【能源观察家】中国氢能发展报告

来源：石油观察

“新能源与碳中和交流群” “氢能交流群” “储能交流群” “天然气交流群” “能源交流群”。请加微信17310056319，请备注进群。

氢储能是新能源战略，氢储能与其他储能方式相比，在能量维度、时间维度和空间维度上具有突出优势，被认为是极具潜力的新型大规模储能技术，氢作为一种能源载体，可将清洁的风光资源转化成可存储、可运输的物质实体，满足跨季节、长距离的储能需求。

氢能适用于大规模和长周期的储能，具备无自衰减、扩容成本低等特性。氢储能主要指将太阳能、风能等间歇性可再生能源余电或无法并网的弃电，通过电解水制氢的方式储存，可就地消纳、时经燃料电池进行发电或管道、长管车运输等方式供应于下游应用终端。相较于抽水储能、压缩空气储能、蓄电池储能(锂电)具有无自衰减、扩容成本低、能量密度大、能源发电转移便捷等优点，凭借其无自衰减的特性，尤其适用于跨周和季度的储能。基于扩容成本低的特点，即仅需增加氢瓶即可扩充储能容量，适用于大规模的储能。

目前我国已基本构建了较为完整的制氢、储运、加注和应用的氢能产业链。

在制氢环节，目前我国已成为世界上最大的制氢国。2022年，氢气年产量超 3500 万吨，已规划建设超 300个可再生能源制氢项目，72 个在建、建成的项目总产能超 20 万吨/年，在氢能供给上具有巨大潜力。此外，电解水制氢成本稳中有降，在内蒙古鄂尔多斯等地，随着光伏、风电度电成本的下降，电解水制氢的经济性大幅提升。

在储运环节，目前我国氢气的储运主要以 20MPa 高压长管拖车高压气态运输方式为主，同时开展纯氢管道输氢和天然气管道掺氢的运输方式。氢液化规突破 10 吨/天，民用液氢实现大幅跨越。在加注环节，全国已建成加氢站数量超过560 座，位居世界第一，35MPa智能快速加氢机和 70MPa一体式移动加氢站技术获得突破。

在应用领域，交通作为氢能应用的先导性场景快速发展，工业、储能等领域不断取得突破，部分国产化装备竞争力提升明显。交通方面，燃料电池汽车保有量超万辆，已成为全球最大的氢燃料电池商用车生产和应用市场。工业方面，氢基化工规模化试点落地，氢冶金技术示范项目开启。能源方面，发电与热电联产完成重点技术试点示范。建筑方面，全国首个氢能进万家智慧能源示范社区项目在佛山落地。

现如今，PEM 电解槽价格有望大幅下降，叠加可再生电力价格的降低，据预测到2030年，国内各地绿氢制取成本有望全面低于 35 元/kg，内蒙古等可再生资源丰富的地区有望可降至 17.64 元/kg，推动绿氢全面开启商业化、大规模应用。

一、上游制氢：

1. 技术路线

电解水制氢的技术主要包括四种：

碱性水电解(Alkaline Water Electrolysis, AWE)、

质子交换膜(Proton Exchange Membranes, PEM)、

固体氧化物电解电池(Solid Oxide Electrolytic Cells, SOEC)

固体聚合物阴离子交换膜(SolidPolymer Anion Exchange Membrane, AEM)。

其中，碱性电解槽技术可靠，成本低，操作方便，但设备占地面积较大。PEM 技术集成简单，动态响应好，转换效率高，体积小，在各性能指标上表现均衡且指标突出，但成本略高。SOEC 效率高，热机状态动载性能好，可快速双向工作，但需要高温热源，且设备投资大、寿命短，适用于核电制氢及大规模热电联供等。AEM 技术仍处于示范阶段。电解水制氢工艺路线各有利弊，目前，碱性电解槽发展最成熟，已完全商业化，质子交换膜电解水制氢在国内处于商业化初期，固体氧化物电解水制氢则仍处于研发和示范阶段。从发展潜力及市场占比来看，碱性电解槽和 PEM 电解槽或将成为未来最主要的电解水制氢技术。

• 碱性电解槽

碱性电解槽具备技术相对成熟、结构简单、安全稳定、成本相对低廉等优是现阶段主流制氢技术路线，已成功实现规模化制造及应用、占据主要市场势份额。目前，碱性电解槽产氢量可达 2000 Nm3/h 以上，最大可达 3000 Nm3/h。据高工产业研究院(GGII)预计，到 2030 年将会快速增长至 62GW,2022-2023 年均复合增长率为 75%。另据 GGI 调研，国内 AEM 制氢代表企业产品有望在 2025 年推出 MW 级产品;同时部分企业开始建设 AEM 产线，加快产业化落地。

碱性电解槽由多个电解小室构成，电极、隔膜和密封垫片是关键材料。碱性电解槽通常呈圆柱形，可采用串联单极性或并联双极性压滤式结构，由螺栓和两块端压板将极板夹在一起，形成多个分隔的小室，每个小室由电极、隔膜、垫片、双极板组成。电极通常采用镍网或泡沫镍，其性能对电流密度和电解效率有决定性影响，其成本约占系统成本的 28%；隔膜用于将两极隔离开，要求保障气密性的同时，降低电阻以减少电能损耗；密封垫片用于解决极片之间的绝缘问题，其绝缘性能对电解效率、安全、系统使用寿命均有影响。

• PEM电解槽

PEM 电解槽同样由多个电解单元堆叠而成，每个单元均由质子交换膜、催化剂、气体扩散层和双极板构成。PEM 电解槽使用质子交换膜作为固体电解质，替代了碱性电解槽使用的隔膜和液态电解质(KOH 溶液)，内阻更小、内部结构更为紧凑，电解效率大幅提高，规模选择也更为灵活；PEM 电解采用纯水而非碱液作为电解原料，产氢纯度较碱性制氢更好。

然而，PEM 电解在强酸性环境下进行，需使用贵金属催化剂，导致成本较高，掣肘了其规模化推广。通过催化剂实现 PEM 电解槽降本增效是重要一环，催化剂未来降本空间保守估计在 30%-50%，在保障稳定性的前提下，通过掺杂非贵金属或者降低贵金属载量等方式降低成本尤为关键；双极板和气体扩散层约占据PEM电解槽总成本的 60%，这两部分的国产化替代也是降本增效的重要途径。

