氢能产业研究：传统能源企业的新征途
作者： 未来智库
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（报告出品方：开源证券）
1、 氢能—21 世纪最具有发展前景的二次能源
氢能是重要的工业原料和二次能源载体。氢能是公认的清洁能源，也是 21 世纪 最具有发展前景的二次能源。氢能具有众多优秀的特点：
（1）清洁低碳。氢能利用无 论是直接燃烧还是燃料电池转化，最终仅会生成水，不会产生污染物以及温室气体；
（2）高热值高转化率。氢气热值可达 120MJ/kg，是同质量化石燃料的 3~4 倍，通过 燃料电池可实现综合转化效率达 90%以上；
（3）制氢途径多样化。氢能的制备可以 通过化石能源重整、化工产业副产、电解水制氢等多种途径。因此，在节能减排、提 高利用效率的能源发展趋势下，氢能有着不可或缺的作用。
氢能产业链包含了上游制氢、中游储运氢及下游用氢等众多环节。其中上游制 氢环节根据路线不同可分为化石燃料制氢、工业副产氢、电解水制氢等，中游储运氢 根据氢能储运状态的不同可分为气态、液态、固态储运；下游主要用氢主要包括工业 用氢及燃料电池产业，其中工业用氢主要用作化工、冶金等产业原材料以及能源使 用，燃料电池产业则包含了加氢基础设施建设、燃料电池制造以及燃料电池车整车 制造，氢燃料电池的应用是目前氢能产业发展的主要方向。
2、 全产业链发展，我国氢能前景广阔
2.1、 制氢路线多样，灰氢仍是主要氢能来源
氢气可以通过多种工艺路线制备，主要包括：
（1）化石能源制氢：煤气化制氢、 天然气重整制氢、石油焦和渣油制氢等；
（2）电解水制氢：电力来源主要包括火电、 水电、风电、光电以及核电等，其中可再生能源是理想的电力来源；
（3）工业副产氢： 主要包括氯碱工业、煤焦化、合成氨、丙烷脱氢等；
（4）光催化制氢、生物发酵制氢 等其他路线：尚处于实验与开发阶段，暂未达到规模制氢要求。其中煤气化制氢、天 然气重整制氢以及电解水制氢是最主要的制氢方法。
而根据制氢过程中碳排放的不同，行业内一般将氢能分为灰氢、蓝氢及绿氢：
（1） 灰氢：使用化石燃料制取氢气，并对释放的二氧化碳不做任何处理；
（2）蓝氢：使用 化石燃料制取氢气，同时对释放的二氧化碳进行捕集和封存；
（3）绿氢：使用可再生 能源发电电解或光解制取的氢气。其中灰氢由于生产成本低、技术工艺成熟，是当前 最主要的氢能来源，但无法避免生产过程中的碳排放，而真正实现“零碳”的绿氢是 理想的氢能来源，受限于技术与成本问题，尚未实现大规模普及。
近年来，伴随着国内氢能产业的持续发展，中国氢气总产量保持着稳定增长的态 势，根据中国氢能联盟与石油和化学规划院的统计，截至 2019 年我国氢气产能约达 4100 万吨/年。由于中国丰富的煤炭资源特点，煤制氢是最首要的制氢来源，不同于 全球范围内 18%左右的比重，煤制氢在国内占比可达六成以上，其次为工业副产氢、 天然气制氢、电解水制氢。根据中国氢能联盟研究院数据，2019 年中国氢气产量共 计 3342 万吨，其中煤制氢产量 2124 万吨，占比达 63.6%；其次为工业副产氢、天然 气制氢，产量分别为 708、460 万吨，占比分别为 21.2%、13.8%；电解水制氢产量相 对较少，仅 50 万吨，占比 1.5%。
从区域分布来看，西北、华北、华东地区是中国主要的制氢产地，合计产能占比 达 75%。2019 年西北地区产能为 1067 万吨，华北地区产能 1021 万吨，华东地区产 能 940 万吨，占比分别为 26.3%、25.2%、23.2%；华南、西南、东北地区产能分布相 对较少，占比分别为 12.3%、8.3%、4.8%。这样的产能分布特征与中国以煤为主的能 源结构息息相关，以煤制氢为主的制氢产能更多地向煤炭资源密集的西北与华北地 区集中，另外华东地区则主要是化工产业较为密集，主要以工业副产氢为主。
2.1.1、 煤制氢：富煤资源优势下的制氢首选，灰氢难题有待解决
煤制氢是将煤气化产生的以一氧化碳、氢气为主要从成分的粗煤气，经过水煤气 变换、酸性气体脱除、氢提纯等处理而获得一定纯度的产品氢。
