8.氢能源行业调研

氢能源行业专题研究陈宝照行业描述，产业概述未来十年将是应对气候变化的关键时期。根据《巴黎协定》设定的1.5℃温控和净零排放目标，截止2030年前，全球目前每年约12%的脱碳速度，需要提高五倍方可实现。打造低碳氢经济可以加速能源行业转型，在整个节能减排过程中发挥至关重要作用。由于氢可以代替碳氢化合物，特别是在难以实现减排目标的场景和领域中得到应用，公众将氢视为通向未来绿色能源的钥匙：氢分子可用于储能，接收可再生能源产生的间歇性能流；在无法电气化或电气化成本效益不高的情况下，氢气可作燃料使用；在发电和需要高温的工业加工领域（例如炼钢），氢气还可用作进料。然而如何实现氢这种绿色能源的巨大潜力呢？尽管目前氢技术发展已较为成熟（燃料电池曾帮助人类首次登月），但整个氢行业和供应链仍处于发展起步阶段。建立低碳氢经济仍有很长的路要走，其中包括推动终端行业的应用、效仿天然气领域建立氢气全球贸易市场等，政府也需要通过强有力的监管体系提供支持，以实现低碳氢经济的目标。氢能是公认的清洁能源，作为低碳和零碳能源正在脱颖而出。21世纪，我国和美国、日本、加拿大、欧盟等都制定了氢能发展规划，并且我国已在氢能领域取得了多方面的进展，在不久的将来有望成为氢能技术和应用领先的国家之一，也被国际公认为最有可能率先实现氢燃料电池和氢能汽车产业化的国家。当今世界开发新能源迫在眉睫，原因是所用的能源如石油、天然气、煤，石油气均属不可再生资源，地球上存量有限，而人类生存又时刻离不开能源，所以必须寻找新的能源。随着化石燃料耗量的日益增加，其储量日益减少，终有一天这些资源、能源将要枯竭，这就迫切需要寻找一种不依赖化石燃料的储量丰富的新的含能体能源。氢正是这样的二次能源。氢位于元素周期表之首，原子序数为1，常温常压下为气态，超低温高压下为液态。作为一种理想的新的含能体能源，它具有以下特点：1、重量最轻：标准状态下，密度为0.0899g/L，-252.7℃时，可成为液体，若将压力增大到数百个大气压，液氢可变为金属氢。2、导热性最好：比大多数气体的导热系数高出10倍。3、储量丰富：据估计它构成了宇宙质量的75%，它主要以化合物的形态贮存于水中，而水是地球上最广泛的物质。据推算，如把海水中的氢全部提取出来，它所产生的总热量比地球上所有化石燃料放出的热量还大9000倍。4、回收利用：利用氢能源的汽车排出的废物只是水，所以可以再次分解氢，再次回收利用。5、理想的发热值：除核燃料外氢的发热值是所有化石燃料、化工燃料和生物燃料中最高的，为142351kJ/kg，是汽油发热值的3倍。6、燃烧性能好：点燃快，与空气混合时有广泛的可燃范围，而且燃点高，燃烧速度快。7、环保：与其他燃料相比氢燃烧时最清洁，除生成水和少量氮化氢外不会产生诸如一氧化碳、二氧化碳、碳氢化合物、铅化物和粉尘颗粒等对环境有害的污染物质，少量的氨气经过适当处理也不会污染环境，氢取代化石燃料能最大限度地减弱温室效应。8、利用形式多：既可以通过燃烧产生热能，在热力发动机中产生机械功，又可以作为能源材料用于燃料电池，或转换成固态氢用作结构材料。9、多种形态：以气态、液态或固态的金属氢化物出现，能适应贮运及各种应用环境的不同要求。10、耗损少：可以取消远距离高压输电，代以远近距离管道输氢，安全性相对提高，能源无效损耗减小。11、利用率高：氢取消了内燃机噪声源和能源污染隐患，利用率高。12、运输方便：氢可以减轻燃料自重，可以增加运载工具有效载荷，这样可以降低运输成本从全程效益考虑社会总效益优于其他能源。2.产业特点，国内、国际产业规模1.国际氢能形势氢能已经成为当前国际议程的新焦点：据中国氢能联盟研究院统计，占全球GDP44%的20多个国家中，有9个国家已经制定了完整的国家级氢能战略，有11个国家正在制定国家级氢能战略。除此之外，另有占全球GDP38%的14个国家尽管尚未出台氢能发展战略，但是已经在支持氢能试点和示范项目，还有17个国家的政府和/或利益相关者正在就氢能进行首次讨论。2.中国氢能发展现状中国作为世界第一大产氢国，氢能产业正在迅速发展，2019年两会期间氢能及燃料电池首次被写入政府工作报告中，2021年氢能被正式写入“十四五”规划中，中央政府及地方地方各级政府推广氢能的政策密集出台，补贴力度进一步加大，截至2021年底，全国范围内省及直辖市级的氢能产业规划超过10个，地级市及区县级的氢能专项规划超过30个。预期在未来，氢能在我国将会有巨大的发展空间。在北京冬奥会中，氢能发挥了“科技名片”的作用，向全世界展示了中国在氢能领域的发展成果。北京冬奥会的奥运火炬燃料全部采用氢能，在开幕式上将点燃冬奥赛场的氢能主火炬。此外，北京冬奥会将示范运营1000多辆氢燃料电池车和30多个加氢站。冬奥会和冬残奥会期间，延庆赛区和张家口赛区将有700余辆氢燃料大巴车投入使用，场馆之间提供接驳服务的车辆将全部采用氢燃料电池客车，包含大巴车、中巴车等多个车型，为赛事提供交通保障服务。3.“双碳”目标下，氢能迎来新的机遇2020年9月，中国明确提出了2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”的目标。