2022年氢能行业应用前景及产业链分析 氢气可实现可再生燃料能源供应占比提升

一、碳中和政策背景下，氢能成为确定性发展方向

（一）能源行业加快转型步伐，氢能不可或缺

氢能是一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源

获取维度：氢能是指以氢及其同位素为主体的反应中或氢状态变化过程中释放的能 量，从化学反应角度来看，主要通过氢氧燃烧反应、电化学反应以及热核反应三种 形式获得。

（1）氢氧燃烧反应，获取的氢能以热能形式体现：利用氢的高发热值(≈ 1.4×105KJ/kg，是汽油发热值的3倍)，采用预混合燃烧的方式使提前混合好的氢气 和氧气在燃烧区反应，反应放出的热量可以用于在内燃机中推动活塞做功产生动力。 实际应用方式为燃氢内燃机，以传统燃油内燃机作为主要替代对象。

（2）电化学反 应，获取的氢能以电能形式体现：阳极处，阳极催化剂作用使氢分子解离为2个氢离 子并释放出2个电子，然后在阴极处，氢离子和电子与通过管道或导气板到达阴极的 氧气在阴极催化剂作用下反应生成水，整个化学反应过程中产生的电子在外电路中 形成的直流电即为向外电路负载输出的电能。实际应用方式为氢燃料电池，以传统 锂电池作为主要替代对象。

（3）热核反应，获取的氢能以核能体现：氢的同位素氘、 氚从热运动中获得动能从而引起聚变反应，生成稳定He和中子的同时瞬间产生大量 热能。实际应用方式为核电站，以核反应产生的热能驱动蒸汽涡轮发动机并连接至 发电机发电。

注：针对氢氧燃烧反应无法完全消除NOx的生成(纯氧制备难度大，空气中会混有氮 气)，有害气体排放较难避免的问题，目前对传统燃烧方式进行了升级，采用化学链 技术，利用氢气的高还原性与金属氧化物反应释放热能。

能量维度：氢气的发热量为1.4×105KJ/kg，是煤炭的5~6倍，汽油、天然气的3~4倍， 意味着消耗相同质量的各种燃料，氢气能够提供的能量最大，在燃料实现轻量化方 面具有重要意义。

环保维度：获得氢能的三个反应中，氢氧燃烧反应和电化学反应的产物均为水，整 个过程无碳排放，无其他产物，而水又是氢的主要来源，由此形成一个可循环的闭 环系统，全程无浪费，零污染。 应用维度：氢能的应用网络涉及交通运输、建筑、储能、工业等多个领域。由于热核 反应中反应物氘、氚在氢同位素中的相对丰度低于2%，因此获取氢能的方式以氢氧 燃烧反应、电化学反应为主，主要以热能和电能体现，其中氢燃料电池以及工业领 域的氢能炼钢是氢能应用落地的主流方向之一。

高热值、强安全性以及供给稳定保证氢气成为化石燃料的理想替代。根据贵州省能源局，热值上，氢气的发热量为1.4×105KJ/kg，是煤炭的5~6倍，汽油、天然气的3~4 倍；安全性上，氢气虽然可燃，但是燃点超过500℃，且易扩散、爆炸下限较高，因 此具有安全性优势；供给上，氢气的主要来源是水，地球上的水储量为2×10 18t，储 备充足，并且在获取氢能的反应中可再生。因此，氢气可以成为石油、煤和天然气等 化石燃料的理想替代，随着氢气在能源供给上的技术逐渐成熟，将推动能源结构转 型，实现可再生燃料能源供应占比提升，进一步保障能源安全。

（二）全球多国将氢能列为国家战略规划，前景可期

截至目前，多国政府都已出台氢能及燃料电池发展战略路线图，日本、德国等国家 更是将氢能规划上升至国家能源战略高度。美国、德国等发达国家都已认识到氢能 在未来能源系统乃至社会系统中的地位和作用。

1. 美国

美国作为第一个发布了氢能战略的国家，很早就完成了氢能的顶层设计。根据中国 科学院青岛生物能源与过程研究所文章，《美国氢能经济路线图——减排及驱动氢 能在全美实现增长》，预计23年-25年为氢能源早期规模化阶段，到2025年，全美各 种应用的氢总需求量将达到1300万吨，道路上行驶共计15万辆轻、中、重型FCEV， 同时还有12.5万辆FCEV物料搬运工具。到2030年底，全美各种应用的氢总需求量将突破1700万吨，售出的FCEV将达到120万辆，在物料搬运中有30万辆FCEV搬运工 具。同时，全美有4300个加氢站投入运营。根据中国能源新闻网，截至2021年6月， 美国已有17兆瓦的电解制氢项目在运营，输氢管道容量为1.4吉瓦（300兆瓦在建或 已承诺资金投入），另外还有120兆瓦正在早期开发阶段，将于2030年上线运行。