煤制氢原料丰富、成本较低，是我国规模化制氢首选。煤制氢历史悠久，发展至 今已有约 100 年历程，由于其技术路线成熟稳定、制备成本较低，在各类制氢工艺 路线当中最具经济性，是目前工业大规模制氢的首选方式。在中国目前的氢能路线 中占据着重要地位，2019 年煤制氢产量 2124 万吨，占比已达到 63.6%，目前全球投 入运营的煤气化厂达 130 座，其中 80%以上位于中国。煤制氢成本相对其他路线较 低，原料煤占据最主要成本，占总成本 1/3 以上，其次为氧气，占总成本约 1/4。根 据中国氢能联盟测算，在原料煤价格 600 元/吨的条件下，制氢成本约为 8.85 元/kg。 并且在主要的煤炭价格运行区间内，煤制氢成本均远低于天然气制氢成本。
高碳排放，煤制氢存在“灰氢难题”。由于生产过程中存在较大的二氧化碳排放 量，煤制氢被视为最典型的灰氢。根据 IEA 数据，煤制氢单位碳排放量约为 192/2，是天然气制氢的两倍。因此，当下作为制氢主导的煤制氢路线与清 洁低碳的氢能发展路线存在一定矛盾。为解决这一问题，利用 CCUS 技术（碳捕获、 利用与封存技术）降低煤制氢过程中的碳排放是其未来发展前景的关键，即由灰氢 向蓝氢转化，以推动煤制氢走向真正的清洁化。根据《中国 碳捕集利用与封存技术发 展路线图》规划，2019 年我国 CCUS 技术成本约在 350~400 元/吨，因此在煤制氢过 程中增加成本约 7 元/kg，在原成本的基础上增加约 80%。
2.1.2、 天然气制氢：原料依赖进口，经济性低于煤制氢
天然气重整制氢是将天然气通过蒸汽重整反应得到以氢气、一氧化碳为主要成 分的混合气体，再经过净化提纯得到高纯度的氢气。
规模化应用受到原料进口依赖限制。同煤制氢路线一样，天然气制氢工艺技术 也十分成熟，工业化生产经验丰富，是全世界范围内最主要的制氢方法，全球每年产 量约达 7000 万吨，占全球总产量约三分之二。但由于我国天然气主要依赖进口（2020 年进口依赖度 43.5%），成本相对较高，因此在国内该路线制氢的经济性则受到一定 约束，制氢成本远高于富产油气国家。2019 年我国天然气制氢产量 460 万吨，占比 13.8%，远低于煤制氢及工业副产氢。
碳排放低于煤制氢，但仍属灰氢。天然气制氢仍无法避免在重整反应完成后产 生二氧化碳排放，根据 IEA 数据，天然气制氢单位碳排放量约为 102/2， 虽低于煤制氢碳排放量，但仍未能达到清洁能源标准，属于灰氢。因此同样面临低碳 减排的要求，其发展前景也依赖于制氢过程中 CCUS 技术规模应用与成本下降。
2.1.3、 工业副产氢：中短期内制氢路线突破口
煤焦钢及化工行业生产过程中氢气会作为副产品生成，对其进行提纯利用可以 提高资源利用效率和经济效益，同时在原有产业基础之上基本不会产生额外的污染 以及碳排放。工业副产氢主要包含：
（1）煤焦化副产氢：炼焦通过煤炭高温干馏生成 焦炭，副产的焦炉煤气中混合有大量氢气，成分占比可达 55%~60%；
（2）氯碱工业 副产氢：氯碱行业以电解饱和氯化钠溶液方式生产烧碱和氯气，电解过程中阴极可 析出高纯度氢气；
（3）合成氨副产氢：合成氨通过氢气与氮气低温催化反应生成，过 程中释放的弛放气内含有大量未完全参与反应的氢气放出；
（4）丙烷脱氢副产氢：丙烷脱氢通过高温催化作用将丙烷中的氢脱离生成丙烯，过程中会副产大量纯度较高 氢气。
工业副产氢在中国具备产业规模优势。副产氢所涉及的相关产业在中国具备充 足的规模基础：中国是全球最大的焦炭生产国，2020 年焦炭产量达 4.7 亿吨，每吨 焦炭可产生焦炉煤气约 350-450 立方米，焦炉煤气中氢气含量约占 50%-60%，可副 产氢气约 760 万吨；中国烧碱年产量已达到 3500 万吨以上，2020 年实现烧碱产量 3643 万吨，可副产氢气约 90 万吨；中国合成氨产能约 1.5 亿吨/年，每吨合成氨将才 产生约 150-250 立方米弛放气，可回收氢气约 100 万吨；丙烷脱氢项目近年来在国内 发展迅速，截至 2020 年国内 PDH 产能已达到约 2000 万吨规模，以 4%氢气收率计 算，PDH 可副产氢气约 80 万吨。
工业副产氢尚未被充分利用，仍有较大提升空间。长期以来，氯碱工业、煤焦化 等产业中对于副产氢气的利用并不够重视，例如氯碱行业长期存在副产氢气空放的 现象，焦化行业对副产焦炉煤气进行“点天灯”处理，从而造成了大量氢能资源浪费。 当然，副产氢能利用不充分与氢气纯度较低、提纯成本较高、设备投入规模较大、下 游需求较少等因素有关。然而，这些限制随着氢能产业的不断发展逐渐得到解决，一 方面提纯技术不断进步，成本逐渐下降，副产氢的综合利用越来越凸显经济性，另一 方面，氢能作为清洁能源愈发得到重视，燃料电池产业的发展也为氢能的利用指明 方向。