国内 PEM 电解槽产业的发展，需要国产核心零部件的进一步突破。从技术层面来看，国产 PEM 电解槽已取得了长足进步，国内企业已推出产品以小功率为主，集中在0.5-10kW、电流密度 0.1-2.5A/cm2，能耗 3.7-5kWh/Nm。截至到目前，单槽产氢量达 400Nm3/h。未来随着 PEM 制氢核心部件的技术提升及国产化率提高、PEM 制氢设备规模化应用的扩大，价格将大幅降低，市场占比将逐渐提升。目前，国内兆瓦级 PEM 制氢技术已在加氢站现场制氢、风电等可再生能源电解水制氢等领域探索初步的示范应用。

• SOEC电解槽

从应用场景与前景来看，SOEC拥有无需使用贵金属催化剂、余热温度高、能量转化效率高等优势，可适用于制、热电联产等应用场景，在我国用户侧电解制氢、绿电消纳及发电侧电解制、冶金化工尾气制合成气以及核电等领域均显现出一定的发展空间。目前中广核、国家电网有针对 SOEC 展开示范应用。

技术指标方面，现阶段国内企业 SOEC 电解槽制氢功率以千瓦级为主，集中在 2-25kW，电流密度 0.50-1.0A/cm2,系统效率在 75%以上，部分企业可达 85%。SOEC 单电池片和SOFC 单电池片的材料类型基本一致，但电解要求更高，目前国内只有少数几家企业制备出 SOEC 专用电池片及专用大功率电堆塔，整体技术水平有待进一步的升级与突破。

2. 降本问题

碱性电解槽：电耗下降与单台设备产能提升是碱性电解槽降本抓手。

根据IRENA数据显示，碱性电解槽系统中电堆组件成本占比为 45%，其中膜片/电极组件成本占比达57%，如图3所示。在 IRENA的预测中，尽管碱性电解槽的系统降本空间不大，目前电解系统的成本在 1500 元/kW，未来在系统成本在 1400 元/kW，但在系统电解效率、产氢纯度、与可再生能源适配等方面，碱性电解槽仍具有较大提升空间，当前重点研究方向集中在电极、催化剂、隔膜等环节上。给定 1000Nm3/h 电解槽和土建设备分别按照 800 万元和 150 万元建设，折旧期分别为 10年、15年和 20 年，当电价为 0.4 元/kWh，年工作时长为 2000h 时，单位制氢成本为 2.62元/Nm3，而当电价在 0.2 元/kWh,年工作时长为 6000h 时，单位制氢成本在 0.97元/Nm3。电耗成本下降、单台制氢产量增加和寿命增加带来的电耗成本和固定成本均摊下降分别将达到 78.0%和 79.5%，对应单位制氢成本从 2.62 元/Nm3降至0.97 元/Nm3，降幅 63.1%。

PEM电解槽：技术进步、寿命提升有助于 PEM 电解槽成本大幅下降。

PEM 电解电堆系统主要由多孔传输层、小组件、双极板、电堆组和端板、膜电极构成，其中双极板和膜电极分别占比约 53%、24%。PEM 电解槽需要在强酸性和高氧化性的工作环境下运行，依赖于价格昂贵的贵金属材料如铂、铱等，导致成本过高。近三年来铂的价格大约在 250 元/g左右，铱的价格大约在 1100 元/g左右，贵金属的稀缺性导致价格将持续坚挺。现有商业化析氢催化剂Pt载量为 0.4-0.6mg/cm2，Ir 载量在 1-2mg/cm2之间。而降低催化剂用量，或寻求替代方案，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。

PEM 电解槽降本空间较大。目前 PEM 的技术迭代路径主要包括增加电流密度、提高电极板面积、降低膜厚度、优化设计催化剂等。根据 IRENA 预测，技术进步叠加规模化量产 PEM 电解槽的最低投资成本有望由 400 美元/kW 降至低于 100 美元/kW，降幅达到 75%以上。目前 1000Nm3/hPEM 电解槽约 3000 万元，而随着关键零部件国产化及电解槽生产降本未来有望达到 700 万元。根据《电解水制氢成本分析》，土建及安装200 万元，折旧 20年，现阶段和远期目标电解槽设备寿命分别为2万和9万小时，单位能耗分别为 4.5 和 3.8kWh/Nm3，电价分别为 0.4 和 0.2 元/kWh，制氢成本分别达到 3.56 和 0.93 元/Nm3，降幅达到 73.8%。其中，固定资产均摊和电耗成本下降的幅度分别为 94.2%和 57.8%。

碱性、PEM 电解槽大幅降本是必然趋势。远期来看，碱性电解槽制成本和PEM 电解槽制氢成本的降幅分别达到 63.1%和 73.8%。碱性电解槽制氢成本的降低主要受益于电耗及电价的降低带来的运营成本下降，以及寿命的延长带来的固定资产均摊成本下降，两者的降幅分别达到78.0%和 79.5%。PEM 电解槽制氢成本的降低主要受益于电价的下降，以及国产化替代带来的设备成本下降叠加寿命延长带来的均摊成本下降，两者的降幅分别达到 94.2%和 57.8%。远期来看绿氢制备成本与灰氢相当。当电价为 0.4元/Wh，运行寿命为2万小时时，碱性电解槽制氢成本在 29.7 元/kg;而当电价为 0.2 元/kWh，运行寿命为9万小时时，碱性电解槽制氢成本为 10.8 元/kg。当电价为 0.4 元/kWh，运行寿命为5 万小时时PEM 电解槽制氢成本在 40.0 元/kg;而当电价为 0.2 元/kWh，运行寿命为9万小时时，PEM 电解槽制氢成本为 10.5 元/kg。

西北地区有望率先实现绿氢大幅降本。造成绿氢生产成本差异的主要原因是不同地区风光资源的分布特征、尤其是风光的波动性特征具有较大差异。从中长期来看，绿氢降本趋势明显，到 2030 年，全国各省份绿氢成本有望全面低于 35 元/kg，内蒙古绿氢成本仍有领先优势，最低可达 17.64 元/kg；到 2040 年，国内制氢成本有望全面低于 29元/kg，最低可达 14.23 元/kg；到 2060 年全面低于 13.5 元/kg，最低可达 7.4 元/kg。