2. 欧洲

欧洲非常重视气候变化和温室气体减排，因此欧洲对氢能的发展布局也是围绕降低 温室气体排放。在交通领域，欧洲也在积极布局加氢站的建设，推动氢燃料电池车 的发展。根据前瞻产业研究院，欧洲加氢站数量截至2020年累计共189座左右，其中 德国加氢站数量最多，达到90座，其次为法国，拥有37座。根据前瞻产业研究院， 《欧洲氢能路线图：欧洲能源转型的可持续发展路径》中提出的规划，到2030年， 氢能源将得到较为广泛的应用，氢气将会取代7%的天然气；规划指出，2030年，欧 洲氢能产值预计达到1300亿欧元，到2050年，欧洲氢能产值将突破8000亿欧元。

3. 日本

日本将氢能作为国家能源战略储备，因此在技术和应用方面都给予了非常高的重视。 日本氢能重点布局在燃料电池车，目前其燃料电池汽车动力性能、续航里程已达到 传统燃油车水平。日本在研发氢燃料电池车的同时也在积极推进加氢站的建设，日 本新一代汽车振兴中心数据显示，截至2020年12月，日本建成加氢站162座，在运 营的137座，已覆盖除东北地区以外的大部分地区。根据中国科学院青岛生物能源与 过程研究所，2017年12月26日，日本公布的“基本氢能战略”预期到2030年实现建 成加氢站900座，燃料电池汽车达到80万辆。日本不仅在氢燃料电池车方面有明确的 规划和布局，在燃料电池供能方面也有非常明确的规划和目标。根据中国科学院青 岛生物能源与过程研究所，日本也在积极开发氢能发电项目，目前虽然处于研发阶 段，但其目标是到2030年实现发电成本17日元/（kW·h），日本规划到2030年将有 10%的家庭用户使用燃料电池分布式热电联产功能。

4. 中国

当前我国氢能产业正快速发展，近年来中央及地方支持政策密集出台，进一步促进 氢能产业发展。2019年3月，氢能源首次写入政府工作报告，明确将推动加氢等设施 建设；2020年6月，国家能源局发布《2020能源工作指导意见》，将推进能源关键技 术设备公馆，推动储能、氢能技术进步与产业发展；2021年3月，《中华人民共和国 国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》发布，氢能成为前 瞻谋划的六个未来产业之一。全国已有28个以上省市级地区推出支持氢能发展的政 策。 以北京、上海、广东等地为代表的一批省市推出鼓励氢能发展政策。2021年2月，上 海市印发《加快新能源汽车产业发展实施计划（2021-2025年）》提出到2025年建成 投入使用加氢站超过70座，燃料电池汽车保有量突破1万辆。2021年8月，北京经信 局发布《北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025年）》提出，2023年前建成37 座加氢站，推广燃料电池汽车3000辆。2025年建成74座加氢站，燃料电池汽车推广 辆突破1万辆。

二、氢能应用前景广阔，未来开发潜力较大

（一）氢燃料电池应用前景广阔，发展潜力较大

氢能的应用场景较为丰富。上游氢气制取的方式包括化石能源制氢、工业副产提纯 制氢、电解水制氢等，氢气运输的方式包括道路车辆、铁路、船舶、管道运输等，加 氢站是氢能大规模应用的关键性基础设施，氢能的终端应用领域包括交通、工业、 电力、建筑等。

燃料电池通过电化学反应将氢气的化学能直接转化为电能，清洁无污染，能量转化 效率高，是氢能源的最佳利用方式。其中燃料电池汽车是重要应用方向之一，氢燃 料电池比能量远远超过普通电池，并且没有工作温度限制（电池工作温度范围一般 在-20℃-60℃）。在道路交通领域，目前锂电已经可以满足乘用车对于续航的基本要 求，但是长途商用车难以应用基于锂电池的纯电方案，而氢燃料电池在续航里程、 加注时间、低温适应性上具有一定优势，有望成为长途商用车电动化的必要选项。

在制氢领域，绿氢制氢规模预计将快速增长。根据《中国氢能产业发展报告2022》， 2021年，全球已有约70个在建的绿氢项目，规模达到GW级别的项目为22个，其中 欧洲占一半，全球已在规划中的GW级绿氢项目产能达到144.1GW。过去5年电解槽 成本下降了40%，2021年全球电解槽厂商交付产品规模达到458MW，预计22年出货 量有望达到1.8-2.5GW。