工业副产氢天然属于分布式氢源。由于氢气储运难度大、成本高，拓展分布式氢 源便是降低氢能整体成本的思路之一。而对于工业副产氢而言，相关产业分布本身 就较为分散，天然具备分布式氢源的基础，并且主要分布于华东、华南等经济发达、 人口稠密的能源负荷中心，靠近下游消费市场，可以充分提高氢能的利用效率，降低 储运成本。因此工业副产氢具备发展优势。
工业副产氢已具备一定经济性。副产氢成本根据其原料副产气体纯度的不同也 会有所不同，例如氯碱工业及丙烷脱氢的副产气体含氢量较大、纯度较高，提纯制氢 成本则相对较低，而煤焦化副产的焦炉煤气含氢量相对较少、纯度较低，制氢成本也 会相对较高。根据中国氢能联盟数据，目前工业副产氢的提纯成本约 0.3~0.6 元/kg， 考虑副产气体成本后的综合制氢成本约 10~16 元/kg，已具备一定的经济性。
总体来看，工业副产氢在产能规模、利用空间、分布特点以及成本经济性等方面 均具有一定优势。虽然相关产业在生产过程中无可避免会产生一定碳排放，但对副 产氢的利用在原有产业基础之上基本不会产生额外的污染以及碳排放，相较于煤制 氢、天然气制氢等传统灰氢路线仍可凸显清洁能源特点。鉴于完全零碳的绿氢路线 发展仍然受限，中短期内工业副产氢可成为制氢的突破口。
2.1.4、 电解水制氢：清洁电力制氢，最理想的绿氢路线
电解水即通过电解将水分解为氢气与氧气的过程。目前较为常见的电解水技术 主要包括：碱性水电解技术、质子交换膜（PEM）水电解技术以及固体氧化物电解 槽技术（SOECs）三种。其中碱性水电解技术是最为成熟且已实现商业化应用的技 术，发展至今已有近 100 年历程，本质上氯碱工业使用的就是该技术，相较其他技 术成本较低；PEM 技术则较为先进，可有效解决电解液回收与循环利用的问题，体 积较小且操控灵活，更适用于人口密集的城市地区以及分布式使用，是目前最有发 展前景的电解水工艺，但由于催化剂及膜材料昂贵成本较高，大范围推广应用仍依 赖于技术进步与成本下降；SOECs 技术使用陶瓷作为电解质，在高温下对蒸汽进行 电解，目前技术尚不成熟，高温热源需求也限制了其经济性，尚处于研发阶段。
电解水耗电量大、成本较高，规模化应用的障碍尚未扫除。电解水对电能的消 耗量较大，单位能耗约 4~5ℎ/3。根据国际能源署计算，如果全球氢气产量均采 用电解水技术，其电能消耗可达 3600 万亿瓦时，已超过欧盟年度发电总量。电解水 成本中，电力成本占总成本七成以上。根据中国氢能联盟测算，如果采用市电生产， 制氢成本约 30-40 元/kg，是煤制氢成本的四倍以上，经济性相对较弱。因此，电解 水制氢技术仍处于发展阶段，尚未得到规模化应用。目前，电解水制氢产量在全球氢 气总产量占比在 0.1%以下，在国内氢气产量中占比约 1.5%。
清洁能源快速发展，电解水制氢迎来曙光。除成本问题以外，利用传统网电制氢 还存在严重的全周期内高碳排放的问题。由于国内电力供应七成为火电，若直接采 用网电制氢，单位氢气碳排放量可达 35.84kg，是煤制氢的近两倍，天然气制氢的 3 倍以上。而近年来清洁能源的快速发展为电解水制氢创造了良机：一方面，可再生能 源发电制氢可实现全周期内的零碳排放，实现真正的绿氢生产；另一方面，随着风 电、光电等成本下降以及平价上网，制氢成本也将持续下降。
2.1.5、 总结：因地制宜发展氢源，绿氢是最终目标
总体来看，氢气的制取路线较为多样化，为下游氢能的广泛利用提供了稳定的氢 源基础。从结构上来看，当前灰氢占比较大，煤制氢仍是中国最主要的制氢来源，在 碳中和背景下面临低碳化转型的问题，但成本与经济性问题也一定程度制约了蓝氢、 绿氢的大范围利用。因此，氢能要实现真正意义上的清洁化发展仍有较长路要走，但 是，在当前构建氢能能源体系的发展初期，煤制氢中短期内仍将是制氢路线主导，但 同时工业副产氢或将成为低碳化转型过渡期内的首要突破口。
2.2、 氢储运：高压气态储运占主导，非气态储运前景较大
氢能的储运根据氢或储氢材料形态的不同主要分为气态储运、液态储运、固态储 运及有机液体储运等四种方式：
（1）气态储运，主要包括近距离运输的高压长管拖车 以及长距离运输的管道运输，其中管道运输适用于大规模氢气运输；