二、中游储运

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、适配当前氢能产业发展等特征优势，已进入到广泛应用的阶段，但受限于储氢密度和安全性能，通常需要大型储氢设施来满足需求。压缩气态储氢大多需要采用长管拖车运输，运输效率仍需要持续完善和提升。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。液氨/甲醇储氢、氢化物吸附储氢、LOHC 储氢等技术目前国内仍在产业化初期。

与传统石油燃料易运输、可规模存储的特点不同，国内的储运技术尚未实现能效与安全的最优解。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。

• 高压气态储氢

高压气态储氢通过连接减压阀即可方便、快捷释放所需氢气，是目前工业中使用最普遍、最直接的氢能储运方式，也是我国车用储氢及固定式加氢站采取的主要方案。具有运营成本低、压缩氢气技术成熟、承压容器结构简单、能耗较小、氢气充放响应速度快等优点。我国高压氢气运输以长管拖车为主，结合集装格小范围补充。其中集装格由多个 40L容积、15MPa 压力的高压储氢钢瓶组成，运输较为灵活，适用于需求量小的加氢站;长管拖车则适用于需求量略大的运氢场景。长管拖车的储氢压力多为 20MPa，在 20MPa 的压力下，氢气密度可由常温常压下的 0.089kg/m3提升至 14.5kg/m3，储氢密度是常温常压氢气的 160 倍。

用于氢储运的高压气瓶主要包括纯钢制金属瓶(I型)、钢制内胆纤维缠绕瓶(II型)、铝内胆纤维缠绕瓶(III型)及塑料内胆纤维缠绕瓶(IV型)。其中加氢站等固定式储氢瓶多用I型钢制氢瓶，但由于I型和II型瓶储氢密度低、氢脆问题严重，因此现阶段车用储氢容器主要为III型瓶和IV型瓶。

储氢瓶的痛点在于成本，成本下降的关键在于碳纤维。以广泛用于车载运氢的III型瓶和IV型瓶为例，碳纤维复合材料在两类储氢瓶中的成本占比均在 60%-80%之间，其次为阀门、平衡储罐、调节器等。近年来我国碳纤维的产能与产量不断攀升，国产化率持续提高。根据中国节能协会氢能专业委员会援引 DOE 数据，目前车载储氢瓶成本在 16 美元/kWh~21 美元/kWh，而未来目标为 8美元/kWh，仍有超过 50%的成本下降空间，以我国广泛应用于氢燃料电池车的 35MPa 储氢III型瓶为例，碳纤维复合材料占生产成本的62.5%,碳纤维材料价格直接决定了储氢瓶的成本。预计随着我国碳纤维产能的持续扩张，有望带动高压储氢气瓶成本下降。

• 低温液氢

低温液态储氢是将氢气冷却至-253°℃，以液态的形式储运。低温液态储氢具有以下比较优势。一是储氢密度大，单车运输量高，液氢在常温、常压下的体积储氢密度为 70.8kg/m3，分别为 20、35、70MPa 高压氢气的 5、3、1.8 倍。其运氢效率远超气态储氢，单车运氢量可达 4000kg，是高压气态运输的 15 倍，装卸时间也明显缩短，运输效率显著提高，在远距离运输液氢储运在单位成本上具有成本优势。二是液氢在计量上误差更小，在大规模的交易中，计量的精准性将变得非常敏感，液氢可以直接称重计量，误差在 1%;而高压气氢的压差法计量，至少有 3%的误差。三是安全性高，液氢储存在日常储存运输的压力较低(一般低于1MPa)，以 Linde 公司为例，其液氢储罐压力为 0.2MPa，远低于高压气氢储运方式的压力，在日常运营过程中更易保证安全。

然而，低温液态储氢需要对氢气进行低温液化处理，因此能耗较高。根据中国氢能联盟数据，高压气态储氢每公斤满氢气能耗约 0.2-1.3kWh，而目前 1.5 吨1天的液化规模下，低温液态储氢每公斤氢气能耗约 15kWh，其预计在短途运输情况下高压气态氢气储运成本约 0.3-2.02 元/kg，而低温液态氢气储运成本约 12.25元/kg。氢液化的能耗问题有望伴随着液化规模的提升而显著下降，5吨的液氢设备可将能耗降至 12 度电，10 吨/天的设备甚至有望降至 6-8度电。如果未来液氢设备的电力供应可以通过可再生能源实现，那么当光伏电价下降到2毛左右，大型的液氢装备每公斤液化成本仅需要 1-2 元。

在国内液氢储运技术尚不成熟的情况下,美日等发达国家液氢已大规模普及液氢储运占 70%。2021年全球的液氢产能接近 500 吨/天，其中北美地区有接近20 座 10 吨/天以上的液氢生产工厂，占据了全球 85%的产能，远远领先于其他国家和地区。并且液氢储运规模效应显著，发达国家已将成本降低到高压气氢的八分之一左右。这表明液氢储运技术已得到充分验证，降本路径逐渐清晰，未来国内大规模产业化发展指日可待。

运输能耗方面，相同能耗下低温液态储运的运输能力是高压气态储运的15倍。以一总重 36 吨的运输车为例，液氢和高压气态的载重能力分别为 4500kg 和30kg。每百公里能耗增加方面，液氢也比气氢表现优异，每公斤液能耗增加分别为 0.16kWh，2.38kWh。总能耗方面，高压气态运输总能耗主要为压缩能耗与运输能耗，液氢的总能耗包括氢的液化能耗，压缩能耗与运输能耗。在运输里程达到 500 km 以上时，液氢的总运输能耗低于高压气氢。因此，长距离运输的成本优势与能耗优势使得液氢在中长距离运输更占优势。

• 有机液态储氢

有机液态储氢(LOHC)将氢存储在具有高氢质量分数的有机液体中，通过化学吸附或物理吸附将氢气储存于有机液体的分子间隙中。有机液态储氢能够实现常温常压下的氢气储运，其稳定性高、长周期储存成本低、日常维护量小、储过程可逆，减少资源浪费与环境污染。但由于脱氢效率低、反应温度高、化剂易被中间产物毒化等问题，目前尚处于研发阶段。