从用氢端来看，当前氢燃料电池车规模较小，未来发展潜力较大。随着各国对碳中 和目标的推进，以及多国支持氢能源发展政策的实施，氢燃料电池汽车的发展环境 有望得到改善，发展速度将加快。 根据ofweek，2021年，全球主要国家共销售氢燃料电池汽车16313台，同比增长68%。 其中，受强势补贴政策驱动，韩国延续了去年的增长势头，全年共售出8498台氢车， 约占全球总销量的一半。 中国全年氢车销量为1586台，同比增长35%。美国全年氢车销量为3341台，较去年 激增2.5倍，主要原因是2020年疫情导致销量基数过低；日本全年共售出氢车2464台， 同比增长67%，主要受益于2020年底新一代丰田Mirai的上市。德国共售出氢车424台，同比增长38%。

根据香橙会研究院，截至2021年底，全球氢燃料电池汽车保有量为49562台，同比 增长49%。按国别来看，韩国氢车保有量占比39%，美国为25%，中国和日本则分别 占比18%和15%。受韩国较为激进的推广措施影响，氢车保有量的集中度较去年有 所提升。

日韩在氢燃料电池汽车领域暂时领先。根据头豹研究院，丰田Mirai和现代NEXO占 据市场绝对主导地位。日本丰田的氢燃料电池汽车研发起步较早；韩国现代NEXO为 后起之秀，2018年开始上市销售，2019年的销量超过Mirai。 根据香橙会研究院，从保有量来看，截至2021年底，现代在全球累计投放量达22337 台，占全球总量的45%，其中本土市场占比高达86%；丰田在全球累计投放17933台， 占全球总量的36%，海外市场占比63%。 由于丰田Mirai早在2014年便率先打入美国加州市场，而现代NEXO则在2018年才上 市，且恰逢韩国一系列氢能和氢车支持政策出台，因此Mirai在海外的累计投放量较多，而NEXO则一直以韩国本土为主。（报告来源：未来智库）

（二）国内氢能产业亦处早期，产业亟待发展

我国已具备一定氢能工业基础，全国氢气产能超过2000万t/a，但生产 主要依赖化石能源，消费主要作为工业原料，清洁能源制氢和氢能的能源化利用规 模较小。国内由煤、天然气、石油等化石燃料生产的氢气占了将近70%，工业副产气 体制得的氢气约占30%，电解水制氢占不到1%。

目前，氢燃料电池汽车在中国市场刚刚起步，技术和市场仍不成熟，根据香橙会研 究院，2016-2021年，中国氢燃料电池汽车保有量逐年上升，受到疫情影响，2020年 销量有所下滑。截至2021年底，我国氢燃料电池汽车产量1777辆，销量1586辆，保 有量8938辆，我国氢燃料电池汽车正在逐渐被市场认可接纳，氢燃料汽车进入商业 化初期。 当前我国将研发和推广重点放在商用车上。2021年，我国燃料电池汽车销量中，基 本全为商用车，乘用车占比仅为0.58%。其中，客车销量占比达56.88%，货车销量 占比为42.54%。

氢能基础设施方面，根据前瞻产业研究院，2016年至2019年，中国建成加氢站数量 翻倍增长，2020年在国家“以奖代补”政策出台较晚的情况下，仍然建成57座加氢 站，较2019年增加27座，超额完成《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》 和《节能与新能源汽车技术路线图2.0》中的“到2020年，加氢站数量达到100座” 的目标。 根据《中国氢能产业发展报告2022》，2021年新增加氢站数量大幅增长，实现新增 100座，氢能配套基础设施建设提速。国内加氢站主要分布在北京、山东、湖北、上海等燃料电池产业相对发达的地区。

三、从制氢至加氢，国内氢能产业链逐渐完备

（一）制氢：绿氢成为重要方向

根据国际氢能委员会（Hydrogen Council）预测，到2050年，氢能将创造3000万个 工作岗位，减少60亿吨CO2排放，创造2.5万亿美元产值，在全球能源中所占比重有 望达到18%。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019）》和《中国氢能源 及燃料电池产业白皮书（2020）》，2018年，中国氢气产量约2100万吨，如按照能 源管理，换算热值占终端能源总量的份额为2.7%；在2030年碳达峰情境下，我国氢 气的年需求量将达到3500万吨，在终端能源体系中占比约为5%；在2060年碳中和情 境下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源体系中占比达到20%。