（2）液态储运， 低温液态储氢是将氢气冷冻至零下 252.72℃以变为液体加注到绝热容器中进行储运， 储运工具主要为用于长距离、大规模运输的液氢槽罐车；
（3）固态储运，是以金属氢 化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附的方式进 行氢储运，对储运工具并无特殊要求；
（4）有机液体储运，是通过加氢反应将氢气固 定到芳香族有机化合物并形成稳定的氢有机化合物液体，最终以液体槽罐车进行储 运。
高压气态储运占主导。在主要的氢储运技术中，最成熟的是高压气态储运，也是 现阶段国内最主要的氢储运方式。气态储运常温即可实现快速充放氢，成本较低，因 此得到广泛应用，但储氢量较低，且对高压储氢罐存在较高的技术要求。目前国内主 要采用 35MPa 的储氢瓶，相较于国际主流的 70MPa 高压储氢瓶仍存在一定的技术 差距，伴随着国内储氢瓶技术的发展，国产 70MPa 的 IV 型储氢瓶有望迎来突破进 展。另一方面，管道运输是实现氢气大规模、长距离运输的重要方式，能耗小且成本 较低。
非气态储运前景较大。由于高压气态储氢在长距离运输上不具优势，其运输成 本对距离的敏感性高，因此为进一步提高储运效率、降低长距离储运成本，非气态储 运技术的发展具备必要性。低温液态储运在中国主要应用于军事与航天工业，而在 民用领域由于受到法规限制，目前无法得到应用。理论上液态氢密度远高于高压气 态，单位容器能储存的低温液态储氢更多，大大提高运输效率，降低储运成本，氢气 纯度也可以在液化过程中大大提高。液氢技术和装备的突破对氢能产业的可持续发 展具有深远影响，民用领域的发力将推进国产化进程，对国内氢能产业布局具有重 要意义。
根据中国氢能联盟测算，2020 年气态卡车储运、液态卡车储运、管道运输的储 运成本（包含加压、液化、封存等制备成本）分别为 1.8、2.0、1.9 美元/kg。预计在 未来十年中，所有氢气配送途径的成本都将大幅下降，包括生产成本在内降幅约为 60%，若仅考虑配送和零售成本，降幅约为 70%。
2.3、 用氢：燃料电池发展前景较大，传统产业顺势转型
氢能的下游利用途径多种多样，主要包括交通运输领域以及冶金、化工等工业领 域。其中交通领域是氢能消费的重要突破口，燃料电池车的发展前景较大，根据中国 氢能联盟预测，到 2050 年中国氢气需求量将接近 6000 万吨，其中交通运输领域用 氢可达 2458 万吨，占比约 40%；工业领域，化工行业是当前主要用氢场景，而钢铁 冶金行业或将贡献氢能消费增量，预计到 2050 年钢铁、化工领域氢能消费总量可超 过 1.6 亿吨标准煤。
2.3.1、 加氢站：氢能产业关键基础设施，国内进入快速建设期
加氢站的主要技术路线有站内制氢技术和外供氢技术。欧美采用站内制氢的比 例较国内多。站内加氢技术是用天然气或者其他原料在加氢站内自己制氢然后加注 至燃料电池汽车中，或者通过电解水制氢然后压缩，再加注到氢能源燃料电池汽车 中。天然气重整制氢法由于设备便于安装、自动化程度较高，且能够依托现有油气基 础设施建设发展，因而在站内制氢加氢站中应用最多，因此在欧洲、美国，站内制氢 加氢站主要采用这种制氢方式。
氢的储运方式是影响加氢站业态设计的重点与技术难点。中国作为产氢大国， 氢原料储备充足，但由于运输和储存条件苛刻，储运环节成为了氢产业链上的难关， 也直接影响了加氢站的模式设计。根据氢气存储方式的不同，外供氢加氢站又可进 一步分为高压气氢站和液氢站两大类。外供氢加氢站中的高压气氢站建设成本最低， 是全球应用最广泛的加氢站模式，目前中国的加氢站均为高压气氢站。液氢储运加 氢站主要分布在美国和日本，在中国也得到了初步探索，由中科富海和美国空气产 品公司(Air Products)合作的首座液氢储运加氢站正在建设中。
压缩机是加氢站最主要成本。加氢站的主要设备包括：压缩机、储氢罐、加气 机、泄气柱、管道、控制系统、氮气吹扫装置、监控装置等。其中压缩机、储氢罐、 加气机为核心设备。压缩机成本在加氢站全部建设成本中占比约 30%。
油氢、气氢共建站经济性更好，是大规模的可行方案。基于目前单独的加氢站 成本较高，氢气需求量相对较少，独立加氢站面临亏损的局面，单纯的加氢站建设较 难实现大规模推行。而现有的油、气站在国内已经广泛分布，改造便捷且经济性好， 综合性的油氢、气氢混合站可避免高额的土建成本，同时加氢业务在初期盈利性较 弱，与油气服务结合可以形成经济效益的有效互补。因此，在氢能产业链发展初期， 推行油氢、气氢站共建可在短期内更便捷快速地实现氢能基础设施的完善。我国多 个省市也出台政策支持利用现有加油、加气站点网络改扩建加氢设施。
