2024年氢能源行业专题报告：从氢的供需拆解探寻氢能发展方向

氢：战略性脱碳能源载体，发展具有必然性

减碳成为全球共识，转型脱化挑战重重。世界各国从 20 世纪 90 年代起，通过《京都议定书》、 《哥本哈根协议》、《巴黎协定》等一系列文件，达成碳达峰、碳中和共识。2023 年 12 月， 《联合国气候变化框架公约》首次将“转型摆脱化石燃料”写入文件。然而，摆脱化石能源面临 两大关键问题：一是风光等可再生能源的占比提升意味着电力系统的不可控性加大，火电占比降 低又造成了电力系统调节能力的下降；二是在重工业、重型交通等领域，电气化实现难度较大， 例如钢铁、水泥、化工、航运、航空等，仍需要依靠可再生电力之外的其他清洁能源来实现深度 脱碳 。 氢能是增加能源系统灵活性和深度脱碳的重要手段。正如我们在《探寻氢能的定位与发展逻辑》 中所指出的，氢能既是补充能源系统灵活性的优质资源，有助于解决可再生能源的波动性问题， 同时连接了可再生的一次电力和终端的燃料/原料需求，有望成为实现终端深度脱碳的重要载体。

氢能在我国能源革命与低碳转型中具重要战略意义。“十四五”以来，我国氢能产业快速发展， 相关政策体系随之建立健全。《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳 中和工作的意见》明确统筹推进氢能“制储输用”全链条发展。《“十四五”现代能源体系规划》 对氢能技术创新、示范应用等进行部署。2022 年 3 月，发改委与国家能源局联合发布了《氢能产 业发展中长期规划（2021-2035）》，氢能发展正式纳入国家发展规划。《规划》明确了氢能在 中国能源体系和产业结构调整和升级中的角色定位。氢能是中国绿色低碳能源体系的组成部分和 “双碳”目标实现的重要途径。《规划》强调了“构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系， 重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢”的发展基调，同时针对绿氢制定了分阶段的 发展目标：

1）到 2025 年，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。目标是氢燃 料电池汽车产量达到 5 万辆，并建设足够数量的加氢站。可再生能源制氢产能达到 10-20 万吨/年， 实现二氧化碳减排 100-200 万吨/年。2）到 2030 年，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑脱碳目标实现，重点发展低碳出行和工业减 碳。 3）到 2035 年，可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升，对能源绿色转型发展起到重 要支撑作用。 2023 年 8 月，国家标准委、国家发改委、工信部、生态环境部、应急管理部、国家能源局六部门 联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023 版）》。这是国家层面首个氢能全产业链标准体系 建设指南，对促进氢能产业高质量发展具有基础性、战略性、引领性作用。

用氢：工业原料广泛应用，能源载体地位凸显

作为一种用途广泛的二次能源，氢能可以在多个生产和消费环节作为替代能源进行使用，而氢气 本身作为一种重要的工业气体，在传统工业领域已有非常广泛的应用，因此未来氢将同时扮演能 源载体和工业原料两重角色，在重工业、交通、建筑、电力等行业中有不同的应用场景。

工业领域：集燃料、原料、还原剂于一身的重要工业气体

目前，全球每年的氢气产量几乎全部用于非能源领域。根据 IEA 数据，2022 年全球氢气用量达到 9500 万吨，同比增长近 3%创下历史新高，但从应用场景来看仍然集中在传统的工业和炼油领域， 而来自运输、电力、建筑等新应用领域的氢需求量非常低，占比不到 0.1%。分地区来看，中国是 全球最大的氢气消费国，年需求量占全球总量的 29%，主要的用氢地区还包括北美、中东、印度 和欧洲。

化工：应用成熟场景广泛，构成稳定存量市场

全球范围内，炼油用氢当前在终端需求中占比最高。在石化行业，氢气被广泛用于对石脑油、粗 柴油、燃料油、重油的脱硫，石油炼制，催化裂化以及不饱和烃等的加氢精制。在所有终端应用 场景中，炼化行业目前的氢需求量最大，2022 年全球用氢需求约为 4100 万吨。随着全球石油需 求保持在当前水平，炼油用氢需求将在未来几年继续存在；长期来看，尽管石油需求存在下降趋 势，但由于对燃料的空气质量标准更加严格，因此炼化行业对氢的需求或将得以维持。