LOHC 颇有潜力，在氢储运中的优势明显。一是 LOHC储氢密度高、能耗低，液态有机氢载体在常温常压下始终为液态，化学性质稳定，储量几乎是目前35MPa 的高压气态氢的3倍，能实现大规模、长时间储氢、长距离运氢。二是储运成本相对低，现在使用的液态有机氢载体主要为甲苯，吸收氢气后转化为甲苯/甲基己烷，并且氢载体还可以循环利用，储运成本相对低。三是对现有基础设施改造利用难度小，LOHC 可与现有能源基础设施完全匹配，只用将现有的炼油及加油站稍加改造，就能应用于氢的规模化储存、运输和加注，从而大幅降低氢能规模化利用的成本。

但 LOHC 面向大规模推广也存在瓶颈，LOHC的核心竞争力在于化学材料，其组分的独特性决定了LOHC是一个相对封闭的体系，从上游材料生产到下游应用都需要大量的投资,与现有能源体系兼容存在一定难度。有机液态储氢的介质有很多种，例如烯烃、炔烃、芳烃、杂环化合物等，不同介质间的优缺点分别为：一是烯烃和炔烃，如辛、乙等，具有较高的理论储氢量，但反应可逆性较差，且易发生聚合反应，影响储效率；二是芳烃，如苯、甲苯、萘等，具有较高的储氢量和稳定性，且与常规液体燃料具有相似的物理性质，便于运输和利用现有基础设施，但脱氢温度较高，需要贵金属催化剂，且脱氢产物易挥发和污染环境；三是杂环化合物，如、乙基唑、吲哚等，具有较低的脱氢温度和反应焓，且可以通过引入杂原子(如 N、0、P 等)来调节储氢性能，缺点是储氢量相对较低，且可能存在毒性和环境问题。

• 固态储氢

固态储氢是指通过物理或化学材料对氢的吸附作用而将其存储在固体材料中的储氢方式。与高压气态或液态储氢方式相比，固态储具有体积储氢密度高、安全性能好、储存时间长等优势，目前处于示范阶段。根据吸附原理的不同，固态储氢材料可分为物理吸附储氢材料和化学吸附储氢材料。其中，物理吸附主要指通过范德华力将氢分子可逆地吸附在比表面积高的多孔材料中，化学吸附则是指将氢以离子键或共价键与其他元素结合并生成金属氢化物等材料。

镁基材料被视为最具前景的固态储氢技术路径。化学吸附储氢材料中的金属氢化物发展最为成熟，其中镁系合金由于储氢量高、原料丰富、产氢纯度高等特点，被认为是最有前景的固态储氢材料之一。Mg基储氢材料的综合吸放氢性能不仅与热力学性能有关，还与动力学性能有关。动力学性能评估主要聚焦于材料吸放氢反应速率方面，主要由材料自身结构以及特定条件吸放氢反应机制来决定。镁吸放氢体系由金属初始态向具有较低能态的金属氢化物终态转变前，需要越过一个激发能态。由于 MgH高热力学稳定性(AH=76kJ/mol)和较差的动力学性质，MgH只能在高温下(>300°C)才有优异的吸附氢性能,且在吸放氢循环中,MgH/Mg 颗粒的团聚和长大导致循环稳定性差。因此，为了使 MgH在储氢应用中得到广泛应用，必须调整其热力学和动力学性能。

固态储氢终端应用场景主要为固定式和小型移动式。由于固态储氢多采用金属氢化物作为载体，且用铝合金氢罐作为容器，因此固态储罐普遍较重，导致其终端应用多集中于固定式储氢和重量相对较轻的小型移动式场景。其中，固定式应用场景主要包括电力调峰电站、分布式供能、应急备用电源、制或用氢现场缓存等领域，此场景下固态储氢装置可以将氢气进行长期的常温常压储存，在需要时再直接释放氢能或利用燃料电池将其转化为电能供应。而小型移动式应用主要包括工程车载、乘用车载、船载等储运氢场景。

• 管道输氢

由于利用管道输运油气的运输成本低、损耗少、永久性占用土地少建设速度快、运输量大、安全性高，因此管道运输已经成为油气输送的主要手段。输氢管道可被分为“纯氢管道”、“天然气掺氢管道”、“经改造的天然气管道”。氢气管道输运具备广阔市场空间。根据德勤预测，2050 年输氢管道总长或将超过 75 万公里，2023-2050 年管道建设复合增速约 20%。

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。

由于燃料电池汽车主要通过加氢站补能，因此充足的加氢站以及完善的氢制储运体系是燃料电池汽车规模化的前提。根据匹配车型的不同，一座加氢站可匹配 20-100 辆氢燃料汽车加氢需求。根据中国石化数据，一座加注能力 500kg/天的加氢站可满足每天 100 台氢燃料电池车加注需求。

截至目前，国内已累计建成各类加氢站560座，单座加氢站建设成本从2020年的3000万元降至2025年的1500-2000万元，其中“油气氢电服”综合能源站模式通过共享基础设施，可压降成本40%。现阶段，由于市场用氢需求较小，各地的用氢市场规、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。

三、下游用氢

1. 氢燃料电池汽车

氢能在交通领域的应用包括汽车、航空和海运等，其中氢燃料电池汽车是氢在交通应用最广泛的领域。氢燃料电池汽车包括公交车物流车、物料搬运车辆、自卸车及重型卡车等商用车；重型运输车辆、叉车、水泥搅拌车及应急车辆等工程车；轿车及 SUV 等乘用车。氢燃料电池汽车具有能量密度高、自重低、加氢快、耐低温等优点，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的表现较为突出，更适用于中长途、高载重、冷链运输等商用车类型，以及固定路线、封闭的矿区、港口等运输场景。但成本高昂一直是制约氢燃料电池商用车规模化发展的首要因素之一。氢燃料电池商用车的成本主要包括两部分，一是车辆购置成本，二是氢燃料成本。在国家扶持政策和专项补贴等措施的激励下，商用车已成为中国氢燃料电池的主流应用场景。