国内加氢站建设进入快速发展期。在国家层面积极的氢能发展战略指引下，近 两年来各地纷纷出台氢能产业发展规划及实施方案，其中关于氢能基础设施建设相 关的规划则重点提到加快加氢站的建设，并制定了具体的建设目标，国内加氢站建 设进入了快速发展期。截至 2020 年底，我国国内累计建成加氢站 118 座，建成并运 营加氢站 101 座，待运营 17 座，建设中和规划建设的加氢站约 170 座。
2.3.2、 燃料电池：氢能下游最关键应用，商用车是短期发展重点
燃料电池是一种能量转化装置，按照原电池工作原理，等温的把贮存在燃料和氧 化剂中的化学能直接转化为电能。从理论上来讲，只要连续供给燃料，燃料电池便能 连续发电，已被誉为是继水力、火力、核电之后的第四代发电技术。燃料电池装置有 助于实现氢能的移动化、轻量化和大规模普及，在氢能下游应用领域发展潜力十足。
车用领域为核心应用，商用车是发展重点。燃料电池下游应用十分广泛，除了交 通运输领域，还包括便携式电池、发电、建筑储能以及工业、军事等领域。在氢能产 业发展初期，由于氢燃料电池系统成本性相对较高，电堆功率较低等经济性与技术 方面原因，燃料电池对现有的电池设备替代性有限，尚未能得到规模化的应用。但道 路车辆与当前燃料电池发展方向相匹配，预计氢燃料电池将以车用领域为核心应用。 其中商用车存在较多相对固定路线的场景，对加氢站等基础设施需求较少，更适合 当前燃料电池技术特点与产业基础，因此商用车将成为氢燃料电池的主要发展重点。
由于氢燃料电池优势在高功率和高能量密度，在载重与续航方面的表现使得燃 料电池客车、重卡等商用车与同为 新能源的纯电车相比仍具优势，主要可适用以下 三种应用场景：
（1）固定路线：便于配套加氢站等基础设施建设，如城市公交、港口、 物流园区等固定路线的场景；
（2）中长途干线：里程在 400-800 公里左右重卡货车远 程运输，可明显超过纯电车的续航上限；
（3）高载重：纯电车型由于电池能量密度提 升空间有限，重卡匹配一定续航里程的电池会导致自重较大，而氢燃料电池车则不 存在此类问题，同时高功率的优势也更能突出载重优势。
质子交换膜燃料电池是当前主流技术。燃料电池技术包括碱性燃料电池（AFC）、 磷酸燃料电池（PAFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）、熔融碳酸盐燃料电池（MCFC） 以及质子交换膜燃料电池（PEMFC）。其中质子交换膜燃料电池具备工作温度低、启 动快、比功率高等优势，适用于交通和固定式电源领域，目前已发展成为国内外主流 的燃料电池技术。另外，固体氧化物燃料电池由于其能量转换效率高，中长期内在储 能等领域具备发展空间。
电堆是燃料电池系统最核心的部件，由膜电极和双极板构成。电堆是燃料电池 系统发生化学反应的场所，由多个单体电池以串联方式层叠组合而成。氢气与氧气 通过一定比例分别通入电堆的阳极与阴极，化学反应生成水与电能。电堆的质量决 定了燃料电池系统整体的功率密度。单体电池则是由将双极板与膜电极（催化剂、质 子交换膜、碳纸/碳布）、密封垫片、集流板和端板组成。若干单体之间嵌入密封件， 经前端与后端板压紧后用螺杆紧固拴牢，即构成燃料电池电堆。
规模化与国产化将助力燃料电池系统成本下降。规模化是影响燃料电池系统成 本下降的最关键因素，当前由于燃料电池产量及下游需求较小，根据中汽协数据， 2020 年燃料电池汽车产量仅 1199 辆，尚未能达到规模效应大幅摊薄成本的程度。根 据百人会氢能中心预计，随着燃料电池规模化，上游原材料降本潜力可达 70%以上。 国产化方面，2017 年燃料电池系统国产化率约 30%，仅掌握系统集成、双极板和 DCDC 等技术，其余主要依赖进口，从而导致电堆成本较高。近年来，在国家一系列重 大项目的支持下，燃料电池技术国产化取得了一定进展，已初步掌握了电堆与关键材料、动力系统与核心部件、整车集成等核心技术，膜电极、质子交换膜等已具备国 产化能力，部分关键技术实验室水平已接近国际先进水平。
2.3.3、 工业用氢：氢能助力传统工业低碳化转型