合成氨和合成甲醇构成全球近 5000 万吨化工用氢需求。氢气是重要的工业气体，氢元素的强还 原性被用于多种化学反应，也是众多化合物的基础元素之一，化工行业需要用氢制备甲醇、合成 氨等多种产品，2022 年全球用于合成氨和甲醇生产的氢气分别约为 3300 万吨/1600 万吨。而氨 贸易在全球范围内进行，全球出口量约占总产量的 10%，因此作为重要的氢衍生物，氨的全球运 输和贸易将成为未来氢生态系统的重要推动力。合成氨也是当前国内对氢需求量最大的应用场景， 占国内氢总需求量的 31%，其次是甲醇合成（23%）和作为燃料直接燃烧（15%）。

冶金：钢铁工业深度脱碳的重要途径

氢可替代煤、焦，实现钢铁行业的深度脱碳。钢铁行业是碳排放密集程度最高、脱碳压力最大的 行业之一，碳排放约占全球排放总量的 7.2%。作为世界粗钢第一大生产国，我国粗钢产量占世界 的一半以上，2022 年产量约为 10.2 亿吨，全国钢铁行业的碳排放量占全国排放总量的比例约为 15%。当前我国主流的钢铁生产工艺是高炉-转炉长流程，以煤炭作为主要热源和还原剂，较高的 碳排放强度无法避免，且基于当前传统工艺技术的创新改进难以实现深度脱碳。而氢冶金用氢替 代焦炭进行直接还原铁生产并配加电炉炼钢，既减少了钢铁工业对煤、焦炭等化石燃料的需求， 也避免了炼铁过程大量碳排放的产生，将成为钢铁行业完全脱碳最具前景的解决方案之一。

氢冶金技术仍处于探索和示范阶段，高炉富氢技术或将率先推广。较低碳排放的技术包括废钢电 炉冶炼短流程、高炉富氢冶炼、氢基直接还原铁(DRI) + 电炉工艺等。其中，高炉富氢冶炼由于改 造成本较低、富氢气体易获取，可操作性强，被认为是现阶段“碳冶金”到“氢冶金”的重要过 渡，其潜在碳减排幅度为 10%-30%。而氢基直接还原铁技术采用氢气代替一氧化碳作为氧化铁的 还原剂，还原反应生成的是水而非二氧化碳，因此是最具发展潜力的低碳冶金技术。但目前尚处 于研发试验阶段，预计具备大规模推广条件需要等到 2040 年之后，同时还取决于绿氢产业链的 发展。目前，全球每年有近 500 万吨的氢用于钢铁生产中的还原反应，随着氢冶金技术的进步及 装置改造的推进，钢铁行业的氢需求量有望进一步提升。根据 NRDC 和 CSDRI 的预测，到 2030/2050 年，我国钢铁行业对氢的需求将达到 290/713 万吨。

能源领域：贡献未来主要需求增量

氢作为能源使用比例较低，发展空间广阔。氢易燃且热值高，燃烧产物仅为水，不排放二氧化碳 等温室气体，与传统的化石燃料相比，是终端零排放的清洁能源。然而目前能源用氢在全球范围 内都尚为有限。以中国为例，2022 年全国氢气产量超 3500 万吨，其中用于交通和建筑的能源的 比例不足 0.1%，按热值换算仅占能源消费总量的 0.002%。而为了实现《巴黎协定》中的目标， 氢需要在 2050 年左右满足世界能源需求的约 15%，因此能源用氢需求空间广阔。

考虑氢主要作为能源载体的场景，下游应用可以分为交通动力和固定非动力两大类。目前来看， 氢能将以燃料电池汽车为主要终端应用，以动力和电力为两条主要线索，纵向深挖交通领域持续 探索新的场景，同时横向往储能、建筑、发电等能源需求部门探索。

交通：重型车辆加速渗透，航空航运开辟用氢新场景

重型交通能耗大、碳排高，转型进程缓慢。重型交通是交通运输领域的重要组成部分，但温室气 体和污染排放占比大，我国中重型车辆以 5% 的保有量排放了道路交通领域 84% 的颗粒污染物。 重型交通设备普遍采用柴油发动机，对动力系统的稳定性、经济性等要求更高，为了实现零碳排 放所需要付出的改造、燃料等额外成本更高。相较于乘用车新能源渗率稳步提升，重型交通领域 转型路径仍存在较大争议，推进缓慢。截至2023年底，我国新能源乘用车的单月渗透率已经达到 40%，而商用车市场中新能源渗透率仍仅 17%，全球范围内中重型车辆的绿色转型则更为滞后。