目前，中国每年的二氧化碳排放量达100亿吨以上，位于全球第一位，高于第二、三、四位国家碳排放量的总和。据统计，我国二氧化碳的主要排放来源，第一是工业领域，即终端用能和生产过程用能领域，年排放量在50亿吨以上；其次是发电领域，年排放量在40亿吨以上；建筑领域和交通领域，年排放量都在10亿吨左右。随着工业生产的进一步发展，预计2030年中国二氧化碳排放量将在130亿吨以上。实现“双碳”目标，主要有两条路径：一是转变终端用能的生产工艺，从技术上、源头上减少甚至消除二氧化碳的排放；二是大幅提高可再生能源在一次能源中的占比。氢能作为完全零碳排放的清洁能源，将承担这一历史使命，氢能可以帮助人类脱碳、固碳，甚至实现负碳。对于终端用能来说，可以把氢能作为主要能源，通过氢电互补体系实现工业用能领域二氧化碳排放量的减少甚至消除。在交通等方面，以氢能代替柴油、汽油等能源，也可以实现碳减排。产业分布地区，集中地区；龙头企业、代表性企业案例等上游环节，氢气制取领域代表企业包括中国石化、中国石油、国家能源集团、宝武集团、河钢集团、华昌化工、中国旭阳集团等;氢气纯化领域代表企业包括创元科技、昊华科技、杭氧股份等;氢气液化领域代表企业包括深冷股份、中泰股份等。中游环节，气态储运领域代表企业包括中集安瑞科、中材科技、*ST京城、天沃科技、亚普股份、巨化集团、斯林达、富瑞氢能、天海工业等;液态储运领域代表企业包括富瑞特装、航天晨光、四川空分、中科富海等;固态储运领域代表企业包括有研集团等;有机液氢储运领域代表企业包括武汉氢阳。下游环节，加氢站建设领域代表企业包括中国石化、中国石油、舜华新能源、氢枫能源、国家能源集团、河钢集团、金通灵、科融环境、安泰科技、厚普股份等;压缩机领域代表企业包括开山股份、冰轮环境、雪人股份等;氢燃料电池车领域代表企业包括上汽集团、福田汽车、中通客车、上汽集团、宇通客车、重塑能源、亿华通、捷氢科技、潍柴动力、清能股份等。上下游关联产业，关联产业的规模和特点1.氢能产业链划分根据所处的产业链环节，可以将氢能产业链划分为由氢制取，氢储运，氢加注组成的上游，由燃料电池系统及电堆组成的中游和由氢燃料电池汽车的下游。2.上游·氢的制取发展现状氢气的制取主要有三种主流的技术路线：以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重整制氢（灰氢），以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产物提纯制氢（蓝氢）；以电解水制氢为代表的可再生能源制氢（绿氢）。未来可能发展的制氢技术路线还包括热化学制氢、光催化制氢、光电化学制氢、太阳能直接制氢技术等。灰氢成本低、碳排放量高，是世界主要制氢来源。蓝氢成本较低、碳排放量低，产量有限。绿氢能源转化率低、成本高，随着电力成本下降，是未来制氢的主流技术。目前全球制氢结构以天然气制氢为主，灰氢和蓝氢所占比例在95%以上，其余为绿氢。中国作为世界第一大产氢国，具有发展氢能产业的良好基础，近年来中国氢气产量呈逐年增长趋势，2020年氢气产量达2050万吨，同比增长1.49%，中国制氢结构以煤制氢为主，约占62%左右，基本为灰氢和蓝氢，绿氢仅占1%左右。渗透率空间：2060年需求量由目前的3000万吨增至1.3亿吨，终端能源消费占比达20%随着我国氢能产业加速发展，氢气的应用将会越来越广泛，在此背景下，我国氢气需求与产量预期将会持续增长。2017年中国氢气产量为1915万吨，2018年氢气产量为2100万吨，增加185万吨。中商产业研究院预测，2021年我国氢气产量将超2600万吨。根据中国氢能联盟测算，在2060年碳中和目标下，到2030年，我国氢气的年需求量将达到3715万吨，在终端能源消费中占比约为5%。到2060年，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中的占比约为20%。其中，工业领域用氢占比仍然最大，占总需求量的60%，其次分别为交通运输领域、新工业原料、工业燃料等。不同制氢路线对比从各制氢技术路线的特点来看，传统制氢工业中以煤、天然气等化石燃料为原料，制氢过程排放大量CO2，并且制得的氢气中含有的硫、磷等杂质会危害燃料电池，因此对提纯技术有着较高的要求。焦炉煤气、氯碱尾气等工业副产制氢，能够避免尾气中的氢气浪费，实现氢气的高效利用，但因其分散制氢的特点，长远看无法作为大规模集中化的氢能供应来源；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。2.1.煤制氢：适合大规模集中制氢，不满足低碳化发展现状煤制氢的主要技术路线是煤的气化，是指煤在高温常压或加压下，与气化剂反应转化成气体产物，气化剂为水蒸气或氧气（空气），气体产物中含有氢气等成分，其含量随不同气化方法而异，利用变压吸附(PSA)技术可将其提纯到燃料电池用氢要求。