在大吨位载重与续航能力上，氢燃料电池重卡具备显著优势。储氢瓶标准提升，有望推动氢燃料重卡载重量、续航里程进一步上升。III型瓶、I型瓶均属于储氢容器，两者区别在于III型瓶使用金属内胆、I型瓶使用碳纤维内胆。由于I型瓶使用碳纤维内胆，因此单瓶重量较川型瓶轻约22.5%。此外，储瓶标准对于提升燃料电池汽车续航能力也有帮助。燃料电池汽车续航里程与储氢量紧密相关，若燃料电池系统配备液态等大质量储氢容器，则燃料电池重卡续航里程可突破 1000 公里以上。

2. 绿色甲醇

国际航运承担全球 80%以上的国际贸易量，年消耗约3亿吨燃油。全球多项政策法规积极推动航运减碳。绿色甲醇成为航运业脱碳首选。当前，主流绿色航运液态燃料主要有四种，分别为 LNG、绿色甲醇、绿氨、液氢。LNG 依然是化石燃料，液氨需要解决大型发动机和储运安全设施的问题，液氢技术需要解决低温储运问题，远期看也非常有竞争力；绿色甲醇是中短期航运脱碳最优的选择，市场需求近年来显著增加。当前，甲醇燃料船订单量已超过 LNG燃料船，全球绿色甲醇需求可能会出现很大缺口。

当前，绿色甲醇仍面临成本挑战。绿色甲醇价格约为传统低硫燃油的 4-6倍，显著高于煤制甲醇，预计航运成本上涨 10%-12%。尽管成本较高，但受益于全球航运市场的庞大需求和支付能力，绿色甲醇的溢价整体处于合理区间。未来，伴随欧盟等主要市场对航运减碳的刚性要求，以及绿色甲醇成本的不断降低，绿色甲醇有望率先实现商业闭环，在不依赖财政补贴的前提下实现对传统航运燃油的规模化替代。

绿色甲醇成本中长期有望低于煤制甲醇。根据甲醇合成工艺流程，每吨绿色甲醇需氢约 0.19 吨，450 万吨绿色甲醇规划对应约 86 万吨氢气增量。长期来看，随着绿氢成本降低，绿氢制甲醇具备经济性。据相关研究机构分析，到 2050年若考虑就地可再生电力制绿氢的情况，当电价低于 0.14 元/kWh 时，绿氢制甲醇的经济性可以与煤制氢+CCS 制甲醇的经济性相当。此外，新型的甲醇生产技术例如液态阳光，也具备发展前景。从区域和产业分布看，我国西北和西南地区具备绿氢制甲醇发展潜力。

绿色甲醇市场前景向好，但仍需要进行多方面的突破。技术层面，国内尚未形成成熟的绿色甲醇商业化项目，绿色甲醇在技术成熟度和商业化运行经验仍然不足。来源方面，生物质原料制甲醇虽然符合国际严苛的绿色甲醇标准，但生物质原料的供给稳定性和价格稳定性都难以满足长周期化工项目需求。需求方面，绿色甲醇供给仍需要尽可能多的锁定国际订单，避免产能盲目扩张造成消纳难题。

3. 可持续航煤

在交通部门中，航空是公认难以脱碳的领域。推动可持续航煤是航空实现零碳转型的必由之路。全球对可持续航煤需求空前。我国的可持续航煤产业正处于起步阶段。国内可持续航煤需求有望长期增长。根据德勤预计，中国航空业为践行国际航空运输协会(IATA)到 2050年实现净零排放的承诺，需迈出重要一步，推动可持续航煤产量和需求量达到必需水平。预计到 2030 年，中国航空燃料消费总量将达到 6050 万吨，到 2050 年，这一数字预计达到 1.325 亿吨。如果中国航空业与IATA 的可持续航煤使用目标(5.2%)保持一致，预计到 2030 年，中国的可持续航煤需求量将达到 300 万吨/年，随着技术的进步和中国全面脱碳目标的推进，预计到 2050 年，中国的可持续航煤需求量将达到8600万吨/年。

4. 化工耦合绿氢

化工行业耦合绿氢可实现大规模工业降碳。有研究表明，如果仅考虑绿氢取代煤化工中变换工序制氢，原料煤中碳进入甲醇产品的比例可从目前 37.8%提高到 71.8%，如果再考虑二氧化碳转化成甲醇，按照李灿院士团队已实现每年千吨级绿色甲醇合成报道，甲醇选择性达到 98%，原料煤中碳几乎能全部转化到甲醇产品中，煤化工耦合绿氢绿电后有可能成为零碳行业。绿氢在化工行业驱动力来自现有替代及新增需求两部分，包括既有传统工艺流程的绿氢替代和新型化工生产的绿氢利用两种模式。由于化工项目工艺复杂、投资大且周期长，绿氢作为原料在化工生产中的大规模利用需要进行较多产线的升级改造，短期内成本较高且风险较大，因此短期内绿氢将主要在既有传统工艺流程中发挥对传统化石能源制氢的替代作用，并在条件相对成熟的少部分绿氢新型化工项目中逐步开展试点应用。新型化工路径采取的工艺技术不同于现有传统生产路径，已有项目进行改造的难度大，因而仅适用于新建项目。

图4.