氢燃料电池为固定线路上的重型长途商用车提供了理想解决方案。氢燃料电池具有不受温度影响、 续航里程更长，且补充燃料速度快等优势，是交通领域新能源化双碳战略及环保政策下的必然趋 势。实际上，氢能在乘用车领域的替代优势并不明显。无论是当前高昂的制氢、运输成本，还是 滞后的加氢站、运输管网等基础设施建设，都使得氢燃料电池车在与纯电动汽车的竞争中处于下 风。从电池装机量来看，2023 年我国燃料电池在客车/专用车的装机量分别达到了 130/420MWh， 远高于乘用车。氢能破局的关键在于找到差异化的应用场景，凭借能量转换效率、使用效率及低 温条件性能表现等方面的优势，更适用于中长途、重载交通运输领域，如重型卡车、冷链物流、 城际巴士、公交车和港口矿山作业车辆等，加上物流运输路线相对固定，方便沿途建设相关加氢 站等基础设施。在北方部分地区，氢燃料电池也具备在出租车和公务用车领域的推广潜力，以解 决寒冷条件下动力电池的续航问题。因此，我们认为燃料电池商用车有望成为整个氢燃料电池行 业的突破口。

长期而言，氢及其衍生物或成为航空航运部门的低碳能源方案。航空和航运能耗极高，且电气化 难度很大，电力和纯氢都无法成为化石燃料的替代品。而氨、e-甲醇等氢的衍生物或将成为航空 和航运部门最具可行性的低碳能源方案。 航运：国际海事组织 IMO《船舶温室气体减排初步战略》倡导在中长期逐步引入氢、氨等零碳燃 料技术，驱动航运业交通运载工具实现零排放，欧盟将航运业纳入碳排放交易体系，利用市场化 机制推动船舶低碳转型。氢能船舶包括燃料电池、氢内燃机、绿色甲醇、绿氨等多种技术路线： 燃料电池路线适用于内河、近海船舶或作为远洋船舶辅助动力；氢基衍生物如绿色甲醇、绿氨等 路线适用于油船、集装箱船、散货船等航行较远的海上船舶。2023 年，挪威、荷兰、美国已有氢 能船舶投入运营，马士基为其首批 12 艘大型甲醇双动力船舶签订绿色甲醇订单，均对氢及其衍生 物在船舶动力的应用起到引领作用。 航空：与航空脱碳的其他潜在解决方案相比，包括合成煤油等低排放氢基燃料在内的可持续航空 燃料（SAFs）在技术上的可行性最高，目前的应用阻碍仍然是高昂的生产成本。2023 年 4 月， 欧盟暂时同意实施旨在实现航空业脱碳的倡议 ReFuelEU，其中涉及到合成燃料（包括合成煤油） 的使用目标：2030 年起，合成航空燃料（由二氧化碳与绿氢合成）占比应达到 1.2%，到 2050 年 这一比例将提升到 35%。 根据 IEA 预测，在 2050 净零排放场景下，到 2030 年，每年将有 800 万吨氢直接用于交通领域， 其中公路交通占 50%，航运占 45%；除此之外还需要用 800 万吨氢合成氨或其他氢基合成燃料， 用于航运和航空部门。

电力：覆盖发、储、用环节的优质灵活性资源

氢能发电以燃气轮机掺氢、煤电掺氨、燃料电池为主要方式。目前氢能发电仅占全球发电总量的 不到 0.2%。在技术层面，利用纯氢发电的技术已经商业化，燃料电池、内燃机和燃气轮机可以使 用富氢气体或纯氢，煤电厂掺氨混燃也已经取得试验成功。根据 IEA 统计数据，已规划的氢氨发 电项目到 2030 年装机容量可达到 5.8GW，其中约 70% 的项目使用燃气轮机掺氢，10%使用燃料 电池，3%为煤电厂掺氨混燃。据 IEA 估测，全球现有的可掺氢燃气轮机装机量或超过 70GW，在 平均掺氢比例 15%的假设下，每年对氢气的需求量将接近 500 万吨。随着新建火电厂配备可掺氢 /氨机组的比例提升，氢能在电力供应结构中的地位将进一步提高，同时也将拉动更大的氢气需求 量。