传统的煤制氢过程会排放大量的二氧化碳，不符合低碳化要求，并且制取的氢气中还有硫磷等吸附性杂质，检测难度较高。渗透率驱动因素：大规模集中制氢降低成本，超临界水煤气化技术煤制氢需要使用大型气化设备，前期设备投资成本较高，单位投资成本在1~1.7万元/(3Nmh/)，因此只有通过大规模集中制氢才能降低生产成本；此外，煤制氢成本还受煤炭价格影响，在煤炭价格为200~1000元/吨时，煤制氢成本约为6.77~12.14元/kg；因此煤制氢只适合中央工厂集中制氢，不适合分布式制氢。传统的煤制氢采用固定床、流化床、气流床等工艺，合成气体中一氧化碳，二氧化碳等体积分数高达45~70%。新型的煤制氢技术以超临界水煤气化技术为代表，利用超临界水（温度374℃，压力22.1MPa）作为均相反应媒介，具有氢气组分高，气化效率高，污染少等优点，但是目前尚未实现产业化。2.2.天然气制氢：天然气资源有限且工艺复杂，经济性低天然气制氢以蒸汽重整制氢（SMR）技术应用最为广泛，发展最为成熟。天然气制氢的成本主要由天然气价格决定，天然气原料成本占比高达70-90%。为了防止重整催化剂中毒，天然气制氢的生产过程需要将原料气的硫含量降至1ppm以下，因此制得氢气的杂质浓度相对较低。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。2.3.工业副产制氢：适合分布式制氢，供应潜力巨大发展现状工业副产制氢是指在生产化工产品的同时得到副产品氢气，主要有焦炉煤气，氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等不同技术路线：（1）焦炉煤气：焦炭是中国炼钢行业的主要原材料，煤焦化过程中每1吨焦炭可产生约4003Nm的焦炉煤气，其中氢气含量约44%，氢气中有40%-50%供焦炉自身加热，有一小部分作为合成氨与合成甲醇的原料，剩下的约39%几乎全部放空。若这部分放空量被回收利用，按2018年焦炭产量计算，则理论上全国焦化行业可以提供约271万吨副产氢。焦炉煤气制氢综合成本约为0.83~1.33元/3Nm。（2）氯碱化工：氯碱化工行业的离子膜烧碱装置每生产1吨烧碱可副产2803Nm氢气，目前大型氯碱装置多数已经配套盐酸和聚氯乙烯装置，以平衡氯气并回收利用副产氢气，但是副产氢气中仅有60%左右得到回收用以生产盐酸、氯乙烯单体和双氧水等，其余氢气大部分都被用作锅炉燃料或者直接放空，因此40%左右的氯碱副产氢被低水平利用或直接浪费。理论上2018年全国氯碱行业可以提供33万吨副产氢气用来供应氢能需求。单个氯碱化工企业可利用放空副产氢量较小，且产能比较分散，但其比较接近氢能应用下游市场，氯碱工业副产氢更适合用于短距离、小规模的分布式氢源供应。氯碱化工的副产氢纯度一般在99.99%以上，CO含量较低且不含有机硫和无机硫，但是含有微量的氯和少量氧，对燃料电池有毒害作用，使膜电极导电率降低，影响发电效率，且易造成管道、设备腐蚀发生安全事故。氯碱化工的副产氢还含有惰性气体氮、氨等杂质，长时间使用将造成燃料电池惰性气体累积，对燃料电池发电效率有一定影响。氯碱化工制氢的生产成本约1.1~1.4元/3Nm，提纯成本约为0.1~0.4元/3Nm，综合成本约为1.2~1.8元/3Nm。（3）丙烷脱氢：丙烷脱氢制丙烯装置（PDH）对原料丙烷的纯度要求非常高，由于国内的丙烷基本为炼油副产品，纯度难以满足要求，因此国内建设的丙烷脱氢制丙烯装置（PDH）通常采用进口的高纯度液化丙烷。据统计，2014~2017年，中国80%~95%的丙烷进口量来自中东和北美地区。截至2020年，国内在运行以及在建的丙烷脱氢项目的氢气供应潜力达30万吨/年，预期到2023年，丙烷脱氢的副产氢规模可达44.54万吨/年。丙烷脱氢制取的粗氢纯度可达99.8%，通过进一步的变压吸附（PSA）提纯后可达99.999%，其中氧气，水，一氧化碳和二氧化碳的含量基本满足了燃料电池用氢的标准要求，仅有硫含量超标。丙烷脱氢制氢的生产成本约1.0~1.3元/3Nm，提纯成本约为0.25~0.5元/3Nm，综合成本约为1.25~1.8元/3Nm。（4）乙烷裂解：乙烷裂解目前的国内项目基本处于在建或在规划的状态，暂未释放氢气供应的潜力。乙烷裂解制乙烯工艺的优势包括项目投资低，原料成本低，乙烯回收率高，乙烯纯度高等。用乙烷裂解生产乙烯，每生产1吨乙烯大约产生107.25kg氢气，乙烷裂解产生的氢气纯度为95%以上，采取PSA提纯后可以满足燃料电池的用氢标准。乙烷裂解制氢的生产成本约1.1~1.3元/3Nm，提纯成本约为0.25~0.5元/3Nm，综合成本约为1.35~1.8元/3Nm。（5）合成氨与合成甲醇：合成氨与合成甲醇是传统的煤化工产品，目前我国氢气消耗结构中的50%用于合成氨与合成甲醇。合成氨与合成甲醇的生产过程中会有合成放空气及驰放气排出，其中氢气含量在18%~55%之间，合成氨与合成甲醇的企业可以通过回收利用现有合成放空气及驰放气，调整下游产品结构等途径实现氢气的外供。按照2018年合成氨与合成甲醇的产量，全国的放空气驰放气回收利用的副产氢供应潜力达到118万吨。