化工行业氢能利用的两大模式

绿氢在我国石化工业应用已进入示范阶段。绿氢耦合现代煤化工前景可期。能耦合煤制烯烃工艺在流程上最大的不同就是部分或全部省去变换反应，让粗合成气直接进入净化过程，外界获取的纯氢与净化后的合成气按照氢碳比 2:1的要求进行混合，后续合成过程不变。

现代煤化工与绿氢耦合发展，符合能源发展趋势和国家产业政策、发展前景广阔。无论是单个大型风光发电的技术，还是单个大型电解水制氢、储、输氢技术都已经成熟，难点在于以低成本解决可再生电力不稳定性与用户平稳用氢需求的矛盾。如果考虑煤化工产业因绿氢替代带来的减物耗、减碳排、节能和提产等带来的合理利润分成收益，绿氢生产企业副产高纯氧的销售收入和配套光伏项目绿电销售收入，绿氢生产成本能进一步大幅降低到天然气制氢或高煤价制氢的生产成本，而这需要现代煤化工企业、电网企业、绿电绿氢生产企业深度合作，创造多方共赢的新型商业模式。

绿氢炼化是指在新能源安全可靠的基础上，石化工业在实现节能减排、绿色低碳发展的同时，用氢以绿电电解水制取的绿氢为主，用能以绿电和绿氢为主改造提升炼化工艺流程和生产装置，重塑炼化产业链、产品链、服务链和价值链生产更多绿色低碳石化产品，推动石化工业实现净零排放。绿氢炼化的减碳作用主要通过以下路径实现：一是氢气生产暂时以灰氢为主，以蓝氢作为过渡，最终以绿氢替代灰氢、蓝氢，如果绿氢技术发展较快、经济上可行，甚至可能绿直接替代灰氢，减少制氢环节碳排放。二是利用绿电和绿氢的能源属性，以绿和绿电替代炼化工艺用化石燃料,绿氢与绿电协同减少炼化生产用能环节的碳排放推动石化工业低碳化转型。三是依靠科技进步，对炼化工艺流程进行适应绿电、绿氢再造，实现节能降碳、绿色环保，未来短流程生产特色产品、低碳排放的总流程方案将成为炼化工艺主流。四是利用氢的物质属性，以绿氢为原料生产碳足迹更少的石化产品，特别是加强二氧化碳资源化利用，为石化工业提供碳中和解决方案。

传统合成氨工艺碳排放强度较高，绿氢代替灰氢合成氨，或者采用传统合成氨结合 CCS 技术，是我国零碳合成氨生产的重要技术路径。据IEA研究，通过有效利用风光资源，我国绿氢合成氨的成本可低至约 2870 元/吨，与煤制合成氨的约2380-2560 元/吨差距不大。绿氢的合成氨生产成本对绿氢成本的敏感性较高，而绿氢成本高度依赖于绿电价格。据相关研究机构分析，到 2050年，若不考虑碳价，在电价低于 0.13 元/kWh 时，绿氢合成氨的成本将低于煤制合成氨；若计入碳价，电价约为 0.24 元/kWh。

国内绿氨产业规模快速增长。假设 4500 万吨煤制合成氨的氢都来自绿氢，则需消耗 800 万吨绿氢，可减少 1.5 亿吨的 CO2排放，同时纯碱和尿素还可以消耗其他来源的高纯 CO2约 5000 万吨。当前，合成氨主要的下游市场是尿素、氮肥及化工原料等；未来，氨可作为载氢体，实现氢能的远距离运输，氨也可作为一种燃料，其热值相当于 18.9MJ/kg 的煤，作为火电厂的发电燃料和作为船舶的动力燃料。

甲醇是重要的化工产品，甲醇作为重要的氢衍生品，既可以实现氢的储运又能满足下游化工应用的需要。相较于氢，甲醇常温常压下即为液态，在零下 93摄氏度也不会结冰，安全等级和汽油相近，可以通过罐车、管道高效率的输送，可作为一种理想的氢载体。相同管径下，输入甲醇的总能量是天然气的 36 倍，目输送成本远低于气体输送。甲醇与氢的转化技术成熟。甲醇是含氢量高达 12.5%的液体，可以通过成熟的重整技术制成氢气。1L甲醇与水反应可以获得 143g氢气，比液氢(72g/L)产氢量还高。

国内甲醇制取碳排放整体较高。目前我国的甲醇产量近 7800万吨,其中 6200万吨来自煤炭，消耗约1亿吨标准煤，排放CO2近2亿吨，超一半的甲醇用于生产聚丙烯/聚乙烯(PP/PE)。假设 6200 万吨煤制甲醇的氢都来自绿氢，则需消耗 750 万吨绿氢，可减少 1.6 亿吨的 CO2排放。目前国内甲醇产业整体供过于求且各区域差异大，原料结构对煤炭的依赖度高，易受国外低成本甲醇的冲击。未来预计甲醇下游消费增长将以 MTO/MTP(甲醇制烯烃)、甲醇燃料等新兴下游带动，政策引导下优胜劣汰产能整合升级以提高竞争力。碳排放双控下，绿色甲醇有望成为甲醇新增产能突破口。

绿色甲醇已成为零碳甲醇最优解。绿氢加 CO,制绿色甲醇，或者煤制甲醇结合 CCS，是零碳甲醇生产的重要技术路径。尽管短期内煤制甲醇+CCS 更具经济性，但考虑碳排放管控下煤制甲醇新项目难以获批，采用绿氢制备的绿色甲醇将成为未来增加甲醇产能的突破口，且传统甲醇生产设施只需进行改造翻新即可用于制取绿色甲醇。绿色甲醇也称之为液态阳光，不仅把二氧化碳作为资源加以利用，还具备储能调峰功能，兼顾了经济发展和减碳目标。目前我国兰州已经建成了全球首套千吨级液态阳光合成的规模化示范工程，并于2020 年试车成功并完成成果鉴定。目前，利用氢和 CO,合成甲醇过程的能源转化效率仅有 75%左右。25%左右的氢化学能在合成过程中转变为 200-230℃的中低热能，而中低温热可以通过余热回收发电、系统集成等方式，实现能源的部分回收利用。

图5. 液态阳光转化原理图

但国际绿色甲醇标准严苛。根据国际可再生能源署IRENA 在 2021 年的《创新场景:可再生甲醇》报告指出，绿色甲醇需要原料来源全部符合可再生能源标准只有两种方式制取的甲醇才能称为“绿色甲醇”:一是生物质循环利用制甲醇(也称生物甲醇，Bio-methanol);二是绿电制绿氢再制甲醇(也称生物电子甲醇 Bio-e-methanol，或电子甲醇 E-methanol)，其中制甲醇的二氧化碳只能从生物质能或从空气捕集，即必须使用可再生二氧化碳。生物质甲醇将生物质原料进行预处理后，通过热解气化，产生含有一氧化碳、二氧化碳、氢气的合成气，再经过催化剂合成生物甲醇。当前，绿氢结合煤炭清洁化利用或者是利用从工业废气中捕集二氧化碳生产的甲醇只能叫做低碳甲醇。《欧盟可再生能源指令(REDI)》的补充条例中表示，考虑脱碳进程，在短期内，利用已计入欧盟排放交易体系，在工业中捕集获得的二氧化碳制备甲醇可以暂认为绿色甲醇，但全生命周期碳排放不超过 28.2gCO2/MJ。然而，根据 IEA 报告显示，即使用煤电厂捕捉的二氧化碳和可再生电力制氢生产的甲醇的碳排放也达到了 33.1gCO₂/MJ。