氢能作为大规模、长时间储能的解决方案，可为风光等间歇性可再生能源提供托底保障。相比于 电池的自放电、水的蒸发耗散，氢作为一种稳定的化学品更适合长时间的储存，因而更适合跨季 节的长周期储能。另一方面，氢储能的制储部分主要由制氢系统（功率）和储氢系统（容量）分 别构成，可以实现储能功率与储能容量的解耦，因而在长时间、大规模的储能场景下，氢储能容 量的增加主要依靠扩大储氢系统的容量，可以实现更低的规模化成本；相比电化学储能受到蓄电池原理的约束，功率和容量耦合，在大规模储能的场景下规模化降本的潜力较小，所需的成本较 高。 氢具有高场景灵活性，直接应用可提高储能效率。从应用场景上来看，其他储能方式一般为电→ X→电的闭环系统，也即最终能源还需要以电力的形式进行输出。而氢作为一种燃料和化工原料， 在下游有丰富的应用场景，可以实现电→H2→X 的开环储能模式，也即由电制取的氢可以直接面 向不同场景进行应用，具有更高的场景灵活性，也可以避免更多的转换环节以提高储能效率。

我们认为，未来对氢的需求主要来自三个方面： 一是传统工业领域的用氢需求，即主要来自炼油、合成氨及合成甲醇的需求，预计将保持相对稳 定，其中炼油用氢可能随着石油需求量下降而有所下降。整体而言，根据 IEA的预测，在 2050净 零排放场景下，2030 年炼油、合成氨及合成甲醇对氢气的年需求量合计将接近 9000 万吨。 二是氢及其衍生物作为燃料的应用需求，即氢作为能源载体替代化石燃料带来的需求，既包括在 交通领域的动力需求、建筑领域的供热需求，也包括参与发电的电力需求。根据 IEA 的预测，在 2050 净零排放场景下，2030 年交通和能源行业的氢需求量将分别达到 1600 万吨和 2200 万吨。 三是氢在新应用场景中的需求，如氢储能，在新场景中的推广程度既要靠相关技术发展赋能，也 依赖于产业起步后用氢成本的下降。中短期内，新场景应用带来的需求提升十分有限，但长期来 看可能撬动更大潜在空间。 综合来看，IEA 预计 2030/2050 年全球氢气年需求量有望达到 1.5 亿吨/4.3 亿吨，其中能源和交通 部门将贡献最主要增量。

制氢：供给结构亟待变革，绿氢迎来发展机遇

化石能源制氢：构成当前供给基本盘

化石燃料制氢为当前全球主流制氢方式。化石燃料制氢是以煤或天然气为原料还原制氢的传统方 案，技术成熟、成本最低。根据 IEA 数据，2022 年全球氢气产量达到近 9500 万吨，其中化石燃 料制氢占比超过 80%，包括天然气制氢（62%）、煤制氢（21%）、石油制氢（0.5%）。与全球 制氢结构相比，基于“富煤、贫油、少气”的资源禀赋，国内目前以煤制氢为主，也是世界上唯 一具备大规模煤制氢产能的国家。据中国氢能联盟统计数据，截至 2023 年 6 月，我国氢气产能 约为 4952 万吨，其中煤制氢产能为 2709 万吨，占比 54.7%，其次为天然气制氢，产能约 1090 万吨，占比 22.0%。

碳捕集利用与封存（CCUS）技术可以有效降低碳排放，但将大幅抬高制氢成本。化石燃料制氢 碳排放强度高，随着碳排放指标进一步收紧，新增化石能源制氢产能将逐步缩减。利用碳捕捉、 利用与储存技术（CCUS）可以实现低排放生产，被称为“蓝氢”。目前全球仅不到 1% 的氢以 蓝氢的形式生产，截至 2022 年，全球有 16 个制氢设施配备了 CCUS，其中超过半数都位于北美。 从经济性角度衡量，CCUS 会增加额外的投资成本与运营成本，根据 IEA 测算，采用 CCUS 后， 煤制氢的平准化成本将从 7-11 元/kg 增加至 9-20 元/kg，天然气制氢的平准化成本将从 9-18 元/kg 增加至 13-24 元/kg。但考虑到我国已有 3800 万吨规模的化石燃料制氢产能，耦合 CCUS 是对该 部分存量制氢产能低碳化的重要手段，在二氧化碳储存能力高、化石燃料成本低、可再生资源有 限的地区，采用 CCUS 的化石燃料制氢在中期内仍可能是一种具有综合经济效益的选择，将构成 氢供给侧的重要组成部分。