合成氨与合成甲醇制氢的生产成本约0.8~1.5元/3Nm，提纯成本约为0.5元/3Nm，综合成本约为1.3~2元/3Nm。渗透率空间：丙烷脱氢和乙烷裂解产能提升工业副产氢是我国氢能发展初期的重要过渡性氢气来源，基于环保限产，提纯成本以及可获得性等方面的考虑，应当重点利用丙烷脱氢和乙烷裂解的工业副产氢，预期未来产能有所提升；焦炭和氯碱行业属于过剩产能行业，面临淘汰落后产能的问题，预期未来产能维持平稳。渗透率提升驱动因素（1）采取生产企业直接供应副产氢的模式：销售公司的供应模式容易造成销售公司为追求利润最大化随意更换副产氢生产厂家，导致氢源质量不稳定的问题。由生产企业直接供应副产氢能够保证供应质量与数量的稳定，并有助于副产氢生产企业的长期战略调整。（2）将分散的副产氢集中提纯处理，减小单位氢气的提纯成本。不断优化氢气分离装置工艺，减少氢气分离装置建设成本。（3）建立副产氢生产企业与下游储运行业与加氢站的联动机制，提供低成本、稳定的氢源，是氢能产业发展初期的理想供应源。在加氢站的选址时充分考虑周边工业副产氢源的分布情况，制定最佳的运输路径，最大化的减少运输成本等。（4）完善氢燃料检测标准，建立第三方氢燃料检测中心，健全氢能管理体制。2.4.电解水制氢发展现状以煤、天然气等化石燃料为原料的传统煤制氢技术路线在制氢过程中会排放大量的CO2，并且制得的氢气中含有的硫、磷等杂质会对燃料电池系统组件造成腐蚀，因此对提纯技术有着较高的要求。相比之下，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。目前国内电解水制氢主要有碱性电解，质子交换膜（PEM）电解和固体氧化物（SOEC）电解三条技术路线：（1）碱性电解技术已实现大规模工业应用，国内关键设备主要性能指标接近国际先进水平，设备成本较低，单槽电解制氢产量较大，适用于电网电解制氢。（2）PEM电解技术在技术成熟度、装置规模、使用寿命、经济性等方面与国际先进水平差距较大，在国外已有通过多模块集成实现百兆瓦级PEM电解水制氢系统应用的项目案例。PEM电解技术运行灵活性，反应效率较高，能够以最低功率保持待机模式，因此与波动性和随机性较大的风电和光伏具有良好的匹配性。（3）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。渗透率空间：2050年电解水制氢达70%，电解槽系统市场规模破7000亿根据相关研究，中国氢能需求到2030年将超过3500万吨，到2050年将接近6000万吨，可再生能源电解水制氢将逐步作为中国氢能供应的主体，在氢能供给结构的占比将在2040、2050年分别达到45%、70%。中国电解水制氢的生产环节中，电解设备将是千亿级的市场。随着氢能供需量的提升，制氢系统装机规模将大幅提高，规模经济将有效降低单位投资,设备折旧在成本中的比例降低，因此可以通过减少设备的满负荷利用小时数以降低平均用电成本，从而降低制氢成本，促进氢燃料电池应用的经济性。至2050年，中国电解槽系统的装机量达到500GW,预期市场规模将会突破7000亿。渗透率提升驱动因素：可再生能源发电成本大幅下降，电解槽技术革新与国产化电解水制氢成本主要包括电力成本和设备成本两部分，其中，电力成本占比最大，一般为40~80%。设备成本中电解槽成本占比约40~50%，系统辅机占比约50~60%。对比碱性制氢和PEM制氢两种已经商业化的制氢技术，碱性电解制氢成本更低：在两种电解水制氢路线中，电解槽成本分别占制氢系统设备成本的50%和60%；假设年均全负荷运行时间为7500小时，使用电价为0.3元/kWh,则碱性电解与PEM电解的制氢成本分别约为21.6元/kg和31.7元/kg，其中电费成本是电解水制氢成本构成的主要部分，占比分别为86%和53%。碱性电解与PEM电解制氢的成本存在差异的原因有两点：一是商业化发展阶段不同，碱性电解槽基本实现国产化，设备成本为2000~3000元/kW；PEM电解槽由于关键材料与技术仍需依赖进口，设备成本为7000-12000元/kW；二是制氢规模不同，国内碱性电解槽单槽产能已达到10003Nmh/,国内已有兆瓦级制氢应用；PEM电解槽单槽制氢规模约2003Nmh/,但国内还未有大规模制氢应用的案例，规模化使得碱性电解在设备折旧，土建折旧，运维成本上低于PEM电解。电解水制氢的规模在中国仍处于兆瓦级，尚未发挥规模效应。目前电价很难达到0.3元/kWh的价格，即当前电解水制氢尚未体现经济性。通过可再生能源发电电解水制氢是未来制氢的发展方向，也是实现绿氢的最好途径。目前通过可再生能源发电电解水制氢主要面临成本高的问题：一方面，光伏、风电等可再生能源发电成本较高；另一方面，电解槽的能耗和初始投资成本较高，规模较小。随着可再生能源发电成本下降，电解槽能耗和投资成本下降以及碳税等政策的引导，电解水制氢的经济性将会不断提高。5-10年内，电解水制氢成本将降至20元/kg以内，具备极高经济性，推动渗透率显著提升，驱动因素主要来自两方面：（1）光伏、风电等可再生能源发电成本的大幅下降。