根据《中国氢能产业发展报告》，在中国，氢能的生产利用已经非常广泛，不过主要 是把氢作为工业原料而非能源使用。中国是世界第一产氢大国，2019年全国氢气产 量约2000万吨，中国发展氢能产业具有较好的基础。中国在合成氨、合成甲醇、炼 焦、炼油、氯碱、轻烃利用等传统石油化工行业中具有较为成熟的经验。

从各制取氢路径的特点来看，传统制氢工业中以煤、天然气等化石能源为原料，制 氢过程产生CO2排放，制得氢气中普遍含有硫、磷等危害燃料电池的杂志，对提纯及 碳捕获有着较高的要求。焦炉煤气、氯碱尾气等工业副产提纯制氢，能够避免尾气 中的氢气浪费，实现氢气的高效利用，但从长远看无法作为大规模集中化氢能供应 来源；电解水制氢纯度等级高，杂质气体少，易与可再生能源结合，被认为是未来最 有发展潜力的绿色氢能供应方式。

1. 煤制氢

从供应潜力看，中国当前煤化工行业发展较为成熟，煤制氢产量大且产能分布广， 可以基于当前的煤气化炉装置生产氢气，并利用变压吸附（PSA）技术将其提纯到 燃料电池用氢要求。煤制氢产能适应性强，可以根据当地氢气消耗量的不同，设置 氢气提纯规模并调节产能，在车用氢能产业发展初期对企业整体运营影响较小。

传 统煤制氢采用固定床、流化床、气流床等工艺，合成气中CO2、CO等体积分数高达 45-70%，碳排放较高，不满足低碳化制氢路径，且含有硫化物等腐蚀性气体。近年 来，新型煤气化制氢技术也在不断发展，超临界水煤气化技术利用超临界水（温度 ≥374℃、压力≥22.1MPa）作为均相反应媒介，具有传统煤气化技术无法比拟的气 化效率高、氢气组分高、污染少等优点，但目前尚未产业化。

2. 天然气制氢

天然气制氢技术以天然气为主要原料成本，由于中国天然气资源供给有限且含硫量 较高，预处理工艺复杂，导致国内天然气制氢的经济性远低于国外。

3. 工业副产氢

工业副产氢是指在生产化工产品的同时得到的氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、 轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等工业的副产氢。中国工业副产 氢大多数已有下游应用，也存在部分放空。当前工业副产氢基本为各企业自产自用， 较难统计，实际可利用情况还需与企业相互协调与平衡。

根据《中国氢能产业发展报告》，由于副产氢主要作为化工过程的副产品或放空气， 可作为近期低成本的分布式氢能供应源。工业副产氢的供应潜力与成本能根据生产 企业的下游产品结构与氢气的经济附加值调整。

4. 电解水制氢

当前电解水制氢工艺主要有碱性电解，质子交换膜（PEM）电解、固体氧化物（SOEC）电解技术。其中碱性电解水制氢与质子交换膜电解制氢技术相对较为成熟，SOEC电 解技术的电耗低于碱性和PEM电解技术，但尚未广泛商业化，国内仅在实验室规模 上完成验证示范。由于SOEC电解水制氢需要高温环境，其较为适合产生高温、高压 蒸汽的光热发电等系统。 根据《中国氢能产业发展报告2022》，可再生能源电价是绿氢成本的重要组成部分， 占比约60-70%，目前可再生能源在全球范围内逐步实现发电平价，未来发展潜力巨 大，发电成本的不断降低使得带凝结水制氢逐步具备市场竞争力。此外，随着可再 生能源发电占比的提升，电力系统季节性调峰压力不断加大，接近于零成本的弃风 弃光量将成为未来电解水制氢的重要电源。

根据《中国氢能产业发展报告》，从供应潜力看，2019年中国全年弃风电量169亿千 瓦时、弃光电量46亿千瓦时、弃水电量约300亿千瓦时，三者合计总弃电量达到515 亿千瓦时，理论上可制氢92万吨。

考虑减排效益，结合可再生能源的电解水制氢才符合绿色氢能的发展路径。如果考 虑当前中国电力的平均碳强度，电解水制氢的综合碳排放是化石能源制氢过程碳排 放的2-3倍；随着可再生能源平价上网，中国电力平均碳排放强度将持续下降。

（二）氢储运：探寻大规模运输技术路线

与传统石油燃料易运输、可规模存储的特点不同，国内氢的储运技术在能效性、安 全性上尚未完全解决。目前普遍采用的高压气氢储运方式存在储氢密度低、压缩能 耗高的缺点，而且由储氢罐安全设计冗余带来的材料成本较高。