氢气在工业中的应用十分广泛，主要包括以下四大用途：炼油、生产合成氨、 生产甲醇、冶金炼钢。截至 2018 年，在全球范围内四大途径耗氢量占比分别为 33%、 27%、11%、3%。在炼油过程中，氢气可用于去除原油中的杂质（如硫），并对稠油 进行连化，小部分用于油砂和生物燃料的开发；合成氨与甲醇生产中，氢是其最终化 学品分子结构的重要组成部分之一；而在钢铁生产过程中，可利用氢气替代焦炭作 为主要还原剂对铁矿石进行还原生产钢铁。
当前工业用氢主要氢源为灰氢。为满足上述行业的需求所生产的氢气往往具有 一定的商业规模，基本上是使用天然气、煤炭和石油等化石能源进行制备，因此会产 生一定碳排放，对环境造成影响。
炼油行业用氢需求增长，低碳氢替代空间较大。炼油厂将氢气用作原料、试剂 和能量来源，全球每年在炼油行业需要消耗 3800 万吨氢气，占全球氢气需求量的 33%，其中约三分之二的氢气是通过炼油厂的配套专用设备生产，因而使用灰氢而生 产的外排气体占炼油厂总气体排放量的20%左右，年碳排放量达2.3亿吨。根据IEA， 未来炼油行业用氢需求将会持续增长，到 2030 年与空气污染物相关的标准将更为严 格，从而会使炼油领域的氢气使用量提高 7%。因此，以更清洁的方式生产氢气对于 减少炼油过程中碳排放至关重要，使用低碳氢替代原有的灰氢空间较大。
氢能炼钢有望在长期内贡献氢能消费增量。传统的高炉炼铁通过焦炭燃烧提供 还原反应所需要的热量并产生还原剂一氧化碳，将铁矿石还原得到铁，并产生大量 二氧化碳气体排放。而氢能炼钢则利用氢气替代一氧化碳做还原剂，其还原产物仅 有水，没有二氧化碳排放，因此可实现低碳或零碳炼钢。长期以来钢铁行业是碳排放 量最大的工业部门之一，根据 IEA 数据，目前生产一吨粗钢平均产生约 1.4 吨碳排 放；根据 CEADs 数据，2017 年中国钢铁行业产生碳排放量 16.8 亿吨，在全部碳排 放量中占比达 18%，仅次于发电供热部门。因此，在碳中和背景下，使用氢能炼钢 技术替代传统炼钢工艺具有较大潜力，也存在一定政策驱动的必要性。
3、 全球氢能势头迅猛，各国发展各行其道
目前全球氢能产业处于快速发展阶段，欧盟、日本、美国、澳大利亚、韩国等经 济体和国家均出台相关政策，将发展氢能产业提升到国家（地区）战略高度，一批重 大项目陆续启动，全球氢能产业市场格局进一步扩大。根据文章《全球氢能发展的四 种典型模式及对我国的启示》，从不同国家发展氢能产业的出发点、侧重点、着力点 等方面看，全球各国实践大致可总结为四大类型：
（1）德国模式：把氢能作为深度脱 碳的重要工具，法国、英国、荷兰等欧盟国家做法类似；
（2）日本模式：把氢能作为 新兴产业制高点，韩国做法类似；
（3）美国模式：把氢能作为中长期战略技术储备， 加拿大做法类似；
（4）澳大利亚模式：把氢能作为资源出口创汇新增长点，新西兰、 俄罗斯等国做法类似。
3.1、 德国：氢能助力能源转型与深度脱碳
德国能源转型面临诸多问题，氢能助力实现深度脱碳。随着可再生能源装机容 量和发电量的稳步提升，维护电力系统稳定性成为其头等挑战；为提升电力系统供 应能力，德国增加了天然气发电，但由此需要从俄罗斯等国家进口更多天然气，导致 能源对外依存度提升；能源转型使带来能源价格走高，能源转型面临越来越多的争 议；碳减排进展不如预期，传统减排路径边际效益递减，急需挖掘更多减碳潜力。发 展氢能可助力大规模消纳可再生能源，并实现“难以减排领域”的深度脱碳。电解水 制氢技术发展迅速，规模提高、响应能力增强、成本下降，使其有望成为大规模消纳 可再生能源的重要手段。
欧盟制定氢能具体发展目标。2020 年欧盟委员会发布了《欧盟能源系统整合策 略》和《欧盟氢能战略》，意在为欧盟设置新的清洁能源投资议程，以达成在 2050 年 实现碳中和的目标，同时刺激相关就业，进一步刺激欧盟在后疫情时代的经济复苏。 其中《欧洲氢能战略》将绿氢作为未来发展重点对象（主要依靠风能，太阳能生产 氢），制定了三阶段发展目标：第一阶段为 2020-2024 年，在欧盟境内建成装机容量 6GW 的电解槽,可再生氢年产量超过 100 万吨，第二阶段 2024-2030 年，电解槽容量 提升到 40GW 以上，可再生氢能源年产量可达到 1000 万吨，第三阶段 2030-2050 年， 重点是氢能在能源密集产业的大规模应用，典型代表是钢铁和物流行业。
3.2、 日本：氢能维护能源稳定，技术发展领先世界