5. 氢冶金

在碳达峰、碳中和目标背景下，钢铁行业作为工业的支柱性产业，面临绿色低碳转型的巨大压力。氢冶金是钢铁生产实现低碳冶炼的革命性技术。氢气气基竖炉技术减排潜力在 50%-95%，是实现钢铁行业碳中和目标的关键途径之一。

气基竖炉是氢冶金减碳的重要技术路线。国内氢冶金技术路线主要分为两种：一是高炉喷吹焦炉煤气，二是氢气气基竖炉直接还原铁。氢冶金对绿氢需求将长期处于高位。氢冶金中氢供给主要有两种：焦炉煤气提纯氢和电解水制氢。

国内氢冶金技术加快突破。2023年，我国纯氢竖炉工程实现首次成功应用。中国钢研科技集团主研发和建设的纯氢多稳态竖炉示范工程在临沂市临港区正式运行，我国自主研发纯氢冶金技术实现从0到1的突破。该示范工程采用绿电制绿氢，使用 99.5%氢气作为还原气，钢铁产能为5万吨，100%采用国产设备，还原后的金属化球团在炉内直接用氢气冷却，热效率得到极大提高。截至 2024年1月初，项目顺利运行超过 200 小时，金属化率超过 93%，达到各项持续运行考核指标。产品可以进一步冶炼制备超洁净高纯铁或超纯铁，既可以作为高端特种材料和电磁材料制备的原料，也可以作为高端钢材制备的基材。

6. 分布式发电

氢能发电建设成本较低。根据中商产业研究院，氢能发电建设成本约 580 美元/W，较天然气发电建设成本低 25%以上。政策驱动与储能需求将助推氢储能加快发展。储能在发电侧、电网侧以及负荷侧的驱动因素不同。在发电侧其驱动力在于国家强制性新能源配套储能政策；在电网侧储能驱动力则是基于新能源比例提升后电力系统对调峰、调频等辅助服务的巨大需求；在负荷侧储能驱动力在于峰谷价差拉大套利空间、部分地区(例如:浙江、江苏、山东)分布式电源配储政策等。实现风光消纳并发展大规模长时储能，是实现绿色大电网稳定供电的关键，也是绿电外送的前提，氢储能就是其中的关键。我国大规模可再生能源利用中的根本性问题是西北和华北地区的大光伏和大风电的外运或消纳问题，当前可行方案分为两类，一是外送绿电，二是离网制氢。外送绿电需要风光发电与零碳、低碳的灵活电厂同步配置，通过特高压外输绿电，适用于西北和华北大光伏和大风电，由电力企业等作为主导方。离网制氢采用风光发电匹配电解水制氢，可实现氢能多场景应用，适用于大多数风电和光伏储能，从当前示范项目来看多由石化能源等企业主导。

图6. 电解水制氢联动能源基地与用能负荷协同发展

氢能可以作为终端能源应用于电力行业，通过氢燃料电池将化学能转化成电或者通过燃气轮机将化学能转化为动能。其中燃气轮机是将燃料的化学能转能，化为动能的内燃式动力机械，是发电和船舰领域的核心装备。较之于燃煤发电机组，燃气轮机具有发电效率高、污染物排放量低、建造周期短、占地面积小、耗水量少和运行调节灵活等优点。全球加快开展氢燃气轮机技术突破，氢燃气轮机路线符合我国实际需要。

氢储能仍面临一定的制约与挑战，主要体现为能量转换效率偏低，建设成本高，商业化应用的各个环节仍存在不少瓶颈：

1. 氢燃料电池可与氢储能形成耦合，规模化发展仍需时间。氢储能指以氢能作为媒介，实现“可再生能源发电-电解水制氢-氢燃料电池发电”的能量转换过程，将多余的电能通过电解水转化为氢气中的化学能得以储存。其中，电解水制氢效率达 60%-85%，燃料电池发电效率为 40%-60%，虽然单过程转换效率相对较高，但电-氢-电过程存在两次能量转换，整体效率会下降到 40%左右，需要结合下游应用，通过预热利用等方式提升综合能效。氢燃料电池与氢储能耦合可应对新能源消纳不足的问题，使可再生能源电力在不同时间和空间尺度上实现转移，但是整体效率略低。成本方面，抽水蓄能和压缩空气储能成本约为 7000元/kW，电化学储能成本约为 2000 元/kW，而氢储能系统成本约为 13000 元/kW。氢储能工艺流程较长，目前各环节的产业化程度还比较低，实现规模化发展仍需一定时间。

2. 用氢价格仍处高位，实现绿氢就地消纳仍需努力。从产业分布来看国内氢的产、用空间分布存在天然错配，可再生能源集中在西北、东北等地区而用氢场景大多集中在东南部地区，供需之间的错配造成了部分地区氢源紧张氢价高企。考虑到氢的长距离储运效率低、能耗损失大，因地制宜扩大氢供给在西北地区推动氢电耦合、氢化工等一体化项目落地，实现绿氢的大规模制取和就地消纳仍需各方努力。

3. 大规模储运技术有待突破，储运成本急需降低。当前，大规模储运技术还处于起步阶段，氢主要以气态、通过长管拖车为主，而长管拖车仍以20MPa的1、Ⅱ型瓶为主，单车运输氢气量 260-460 千克，储运成本高、效率较低。其他国家多采用 45MPa 纤维全缠绕高压氢瓶长管拖车，单车运可提至700千克:当前全球50MPa长管拖车也已实现技术突破,单次运氢量最大可达1000-1500kg从储氢密度、轻量化等角度出发，轻质I、I型瓶高压储运的优势更为明显，法国、日本、韩国等国家已实现I型瓶量产，我国在此方面仍需更多技术突破。此外，V型瓶中碳纤维复合材料成本占比较高，当前罐体材料已基本实现国产化，但高性能碳纤维材料、碳纤维缠绕工艺设备和高压瓶口阀仍依赖进口。除气态储运外，液化技术以及装备制造仍需突破，当前我国已实现 10 吨/天的液化规模，但距离美国 100 吨/天的氢液化工厂还有诸多攻坚工作要做。液氢储运密度高、纯度高氢液化规模的提升有望显著降低液氢成本，为氢的大规模储运创造有利条件。