未来可再生能源将成为一次能源消费中的主体，到2050年，可再生能源在一次能源需求中的占比预计将达到61%,其中风电和光伏在可再生能源中的合计占比将超过70%。可再生能源电价将大幅下降，到2025年可降至0.3元/kWh,到2035年可降至0.2元/kWh。（2）电解槽设备成本随着技术进步和规模化将在2030年前下降60%-80%,电解水制氢系统的耗电量和运维成本降低。电解槽是利用可再生能源生产绿氢的关键设备。其技术路线、性能水平、成本的发展是影响绿氢市场趋势的重要因素。PEM电解水和碱性电解水技术目前已商业化推广，未来具备较强的商业价值。目前来看，碱性电解槽成本较低，经济性较好，市场份额较PEM电解槽高一些。不过随着燃料电池技术的不断成熟，质子交换膜国产化的不断加速突破，长期来看，PEM电解槽的成本和市场份额将逐渐提高，与碱性电解槽接近持平，并根据各自与可再生能源电力系统的适配性应用在光伏、风电领域。2.上游·氢的储运2.1.氢的储存：普遍采用高压气态储氢发展现状根据氢的物理特性与储存行为特点，可将储氢方式分为：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。压缩气态储氢以其初始投资成本低，匹配当前氢能产业发展，技术难度低等优势在国内外得到广泛应用。低温液态储氢在国内主要应用于航空领域，民用领域有待进一步推广。液氨/甲醇储氢和吸附储氢在国内尚处于实验室阶段。中国的氢储存技术尚未完全解决能效性、安全性等问题，目前普遍采用高压气态储氢方式，存在储氢密度低、压缩能耗高，储氢罐材料成本较高等缺点。2.1.氢的运输：现阶段以高压气氢拖车为主，液氢槽车是未来发展方向发展现状氢的运输按形态主要可以分为三种：气态运输、液态运输和固体运输；按运输方式可以分为三种：即陆运、海运和管网运输。目前，气态运输和液态运输是主流的运氢方式，高压气态氢运输主要有长管拖车和管道运输两种方式。全球范围内，韩国主要采用了“高压气态+管道”的运输方式，日本正探索通过液氢船将澳大利亚褐煤制氢气通过海运运回国。由于与远距离（1500公里以上）输电相比，直接输氢更具经济性，全球范围内输氢管道长度有限，不到4500公里。其中，美国和欧洲分别有2500公里和1569公里，我国目前仅有100公里。现阶段中国氢的运输方式以20MPa高压气氢拖车为主，在加氢站日需求量500kg以下以及短距离运输的情况下，气氢拖车节省了液化成本与管道建设的前期投资成本。在用氢规模较大，长距离运输的情况下，采用液态槽车和管道气氢的运输方式可以满足高效经济的要求，液态槽车运氢在大规模长距离运氢上相较于20MPa高压气氢拖车储运有着显著的成本优势，随着氢能产业的发展，液态运氢是大规模长距离运氢的方向之一。目前我国在液氢产业链各环节包括氢液化装置、储罐、罐车和加注系统等均已基本具备自主国产化的技术和产品。渗透率提升驱动因素：液氢技术水平的进步液氢工艺技术水平的提升将会驱动液氢渗透率在未来的进一步提升，在解决氢液化系统效率低、投资大的主要问题以及相关法规标准体系建设完善后，国内液氢的生产与运输将实现民用化，液氢的生产与储运成本将会快速下降，以满足大规模的液氢生产需求。3.上游·氢的加注发展现状：加氢站建设技术成熟，国产化程度高根据氢气的存储方式可以把加氢站分为高压气氢站和液氢站。相比气氢储运加氢站，液氢储运加氢站占地面积更小、存储量更大、成本更低，但是建设难度也相对更高，适合满足大规模加氢需求。中国的加氢站建设技术趋于成熟，实现了国产化。在加氢站技术方面，中国的35MPa加氢站技术已经趋于成熟，在加氢站的设计、建设以及三大关键设备：45MPa大容积储氢罐、35MPa加氢机和45MPa隔膜式压缩机全部实现国产化。目前，中国已经开始主攻70MPa加氢站技术，2016年中国首座利用风光互补发电制氢的70MPa加氢站(同济-新源加氢站)在大连建成，集成了可再生能源现场制氢技术、90MPa超高压氢气压缩和存储技术、70MPa加注技术以及70MPa加氢站集成技术。中国加氢站成本较高，其中设备成本约占70%。中国氢能联盟数据显示，建设一座日加氢能力500公斤，加注压力为35MPa的加氢站投资成本达1200万元（不含土地费用），约相当于传统加油站的3倍。考虑设备维护、运营、人工、税收等费用折合加注成本约13-18元/公斤。截至2021年上半年，中国累计建成141座加氢站(不含3座已拆除加氢站)，从加氢站建设参与主体来看，中国加氢站建设前期以行业标杆企业为主，随着近年氢能行业发展逐渐加快，加氢站建设参与主体呈现多样化发展，氢能产业各环节的企业都有参与加氢站建设的案例，包括上游的能源、化工和气体公司以及专业的加氢站建设运营商和设备供应商，中游的燃料电池电堆和系统企业，下游的整车企业和车辆运营企业。大型能源化工企业大都是从2018年开始有实质性动作，凭借自身强大的资源背景，参与加氢站建设的进程明显快于其他参与者。