压气氢站约1,500万元），关键设备依赖进口，未来有30%-40%的降本空间，亟需国产化。液氢加氢站单位投资低于高压气氢站，但中国起步较晚，核心技术被国外垄断。站内制氢、储氢和加氢一体化等新模式正在探索，鼓励利用现有加油加气站改扩建。

应用场景: 工业和交通为主要应用领域，建筑、发电等领域仍然处于探索阶段

《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》指出，到2035年将构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。目前氢能应用处于起步阶段，主要集中在工业和交通领域。中国氢能联盟预测，到2060年工业领域和交通领域氢气使用量将分别占比60%和31%，发电和建筑领域占比分别为5%和4%。

交通领域

交通领域是目前氢能应用相对成熟的领域，2021年交通领域氢能技术应用专利申请占下游应用的71%。

公路： 燃料电池汽车（FCVs）产业处于起步阶段，产销规模较小。2021年产量和销量分别同比增长35%和49%；2022上半年产量1,804辆，已超去年全年。中国《氢能产业发展中长期规划》计划到2025年燃料电池车辆保有量达5万辆，未来几年年均增长率将超50%。FCVs购置成本高（200-300万元/辆），但燃料电池系统成本有望随技术进步和规模扩大而下降86%（IEA预测到2030年）。FCVs适用于中长距离或重载运输（续航里程大于650公里），与纯电动汽车形成互补。中国氢能联盟研究院预测，到2030年我国燃料电池车产量有望达到62万辆/年。
铁路： 氢能作为清洁能源受到铁路领域广泛关注。氢动力火车处于研发和试验阶段，德国已运营世界首条氢动力客运铁路线，中国也试运行首台氢燃料电池混合动力机车。优点是无需改建轨道、噪音小、零碳排放。挑战在于成本高、基础设施不完善。未来发展空间广阔，欧洲多国计划在2035-2040年间替换化石能源驱动的铁路网络。
航空： 氢能为低碳化航空提供可能，可减少航空业对原油依赖和温室气体排放。燃料电池可减少75%-90%碳排放，直接燃烧氢气可减少50%-75%。氢动力飞机可能成为中短距离航空飞行的减碳方案，预计2060年氢气能提供5%左右航空领域能源需求。发达国家（欧盟、英国、美国）已出台氢能航空发展战略，主要集中在基础技术研发和航空试验，大规模应用预计在2050年。
航运： 2020年中国航运业二氧化碳排放量占交通运输领域12.6%。氢及氢基燃料是航运领域碳减排方案之一。氢燃料电池技术可实现内河和沿海船运电气化，新型燃料可实现远洋船运脱碳。中国已启动氢动力船舶研制，目前处于前期探索阶段，高功率燃料电池技术尚未成熟。预计到2030年构建氢动力船舶设计、制造、调试、测试、功能验证、性能评估体系，扩大内河/湖泊等场景示范应用规模；到2060年实现水路交通运输装备领域碳中和目标。

工业领域

工业是当前脱碳难度较大的应用部门，氢能有望在氢冶金、合成燃料、工业燃料等带动下，到2060年工业部门氢需求量达到7,794万吨，接近交通领域的两倍。

钢铁行业： 2020年中国钢铁行业碳排放总量约18亿吨，占全国总量的15%。氢冶金是实现“双碳”目标的革命性技术，通过使用氢气代替碳在冶金过程中的还原作用。目前氢冶金技术（高炉氢冶金、非高炉氢冶金）尚未成熟，全球仍以传统高炉炼铁为主流。发展路径为：2025年验证中试装置可行性；2030年实现以焦炉煤气、化工副产氢进行工业化生产；2050年进行钢铁高纯氢能冶炼。
化工行业： 氢气是合成氨（32%）、合成甲醇（27%）、石油精炼和煤化工行业（25%）的重要原料（2019年数据）。目前工业用氢主要依赖化石能源制取。绿氢合成氨可显著减少二氧化碳排放，相关技术装备国产化程度较高。大规模、低成本、持续稳定的氢气供应是化工领域应用绿氢的前提。随着可再生能源发电价格下降，预计到2030年国内部分地区有望实现绿氢平价，绿氢将逐渐成为化工生产常规原料。远景科技集团在赤峰建设的风光制绿氢绿氨一体化示范项目，总投资约400亿元，预计2028年前建成投产，将实现以10元/公斤的成本生产氢气。

发电领域

氢能发电主要有两种方式：氢能燃气轮机发电和燃料电池技术发电。目前两种方式均存在成本较高的问题，燃料电池发电成本约2.5-3元/度，远高于火电、风电、太阳能、核电等（基本低于1元/度）。高成本主要源于核心设备（质子交换膜、电解槽）依赖进口和原材料（铂）昂贵。

随着可再生能源发电占比提高（2020年风电、太阳能发电总装机容量5.3亿千瓦，占全社会用电量11%；2030年将达12亿千瓦以上），其间歇性和随机性问题日益突出，氢储能作为解决方案具有放电时间长、规模化储氢性价比高、储运方式灵活、生态友好等优势。然而，氢储能系统效率相对较低（“电—氢—电”过程整体效率约40%），成本较高（约13,000元/千瓦，远高于其他储能方式）。目前氢储能仍处于起步阶段（2021年装机量约1.5兆瓦，渗透率不足0.1%）。国家政策支持新型储能发展，目标是到2025年实现商业化初期向规模化发展转变，到2030年实现全面市场化发展。