日本能源安全形势严峻，急需优化能源进口格局和渠道。日本的能源结构高度 倚重石油和天然气，二者占能源消费比重高达 2/3，因为国内能源资源比较匮乏，95% 以上的石油和天然气都需要进口。因此日本能源安全面临一定风险。2011 年福岛核 事故之后，日本核电发展受阻，能源对外依赖程度再度提升。因此，日本迫切需要寻 找能源突破口，以摆脱其对于石油和天然气的依赖。而发展氢能可提升能源安全水 平、分化能源供应中断及价格波动风险。氢能来源广泛，价格与油气的关联度不高， 增加氢能进口和消费，能够在一定程度上分化油气价格同向波动对日本经济的影响。
日本是目前全球氢能源应用开发最全面和最坚定的国家。早在 20 世纪 70 年代 就开始氢燃料电池技术探索。2014 年在《能源基本计划》中将氢能定位为与电力和 热能并列的核心二次能源，并提出建设“氢能社会”的愿景。先后发布《日本再复兴 计划》、《能源基本计划》、《氢能基本战略》等相关文件，规划了实现氢能社会战略的 技术路线，建立了全球领先的产业技术和能力储备。氢能应用场景广泛，涉及交通、 家庭供电以及工业原料。日本氢能基本战略聚焦于车用和家用领域的应用。日本在 技术、材料、设备等方面拥有非常明显的优势，尤其是已基本打通氢燃料电池产业 链。经过多年耕耘，日本已在氢能领域打造出一批“隐形冠军”，如东丽公司的碳纤 维、川崎重工的液氢储运技术和装备等。
3.3、 美国：页岩气拖慢发展节奏，技术储备仍受重视
页岩气革命对氢能形成挤出，但氢能仍是重要战略技术储备。页岩气革命是美 国氢能发展战略被搁置的最主要原因。凭借具有经济、清洁、低碳优势的页岩气，美 国已逐步实现能源独立和转型，而页岩气和氢能在应用端存在较多重合，对氢能形 成了较大的挤出效应。早在 20 世纪 70 年代，美国政府就将氢能视为实现能源独立 的重要技术路线，密集开展了若干行动和项目，但热度随着石油危机影响的消退而 降温。2000 年前后氢能迎来了第二个发展浪潮。2002 年美国能源部（DOE）发布了 《国家氢能路线图》，构建了氢能中长期愿景，启动了一批大型科研和示范项目，但 后因页岩气革命和金融危机的冲击，路线图被搁置。
2019 年，美国氢能与燃料电池协会发布《氢经济路线图》，重申美国将继续保持 氢能领域技术优势地位；拟在交通、分布式发电、家用热电联产等多个领域扩大氢能 在美国的规模化应用；提出 2030 年达到 530 万辆燃料电池车和 5600 个加氢站的目 标。
3.4、 澳大利亚：开拓出口新渠道，致力打造氢能供应基地
澳大利亚一直是全球最主要的资源出口国，同时资源出口也是其最重要的经济 增长引擎。在煤炭方面，长期以来澳大利亚在全球煤炭贸易中占比超过 1/3，主要目 标市场集中在东北亚地区，然而近几年主要进口国家相继开展减煤控煤行动，中国 作为澳洲煤炭最大买家已于 2020 年限制澳煤进口，因此澳洲煤炭出口前景暗淡。除 此之外，澳大利亚在铁矿石、液化天然气等出口方面创收能力也在弱化。因此，出于经济可持续发展考虑，澳大利亚政府急需找准新兴市场需求，拓宽出口渠道。
2019 年 11 月，澳大利亚政府发布了《国家氢能战略》，确定了 15 大发展目标、 57 项联合行动，力争到 2030 年成为全球氢能产业的主要参与者。打造全球氢气供应 基地是澳大利亚发展氢能的重要战略目标。澳大利亚正积极推动与日、韩等国的氢 气贸易，签订氢气供应协议，同时与相关企业开展联合技术创新，完善氢能供应链， 扩大供应能力、降低成本。如澳大利亚政府与氢能供应链 技术研究协会（HySTRA， 由川崎、岩谷、电力开发有限公司和 壳牌石油日本分公司组成）合作组成 联合技术研 究组，开展褐煤制氢、氢气长距离输送、液氢储运等一系列试点项目。
4、“碳中和”时代来临，氢能发展获政策大力支持
4.1、 氢能产业发展政策力度加大
2021 年国务院在《“十四五”规划及 2035 年远景目标纲要》中提到，在包括氢 能与储能在内的前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划。同 时在碳中和政策背景下，各个省份均在“十四五”规划当中强调积极发展清洁能源利 用，推动碳达峰、碳中和行动，从长期目标来看氢能产业的发展是其中关 键之一。燃料电池车方面，中国自 2001 年起确立了“863 计划电动汽车重大专项” 项目，确定了三纵三横战略，以纯电动、混动和燃料电池汽车为三纵，以多能源动力 总成控制、驱动电机和动力蓄电池为三横。随着燃料电池产业发展逐渐成熟，中国在 燃料电池领域的规划纲要和战略定调已经出现苗头，支持力度逐渐加大。