渗透率空间：2050年加氢站数量达到1.2万座，市场规模达到千亿元中国加氢站将于2050年达到1.2万座,随着加氢设备的国产化与规模化生产，加氢站建设成本将大幅下降，至2050年，单座加氢站的平均建设成本将下降到800万元（不含土地成本）。中国未来加氢基础设施的市场规模在2030-2050年间将突破千亿规模，于2050年达到千亿元的市场规模。渗透率提升驱动因素一：政策补贴2014年起，财政部、科技部、工信部和国家发改委等部门相继出台了一系列相关政策推动加氢站行业的发展。在氢能发展初期，尤其是2020-2030十年期间，加氢站市场规模较小，单纯依靠市场资本，加氢站建设与运营的盈利空间较小，政府补贴将起到很大的激励作用，预期中国政府将会进一步加大对加氢站的补贴。渗透率提升驱动因素二：技术进步及规模效应导致加氢站成本下降加氢站成本下降的空间主要取决于于加氢站设备成本的下降以及对加氢站系统设备进行优化配置和选型包括采用站内制氢方式，集中在固定时间段进行加氢、加氢站用设备的国产化等方面。在技术进步及规模效应下，压缩机、储氢罐等设备的单位投资成本将大幅下降。4.中游·燃料电池氢燃料电池的工作方式是通过化学反应产生电能来推动汽车，而内燃机车则是通过燃烧产生热能来推动汽车。使用氢燃料电池，汽车的工作过程不涉及燃烧，因此无机械损耗及腐蚀，氢燃料电池所产生的电能可以直接被用在推动汽车的四轮上，从而省略了机械传动装置。各发达国家的研究者都已强烈意识到氢燃料电池将结束内燃机时代这一必然趋势。使用氢燃料电池发电，是将燃料的化学能直接转换为电能，不需要进行燃烧，能量转换率为60%～80%，污染少、噪声小，装置可大可小，灵活高效。氢燃料电池主要由电堆和系统部件（空压机、增湿器、氢循环泵、氢瓶）组成：电堆是整个电池系统的核心，包括由膜电极、双极板构成的各电池单元以及集流板、端板、密封圈等。膜电极的关键材料是质子交换膜、催化剂、气体扩散层，这些部件及材料的耐久性（与其他性能）决定了电堆的使用寿命和工况适应性。近年来，氢燃料电池技术研究集中在电堆、双极板、控制技术等方面。4.1.燃料电池系统发展现状燃料电池系统包括氢气供给循环系统、空气供给系统、水热管理系统、电控系统和数据采集系统。商用车用燃料电池发动机和乘用车用燃料电池发动机是主流燃料电池系统。商用车用燃料电池发动机前沿技术指标如下：额定功率100kW，冷启动温度零下40°C,寿命20000小时以上，功率密度0.6kW/L。国内商用车用燃料电池发动机的额定功率有逐步向大功率发展的趋势，工信部发布的《新能源汽车推广应用推荐车型目录》中，氢燃料电池商用车系统功率基本在40~100kW,目前由大同氢雄研发的130kW大功率燃料电池发动机已经进入量产程序。4.2.电堆发展现状电堆是氢燃料电池的核心部件，是氢气与氧气发生化学反应产生电能的场所。电堆由膜电极和双极板两大部分组成，膜电极的构成包括催化剂、质子交换膜和碳布/碳纸。全球范围内氢燃料电池电堆技术领先的企业是日本的丰田和本田两家公司，生产的电堆峰值功率在110kW左右，电堆比功率为3.1kW/L，乘用车用电堆寿命为5000h，商用车用电堆寿命为10000h，最高效率在65%以上。目前国内氢燃料电池电堆类型有石墨板电堆、复合板电堆、金属板电堆，电堆供应商主要有捷氢、新源动力等，其中捷氢于2020年8月发布的燃料电池金属板电堆，功率密度达到3.8kW/L，双极板和膜电极均已实现100%自主化与国产化，可在-30℃低温环境下实现30s无辅热自启动，完成6000h实车工况的耐久性测试。渗透率空间2020年我国车用燃料电池电堆出货量为320MW，同比增长77.8%。预计到2022年，我国车用燃料电池电堆出货量将达到506MW。5.下游·氢氢燃料电池汽车发展现状氢燃料电池汽车的交通领域的应用主要有氢燃料电池物流车，氢燃料电池客车，氢燃料电池重卡和氢燃料电池乘用车。目前氢燃料电池汽车在我国的应用主要集中在客车，物流车和客车等商用车领域，乘用车尚未实现商业化。根据新能源汽车国家监测与管理平台的统计数据，截至2019年底，国内已接入平台的氢燃料电池物流车占比为60.5%,氢燃料电池客车占比为9.4%,氢燃料电池乘用车只用于租赁，占比仅为0.1%。2016至2019年，中国氢燃料电池汽车销量及保有量均实现大幅增长，分别由2016年的629辆和639辆上升至2019年的2737辆和6175辆，年复合增长率分别为63%和114%；2020年因受疫情等因素影响，中国氢燃料电池汽车的销量大幅下降，仅为1177辆，同比下降57%，2021年氢燃料电池汽车销量为2000辆。5.招引方向，招引方式燃料电池是较为常见的终端应用，交通领域优先发展政策招引“十三五”以来的氢能政策：地方政策配套国家政策持续加码，政府补贴发力国家级氢能政策“十三五”期间，氢能与燃料电池开始快速发展，2016年以来中国政府相继发布了《能源技术革命创新行动计划（2016～2030年）》、《节能与新能源汽车产业发展规划（2012～2020年）》、《中国制造2025》等顶层规划；2019年两会期间，氢能首次被写入政府工作报告；2020年4月，氢能被写入《中华人民共和国能源法》（征求意见稿）；2020年9月，五部委联合发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，采取“以奖代补”方式，对入围示范的城市群，按照其目标完成情况核定并拨付奖励资金，鼓励并引导氢能及燃料电池技术研发；2021年3月，氢能正式被纳入“十四五”规划纲要草案。