工业副产氢：来源丰富成本低廉的补充性氢源

副产氢的主要来源是炼油、煤焦、钢铁和化工。工业副产氢来源丰富，在我国和世界制氢结构中 分别占据 21%和 16%的份额。而考虑制氢过程原材料获取排放、工艺排放和能源使用排放，工业 副产氢的碳排放量普遍低于化石燃料制氢，我国工业副产氢产能分布与能源负荷中心也高度重合， 因此综合考量下可以作为中短期内可行的供氢方案。 炼油行业：催化重整和蒸汽裂解均会产生副产氢，但这些氢气均在现场消耗用于石油馏分的脱硫 和加氢裂化，无法转作他用。 钢铁行业：产生的焦炉煤气为富氢气体，含氢量可达 55%-60%，其中的氢可以通过变压吸附法回 收。按照 2019 年国内焦炭产量 4.71 亿吨计算，焦炉煤气中超过 700 万吨/年的副产品氢气可通 过技术手段回收。这些氢气目前用作炼钢和甲醇生产的原料，以及区域供热。 化工行业：氯碱电解是唯一副产纯氢的来源。由于烧碱行业的高耗能、高污染特性，区域氯碱产 能扩张受到限制，但下游需求增加导致产能仍在缓步增长；截至 2023 年 6 月，我国氯碱副产氢产 能达到 117 万吨/年。此外轻烃化工在丙烷脱氢、乙烷裂解等过程中也可产出副产氢，截至 2023 年 6 月，我国轻烃化工副产氢产能达到约 130 万吨。

工业副产氢回收利用投入较低，但规模扩张受到主产品限制。与专门的氢气生产相比，回收副产 氢所需的投资低、额外能源少，而且大多数富氢废气只需进行脱水或其他类型的清洁处理。且就 我国而言，副产氢主要分布在沿海发达地区，这些地区同时也拥有包括燃料电池制造在内的下游 产业，将大大降低副产氢再利用的储运难度。因此，挖掘利用副产氢不仅能提高资源利用效率， 还能有效减少碳排放。但由于副产氢的生产规模受到主产品规模的限制，可作为氢源的有效补充。

电解水制氢：脱碳转型最优解，发展空间广阔

绿氢是实现净零排放的最优方案，当前规模较小仍处于发展早期。绿氢指通过可再生能源电解水 制备生产的氢。目前全球范围内，电解水制氢仅占全部氢产量的 0.1%。国内电解水制氢产能占比 为 1.3%，但大部分为网电制氢，而电网电力供应大部分来自火电厂，网电制氢全过程的碳排放强 度（24kg CO2-eq/kg H2）甚至可能高于灰氢，也远远超出我国标准体系中低碳氢（14.51 kg CO2- eq/kg H2）和清洁氢（4.9 kg CO2-eq/kg H2）的阀值。因此，实际可再生能源制氢在我国制氢产能 中的占比仅 0.1%，约 6.6 万吨（截至 2023 年 6 月），相比《氢能产业发展中长期规划(2021- 2035 年)》中 2025 年可再生能源制氢产能达到 10-20 万吨/年的目标还有很远的距离。从消费侧 来看，虽然中国氢能总体消费规模较大，但绿氢的终端应用场景局限性较大，受成本和可得性制 约，仅在交通领域实现小范围试点应用，占比不足中国氢能消费总量的 0.1%。

碱性槽技术趋于成熟，为目前电解水制氢主流技术路线。目前，可再生能源制氢的电解槽技术主 要分为碱性电解槽（ALK）、质子交换膜电解槽（PEM）、离子交换膜电解槽（AEM）和固体氧 化物电解槽（SOEC）。其中，碱性电解槽由于技术成熟、成本较低、单槽制氢量高，成为当前 电解水制氢的最主要方式。根据 IEA 统计，到 2022 年底，碱性电解槽占全球装机容量的 60%， 其次是质子交换膜电解槽，约占 30%，而固体氧化物电解槽目前占比不到 1%，离子交换膜电解 槽则尚未投入实际应用。

用电与设备成本是影响绿氢规模应用的关键因素。绿氢高昂的生产成本构成了供给侧规模生产的 主要挑战。根据埃森哲分析，假设每年满负荷生产 7500 小时，平均电价 0.5 元/kWh，则目前绿 氢的生产成本为 33.9-42.9 元/kg，即使考虑到原材料价格波动因素，绿氢的平均生产成本也至少 是煤炭制氢成本的三倍，且显著高于天然气制氢成本以及工业副产制氢成本。而目前已投入使用 的两种电解水制氢技术 ALK 和 PEM，尽管分别处于不同的商业化发展阶段和规模化阶段，但却 都有一个共同点，即耗电量巨大。在碱槽和 PEM 槽路线下，电费成本占比分别高达 86%/53%， 其次为设备折旧，占比分别为 6.6%/27.9%。