根据氢的物理特性与储存行为特点，可将各类储氢方式分为：压缩气态储氢、低温 液态储氢、液氨/甲醇储氢、吸附储氢（氢化物/液体有机氢载体（LOHC））等。压 缩气态储氢，以其技术难度低、初始投资成本低、压配当前氢能产业发展等特征优 势，在国内外广泛应用。低温液态储氢在国外应用较多，国内的应用基本仅限于航 空领域，民用领域尚未得到规模推广。液氨/甲醇储氢、氢化物吸附储氢、LOHC储 氢等技术目前国内产业化极少，基本处于小规模实验阶段。

根据《中国氢能产业发展报告》，氢的运输方式包括道路车辆、铁路、轮船、管道运 输四种。道路运输方面，气氢拖车是目前应用最为广泛的一种氢运输方式，国内长 管拖车储氢罐压力均在20MPa；液氢槽车的单车运氢能力是气氢拖车的10倍以上， 运输效率提高，综合成本降低，在国外应用比较广泛，国内目前仅用于航天及军工 领域。氢的铁路运输应用较少，且一般与液氨储氢技术结合。 现阶段，中国普遍采用20MPa气态高压储氢与集束管车运输的方式。在加氢站日需 求量500kg以下的情况下，气氢拖车运输节省了液化成本与管道建设前期投资成本， 在一定储运距离以内经济性较高。当用氢规模扩大、运输距离增长后，提高气氢运 输压力或采用液氢槽车、输氢管道等运输方案才能满足高效经济的要求。

采用液氢槽车储运在长距离大规模运输上有很强的竞争力。根据《中国氢能产业发 展报告》，在现有技术条件下，采用液氮预冷循环，液氢生产能耗约为17-20kWh/kg， 则电价0.5元/kWh时，液化过程的总成本约为18.5-20元/kg。此外，根据法液空数据， 当有外部冷源（如有LNG辅助时），其生产单耗会下降30%以上，因此有条件的LNG 终端配备液氢生产装置的经济可行性提高。从液化到运输全过程成本分析，由于液 氢槽车储运量较大，可减少槽车及人员的配置，尽管长距离运输也会带来成本的提 高，但提高的幅度并不大。因此，液氢在长距离、大规模的运输中，相较于20MPa 高压气氢拖车储运有着显著的成本优势。现有技术条件下，液化过程的能耗和固定 投资较大，液化过程的成本占到整个液氢储运环节的90%以上。未来，由于液化设 备的规模效应和技术升级，液化能耗和设备成本还有较大的下降空间。

（三）加氢站：产业链重要基础设施

加氢站是氢燃料电池产业化、商业化的重要基础设施，主要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，再通过加气机为氢燃料电池汽车加注氢气 的燃气站。加氢站的主要设备包括储氢装置、压缩设备、加注设备、站控系统等，其 中压缩机占总成本较高，目前设备制造方向主要是加速氢气压缩机的国产化进程， 从而降低加氢站的建设成本，促进氢能产业链的发展。 根据《中国氢能产业发展报告》，目前一座加注能力500kg/d的固定式加氢站投资规 模在大约需要700-1200万元（不含土地成本），相当于传统加油站的3倍，除建设成 本外，设备维护、运营、人工等运营成本也同样较高。保证加氢站的盈亏平衡的前提 下，加氢站的终端售价还需在氢气到站价的基础上增加约14元/kg的运营成本。

我国现有在站碱性电解水制氢项目的示范项目，由于免去储运环节，氢气的损耗率 降低，长期看具有经济性优势。根据《中国氢能产业发展报告》，当前在站碱性电解 水制氢项目中，原材料占比较大的项目主要为电力成本，由于节省了运输环节成本， 最终制氢成本约24-30元/kg。

根据《中国氢能产业发展报告》的调查显示，利用当地废弃水电和富余电力进行水 电解制氢，其制氢所需电力成本可低于11元/kg，具有很高的经济性优势。但目前仍 存在阻碍，一是储氢技术尚未成熟，如果能实现利用富余电力集中制氢存储再使用， 则经济性能进一步提升；二是管理体制带来的制氢加氢一体站用地性质不一致、直 购电范畴不明确等问题。 现阶段，由于市场用氢需求较小，各地的用氢市场规模、氢源供应、加氢站类型不 一，且制氢、储运、加氢各环节的商业模式还未成形，因此，不同区域、不同模式的 加氢站氢气销售价格差异较大，价格区间在30-80元/kg，且部分加氢站处于盈亏平衡 或亏损状态。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）