截至2021年，我国政府累计支持氢能及燃料电池研发经费超过20亿元。地方级氢能政策根据《“十四五”规划纲要和2035远景目标纲要》，“十四五”期间，我国将实施氢能产业孵化与加速计划，谋划布局一批氢能产业。目前，我国各省市大量氢能相关政策主要以新能源汽车政策与环保政策的形式发布，北京、天津、山东、四川等地正在或已经制定氢能产业专项政策和规划。截至2021年底，全国已有16个省市制定了氢能发展规划：北京、山东、河北、天津、四川、浙江和宁夏等省市发布了氢能相关专项政策或规划，明确了氢能产业的发展目标；其余省市则通过氢燃料汽车等相关政策规划发布氢能产业建设目标。3.中国未来氢能发展方向与战略目标：供应体系与应用体系同步发展中国氢能联盟的测算，到2030年，中国氢气需求将有目前的2000多万吨达到3,500万吨，在终端能源体系中占比由不到3%提升至5%；到2050年，氢能将在中国终端能源体系中占比至少达到10%，氢气需求接近6,000万吨，产业链年产值约12万亿元。氢能供应体系目标：建立绿色、经济、高效、便捷的氢能供应体系中国将力争在氢制取，氢储运和氢加注各环节上逐渐突破，通过上游产业链制氢、储运、加氢各环节的整合降低氢气的终端价格，寻找更绿色经济的氢气来源、采用更高效的氢气制取方式和更安全的氢气运输方式。长期来看，随着用氢需求的扩大，凸显了大规模绿色制氢的需求性，因此结合可再生能源的分布式制氢加氢一体站、经济高效的集中式制氢、液氢等多种储运路径并行的方案将会是未来的主要发展方向。以交通运输领域作为应用市场发展的突破口，逐渐向储能、工业、建筑领域拓展中国的氢燃料电池商用车将率先实现产业化应用与运行，氢燃料电池客车、物流车、重卡等车型将在2030年前取得与纯电动车型相当的全生命周期经济性，在市场需求端形成一定的竞争力2014-2021年全国氢能行业政策汇总时间政策名称内容2021.03《关于加快建立绿色生产和消费法规政策体系的意见》加大对分布式能源、智能电网、储能技术，多能互补的政策支持力度，研究制定氢能、海洋能等新能源发展的标准规范和支持政策。2021.03“十四五”规划和2035年远景目标纲要草案要前瞻谋划未来产业：在氢能与储能等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，谋划布局一批未来产业。2021.02《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》文件提及，我国要提升可再生能源利用比例，大力推动风电光伏发电发展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、物质能、热发电等内容。2021.01《海南自由贸易港鼓励类产业目录(2020年本)》海南自由贸易港新增鼓明确鼓励发展“直供电、储能、氢能、LNG中转站投资运营”。2021.011月份新闻发布会介绍了2020年经济社会发展总体情况和稳投资，重点改革、新型城镇化.中欧班列等工作进展情况。会上发改委明确，更大力度推进节能低碳技术研发推广应用，加快推进规模化储能、氢能。碳捕集利用与封存等技术发展，推动数字化信息化技术在节能、清洁能源领域的创新融合。2021.01《西部地区鼓励类产业目录(2020年本)》贵州省：氢加工制造、氢能燃料电池制造,输氢管道和加氢站建设；陕西省：风电、光伏、氢能、地热等新能源及相关装置制造产业，地热、氢能等新能源产业运营服务；内蒙古自治区：高性能稀土永磁、催化、抛光、合金、储氢、发光等稀土功能材料、器件开发及生产、氢加工制造、氢能燃料电池制造、输氢管道和加氢站建设。2020.10新能源汽车产业发展规划(2021-2035)攻克氢能储运、加氢站、车载储氢等氢燃料电池汽车应用支撑技术。提高氢燃料制储运经济性。因地制宜开展工业副产氢及可再生能源制氢技术应用。开展多种形式储运技术示范应用，逐步降低氢燃料储运成本。健全氢燃料制储运、加注等标准体系。加强氢燃料安全研究，强化全链条安全监管。推进加氢基础设施建设。完善加氢基础设施的管理规范，引导企业根据氢燃料供给、消费需求等合理布局加氢基础设施，提升安全运行水平。2020.09关于开展燃料电池汽车示范应用的通知将对燃料化汽车的购置补贴政策，调整为燃料电池汽车示范应用支持政策，对符合条件的城市群开展燃料电池关键核心技术产业化攻关和示范应用给予奖励。2020.062020年能源工作指导意见从改革创新和推动新技术产业化发展角度推动氢能产业发展。2020.04中华人民共和国能源法(征求意见稿)优先发展可再生能源、支持开发应用替代油气的新型燃料和工业原料、氢能纳入能源范畴。