绿氢降本路径明晰，有望充分释放长期应用潜力。根据电解水制氢的成本结构，绿氢未来的降本 空间主要来自两个方面，一是电解槽降本带动初始投资下降，二是廉价绿电带动用电成本下降。 电解槽方面，规模效应是降本的首要驱动力。据 IEA 预测，根据目前公布的未来十年电解槽的产 能规划情况，到 2025 年，电解槽的装机成本将比 2023 年下降 50%，到 2030 年下降 60%，达 到约 720-810 美元/千瓦，在其他参数保持不变的假设下，将使得初始资本开支在平准化制氢成本 中所占的比例下降至 25%。

另一方面，风光平价将大幅提升绿电制氢的成本竞争力。以风电、光伏为代表的可再生能源价格 在过去 10 年显著下降，即使不考虑政府补贴，在部分地区也已经具备了与化石能源相当的成本竞 争力。IRENA 的数据显示，2010-2022 年期间，全球新增光伏发电项目的加权平均 LCOE 从 0.445 美元/kWh 下降至 0.049 美元/kWh，降幅达 89%；海上风电的全球加权平均 LCOE 从 0.197 美元/kWh 下降 59%至 0.081 美元/kWh；陆上风电的加权平均 LCOE 从 0.107 美元/千瓦时下降 69%至 0.033 美元/kWh。在风光发电成本快速下降的带动下，IEA 预计在太阳能和风能资源充足 的地区，绿电制氢的长期成本可从 3.1-9.7 美元/kg 降至 1.5 美元/kg 左右，降幅超过 50%。而对 比同样具备低碳属性的蓝氢，据有关机构测算到 2030 年，蓝氢总单位成本下降空间约 15%-20%。 这意味着绿电制氢长期而言具有更大降本潜力，其相对经济性有望逐渐扩大，据 IEA 预测从 2030年开始，电解水制氢可能会在制氢结构中占据主导地位。到 2060 年，以可再生电力为基础的电 解水制氢将占中国氢气供应的 80%。

得益于绿电降本和政策推动，电解水制氢进入快速发展期。近年来电解槽装机容量持续快速增 长，据 IEA 统计，2022 年底全球电解槽装机容量达到近 700 MW，同比增长 20%，而 2023 年 全球装机容量预计将达到 2000MW，相当于约 20 万吨氢气产能。其中国内装机容量到 2023 年 年底预计将达到 1100 兆瓦，占全球份额超 50%。若考虑在建/规划项目，到 2030 年，全球电解 槽装机容量将达到 175GW，如果将处于早期开发阶段的项目也考虑在内，2030 年的装机容量有 望达到 420 GW。

我国可再生能源资源丰富，为绿氢发展提供沃土。我国可再生能源资源丰富，依托良好的风光资 源禀赋与产业发展环境，我国风光发电装机容量快速增长，至2022年已占据发电装机总容量的近 30%。根据中国氢能联盟对全国风、光、水资源的统计，我国可再生制氢潜力约 7.4 亿吨，其中， 光伏、风电和水电分别为 4.3、2.6 和 0.5 亿吨。随着电解水制氢技术进步和可再生能源装机规模 的不断提高，绿氢成本持续下降，可再生能源富集地区绿氢项目的经济性有望逐步显现，构成绿 氢替代灰氢的新动力，打开绿氢发展空间。

结合电解槽成本优势，中国氢产业链大有可为。根据 IEA 对全球范围内已装机电解槽项目的统 计，碱槽和 PEM 槽的单位成本（含设备、气体处理、工程、采购和建设费用）分别约为 1700 美 元/kW 和 2000 美元/kW，而中国生产的碱性电解槽比欧洲或北美生产的便宜得多，可能低至 350 美元/千瓦。在考虑国产电解槽出口的情景下，尽管为了满足不同国家和地区的标准可能会导致一 定成本上升，仅 1/5 的成本水平还是能够充分反映出国产电解槽的技术水平与制造能力。在绿氢 规模化快速发展的阶段，中国氢产业链有望在全球氢能市场中占据重要的一席之地。

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