各地政府积极出台氢能产业发展规划。地方政策出台较多的区域主要集中在北 京、上海、广东、河北、山东等区域，主要聚焦在氢燃料汽车（主要为城市公交大巴 车和物流车）的推广、燃料电池核心技术研发、加氢基础设施建设以及氢能示范城区 的打造。
4.2、 “以奖代补”，补贴政策扶持燃料电池发展
随着燃料电池技术的进步，我国正在实施各种财政政策补贴扶持燃料电池汽车 商业化发展。2020 年 9 月起，我国对氢燃料电池汽车开始为期 4 年的“以奖代补” 政策，对入围示范的城市群，按照其目标完成情况拨付奖励资金。具体而言，有以下 几个特点：
（1）补贴领域：燃料电池汽车的推广+氢能供应，利好燃料电池核心零部件国 产化。燃料电池汽车推广方面，除了对整车进行奖励，同时对国产的电堆、膜电极、 质子交换膜、碳纸、催化剂等燃料电池关键核心零部件环节进行积分奖励，促进零部 件的国产化替代。氢能供应方面，主要对车用氢气实际加注量给予积分奖励，其中， 绿氢的补贴额高于灰氢。
（2）补贴方式：“以奖代补”，而非大面积补贴。氢燃料电池汽车的补贴将由面 向全国大范围式的购置补贴方式，转为面向入围城市群的燃料电池汽车商用补贴。 同时，补贴需项目完成并达标后，经专家评审通过，对示范城市予以奖励。
（3）补贴额度：对入选城市群，每个城市群最多获 17 亿奖励。补贴采用积分 制，对获批的城市群组，燃料电池汽车的商业应用补贴上限为 15 亿元，氢能供应补 贴上限为 2 亿元。
5、 多个降本潜力点，氢能平价可期
一直以来，经济性是氢能商业化面临的最大挑战，实现氢能成本的下降以及氢能 平价应用对于整个氢能产业的发展至关重要。除了上文第二章具体提到的各环节关 键性技术性的降本潜力点以外，低/零碳氢能实现平价的途径还包括以下几个方面：
全产业链的规模化是降本最大动力。在不考虑技术突破影响的情况下，扩大规 模是降低氢能应用成本的最大 驱动力。在非运输行业，氢能供应的成本占全产业链 周期成本的 70%以上，根据国际氢能委员会预测，预计到 2030 年，低碳氢能的交付 成本将大幅下降，降幅比例预计可达 60%，这将主要得益于可再生能源发电成本的 下降以及电解槽设备的制造规模扩大；在运输行业，终端应用设备生产规模扩大将 带来高达 70%的成本削减，包括燃料电池、储氢罐等，大规模的工业化组件生产和 车辆集成，将在规模扩大初期使车辆的总体拥有成本降低一半，其中设备生产规模 因素将贡献其中的 70%。
CCUS 技术应用对于制氢环节的降本较为关键。化石能源制氢的低碳化离不开 CCUS 技术的应用，我国 CCUS 项目的捕集技术已经比较成熟，地质利用和封存部 分核心技术也取得了重大突破。二氧化碳驱油提高石油采收率等已进入商业化应用 初期阶段，但经济成本仍是制约我国 CCUS 规模化发展的关键。目前 CCUS 示范工 程投资额都在数亿元人民币的规模，投资主体基本是国内大型能源集团，全流程初 始投资及维护成本之和每吨2超千元，其中捕集过程成本约 200-300 元/吨2，低 浓度二氧化碳捕集成本更高达近 900 元/吨。罐车运输成本约 0.9-1.4 元/吨公里。驱 油封存技术成本差异较大，但因驱油封存可以提高石油采收率，补偿 CCUS 成本。
大规模管网与加氢站建设是氢能供应链环节的降本关键。管网建设：无论从煤 制氢还是可再生能源制氢角度来看，中国氢能资源更多的向西部地区集中，而随着 燃料电池车产业发展，氢能的主要消费区域集中在东部及南部沿海地区。因此氢能 长距离运输的经济性决定了终端氢能的成本表现，大规模的氢气管网建设是降本关 键之一。当前我国氢气管网长度仅以百公里为单位，相较于美国 2400 公里输氢管道 长度仍有较大差距，因此实现管网建设仍有较大空间，同时对于运输环节降本作用 也十分显著。
目前国内外低压氢气管道运输尚处于初步发 展阶段，要突破成本制约，除建设纯氢管道运输之外，还可以在天然气管网中掺混含 量不大于 20%的氢气，运输结束后再对混合气体进行氢气提纯。目前，该运输方式 已经具有良好的经济性与安全性。
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精选报告来源：【 未来智库官网】。