4. 基础设施仍需升级，输氢管道布局急需顶层设计。当前，从实际运营情况来看，国内仍面临加氢站等基础设施不足，加排队时间太长的问题，仍需要加大投入，在用氢难的地区建设制氢加氢一体站。输管道方面，管道作为输氢的重要基础设施，目前国内输氢管道总长度仅为几百公里，管道建设主要依赖中石化等国有企业，缺乏顶层设计和区域规划。

5. 专项政策仍需出台，氢能多场景应用仍需专项政策激励。近年来，各地方积极出台氢能产业支持政策，政策体系不断完善。但截至目前，在多地仍参考危化品管理，为制氢加氢一体站建设、氢运输和应用都造成了一定的困难。行政审批方面，氢能项目的建设往往需要跨部门协同，各地主管单位不尽相同，如何更好协调不同部门之间的责权利关系，简化审批流程，仍对氢能项目的审批具有重要影响。此外，当前多地开展风光储氢一体化项目，由于上述项目往往需要匹配一定的网电，而电价是影响绿氢边际成本的最主要因素，因此出台专项支持政策，给予上述项目一定的电价优惠，也是绿氢产业大规模发展的重要议题。

工信部等六部门发布《关于推动能源电子产业发展的指导意见》，其中在氢能领域提出，应将促进新能源发展摆在更为重要的位置，积极、有序地发展光能、硅能、氢能和可再生能源，加速固态电池、钠离子电池、氢储能/燃料电池等新型电池的研发。在氢储能/燃料电池方面，要加快高效制氢技术研究，推进储氢材料、储氢容器和车载储氢系统等研发。加速甲醇、天然气等高效燃料电池的研发和推广应用。突破电堆、双极板、质子交换膜，催化剂，电极材料等燃料电池的关键技术。支持制氢、储氢、燃氢等系统集成技术的开发和应用。

大湾区氢能产业规模化发展的建议：

1. 借力海上风电破题绿氢供给难题。从调研情况来看，降低终端用氢成本是推动大湾区氢能产业规模化的先决条件，通过氢与可再生能源耦合，是扩大绿氢供给规模、降低绿氢价格最有效的路径。规模化开发海上风电是广东构建新型电力系统的核心抓手，“十四五”期间，广东计划新增建成阳江沙扒、汕尾甲子、汕头勒门等约 800 万千瓦海上风电项目;开工建设阳江青洲、汕尾红海湾、珠海高栏等约 1200 万千瓦海上风电项目。因此，遴选条件合适的海上风电项目就地制氢或就地制取甲醇、氨等氢衍生品，既可有效解决海上风电的电力输送和消纳问题，又能辐射大湾区形成绿氢的有效供给，降低终端用氢价格，提高现有用氢场景的可持续性。

2. 多措并举推动氢能降本增效。除海上风电外，广东省出台多项政策文件，通过生物质能制氢、氢储运基地建设等多种方式，扩大氢供给来源，节约储运成本，着力解决大湾区氢供需错配导致的价格高企问题。氢热电联供等部分合适场景，可以考虑打造风光储一体化平台，将分布式风光资源转化为氢，通过管道运输加氢站等方式，为氢能社区、氢能园区供能，在减少电网负荷的同时，推动分布式风光资源的就地消纳，真正意义上打造零碳园区、零碳社区。希望在这些措施助力下，通过各方努力降本增效，大湾区能尽早实现《行动计划》提出的，到示范期末年供氢能力超过 10 万吨，车用氢气终端售价降到 30 元/kg 以下的目标。

3. 优先支持国产核心零部件应用推广。历经几年的技术迭代，大湾区氢燃料电池系统、电解槽、氢储运装备等核心零部件，已基本摆脱进口依赖，初步实现国产化替代，并具备一定成本优势。当前，相比于进口产品，部分国产零部件关键性能指标还存在一定差距，需要集中力量攻关。建议在各示范场景优先适配国产氢能装备或零部件，推动国产零部件的关键性能指标进行实地测试与验证，扩大市场需求，加速科研成果转化，为氢能产业全面国产化提供支持。

4. 尽快补齐催化剂标准及规范短板。催化剂对于氢能产业的国产化进程至关重要。国产催化剂的成熟，往往需要更多的实践测试、更长的验证周期。面对催化剂国产替代难度更大的问题，建议尽快完善燃料电池催化剂和电解水制氢催化剂相关标准及检测规范，在标准层面明确催化剂一致性、耐久性等产品要求。国标、行标的尽快出台，对国产催化剂市场规范化发展具有不可替代的作用。

5. 加快推动氢能热电联供核心装备国产化替代。当前，氢能热电联供装备市场主要由国际市场主导，国内设备多以进口为主。大湾区企业已通过设立合资企业从装备进口转向技术引进。未来，建议加强氢能热电联供核心技术攻关，尽早突破自主知识产权瓶颈，依托领先企业、高校、科研院所，尽快掌握氢能热电联供核心科技，依靠国内制造业优势补齐装备制造短板，摆脱进口依赖。

6. 逐步扩大氢能终端应用场景。除氢燃料电池汽车外，在储能、石油炼制、化工、热电联供等领域的深度应用也为产业全面扩容创造了条件。广东省已着力开展多项试点工作，包括但不限于推动可再生能源与氢储能耦合发展，推动新型储氢技术与传统煤化工、石油化工产业链耦合发展，推动绿氢、绿色甲醇等清洁燃料在重载交通运输和船舶领域示范应用等。建议进一步扩大应用场景，以氢能小镇、氢能园区为先导，加快落地各项氢能示范项目。伴随着终端应用的不断升级，大湾区氢能产业加快降本增效前景可期。