2020.04关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知将当前对燃料电池汽车的购置补贴，调整为选择有基础、有积极性、有特色的城市或区域，采取“以奖代补”方式对示范城市给予奖励。争取通过4年左右时间建立氢能和燃料电池汽车产业链。2020.03关于加快建立绿色生产和消费法规政策体系的意见2021年将完成研究制定氢能、海洋能等新能源发展的标准规范和支持政策。2019年绿色产业指导目录(2019版)、2019年新能源汽车标准化工作要点燃料电池装备制造、氢能利用设施建设和运营被列人了清洁能源产业。加快燃料电池电动汽车、车载氢系统的标准建设，完成燃料电池电动汽车安全标的技术审核、定型试验规程标准的技术审查。2018年关于调整完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知燃料电池汽车补贴力度保持不变，燃料电池乘用车按燃料电池系统的额定功率进行补贴，燃料电池客车和专用车采用定额补贴方式。2017年能源发展“十三五”规划集中攻关新型高效电池储能、氢能和燃料电池:发挥我国能源市场空间大、工程实践机会多的优势，加大资金、政策扶持力度，重点在大规模储能、柔性直流输电、制氢等领域，建设-批创新示范工程，推动先进产能建设。2016年能源技术革命创新行动计划20162030、能源技术革命重点创新行动路线图发展氢能和燃料电池技术创新、先进鍺能技术创新等提出在先进燃料电池、燃料电池分布式发电、氢的制取储运及加氢站等方面开展研发。2015年关于16-20年新能源汽车推广应用财政支持政策的通知2017-2020年除燃料电池汽车外其他车型补助标准适当退坡，其中：2017-2018年补助标准在2016年基础上下降20%，2019-2020年补助标准在2016年基础上下降40%。2014年关于新能源汽车充电设施建设奖励的通知中央财政根据新能源汽车推广数量分年度安排充电设施奖励资金；对符合国家技术标准且日加氢能力不少于200公斤的新建燃料电池汽车加氢站每个站奖励400万元。数据来源：公开资料整理在国家号召下，2021年全国各省市积极响应政策，陆续出台相关政策规范，支持和促进本省氢能产业发展，并完善基础设施。2021年全国部分省市氢能行业政策汇总省市时间政策名称内容四川2021.03《成都市加氢站建设运营管理办法(试行)的通知》加快推动加氢站建设.规范加氢站审批及云疗管理工作，保障加氢站安全运行,但进氢能产业健康持续发展。宁夏2021.03《自治区清洁能源产业高质量发展科技支撑行动方案》在氢能利用方面,文件提出：开展可再生能源制氢、新一代煤催化化制氢和甲烷重整/部分氧化制氢、分布式制氢、氢纯化等制氢技术研发；引进转化氢气储运、加注的关键材料及技术设备。到2025年。力争建成1座-2座日加氢能力500公斤及以上加氢站,布局建设氢能产业示范园区和服务平台,集聚氢能产业链企业，形成集群发展。河北2021.03《河北省2021年氢能产业重点谋划推进项目清单(第二批)》此次列入第二批清单的项目涵盖制氢、装备、加氢站、燃料电池、整车/专用车、应用示范、技术研发七个方面。唐山和秦皇岛成为应用重地,其中奉皇岛将示范运行500辆物流车、港区内20辆自卸车及装载车、100辆公交车。2021.02《张家口市桥东区支持氢能经济发展的十五条措施》对于新建集中式可再生能源制氢项目应进入望山循环经济示范园,可在四方协作机制下，参与张家口可再生能源电力市场化交易,按照高新技术产业给予不高于0.36元/千瓦时的优惠电价。江苏2021.03《常熟市加氢站布局规划(2021-2025)》到2025年，规划建设加氢站4座，建成商用加氢站3座。自用加氢站1座。按加氢站类型来分,独立建设加氢站2座、加氢合建站2座；按加氢站布局区域来分，常熟高新区2座、常熟经济开发区1座、虎山高新技术产业开发区1座。2021.03《2021年常熟市氢燃料电池产业发展工作要点》年内确保完成2座加氢站(其中自用1座，商用1座)和1个氢燃料电池公交停保站的建设工作，并推进后续商用加氢站的选址工作；年内完成16辆氢燃料电池公交车投入135路公交示范运营,推进7辆氢燃料电池中巴车示范投运,适时研究新投运1条公交运行线路。2021.01《苏州市氢能及燃料电池产业发展规划》到2035年,苏州市氢能及燃料电池产业将突破干亿元产值。培育具有国际竞争力的企业10家以上，建成加氢站70座；将打造以张家港、常熟为重点的产业核心区,突出先导创新、先行先试；以苏州市区及相关产业园区为支撑的产业增长极，突出产业支撑、联动试点,将苏州市打造成为具有全球影响力的氢能及燃料电池产业高地。福建2021.01《关于印发福州市促进氢能源产业发展扶持办法的通知》扶持办法主要包括主要包括为氢能产业提供金融支持,给予加氢基础设施建设补贴、加氢站运营补贴、购置氢燃料电池汽车补贴、氢能项目科技创新补助,及氢能项目推广应用扶持等部分。扶持办法实施周期为3年,至2023年底结束。广东2021.01《关于印发广东省“三线一单”生态环境分区管控方案的通知》方案提出逐步提高可再生