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2022氢能产业研究报告Research Report on Industry of Hydrogen Energy in 发现报告整理制作摘要2021年，“碳达峰”和“碳中和”在两会上作为中国的战略目标，首次被写入政府工作报告，彰显了中国坚持走低碳发展道路的决心。在加速能源行业转型的背景下，氢能凭借零污染、能量高、资源丰富、用途广泛等优点，氢能产业受到了国家的高度重视，并积极引导、支持其发展。目前，我国氢能已逐步建立起制储运加用等重点环节较完整的产业链，初步具备了规模化发展的基础，但氢能产业仍面临核心技术、关键零部件依赖进口、产业配套能力不足等问题。不过作为氢气产量世界第一的国家，我国拥有丰富的氢能供给经验和产业基础，同时拥有目前世界上规模最大的制氢能力，低成本的氢源将能支持产业早期的发展。加之国家政策的大力支持，央企、优质民企地不断入局，我国氢能领域发展前景广阔。根据中国氢能联盟的预计，2020年至2025年间，中国氢能产业产值将达1万亿元，2026年至2035年产值达到5万亿元。在“双碳”目标下，为建设绿色经济高效便捷的氢能供应体系，中国将在氢的制储运加各环节逐渐突破。发现报告整理制作目录双碳转型推动下的氢能 氢能源的概念、特点以及对推进双碳目标的意义 国外：全球各国共同推荐氢能源发展 国内：氢能政策体系日渐明朗 氢能发展现状：氢气需求逐步提高，氢气产量世界第一氢能产业链梳理 制氢端：三种主要技术路线 储氢端：四大储存方式各有千秋 运氢端：与储氢方式密不可分 应用端：交通、工业、电力、建筑四大领域氢能产业未来发展趋势氢能产业链代表性企业发现报告整理制作氢能概念、特点及对推进双碳的意义氢能是指一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，是推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展发展的理想互联媒介。根据中国氢能联盟白皮书，氢能具有以下五个特点。氢能产物只有水，没有传统能源利用所产生的的污染物及二氧化碳，真正实现低碳或零碳排放。灵活高效易燃易爆应用场景丰富制氢方式多样清洁低碳应用于发电（分布式供电供暖）、交通（应用于汽车、轨道交通、船舶等领域）、冶炼（作为高效的还原剂和热源）、建筑等。氢可以来源于化石能源重整、生物质热裂解、微生物发酵、工业副产以及电解水等多种途径。燃点为574C，爆炸极限广至4%75%，安全问题极为重要。氢热值达到143MJ/kg，是同质量焦炭、汽油等化石燃料的3-4倍，通过燃料电池可实现综合转化效率90%以上，利用过程中能量损耗小。氢能对推进双碳目标的意义受全球气候变暖、不可再生的化石能源不断消耗等因素影响，国际社会对保障能源安全、保护生态环境、应对气候变化等问题日益重视，能源消费结构向低碳化转型是必然趋势，以风电、光伏、水电等可再生能源为代表的新能源获得了大力的发展。氢能作为一种可再生的二次能源，来源丰富，可以从水、化石燃料等含氢物质中制取，是重要的工业原料和能源载体。与煤炭、天然气、石油等传统燃料相比，氢能还具有热值高、能量密度大、反应零排放等天然优势。发展氢能可以保障国家能源安全，减少对化石燃料的进口依赖，解决能源与环境尖锐矛盾，实现碳减排目标，是交通运输、工业和建筑等领域大规模深度脱碳的最佳选择。氢能源产业链较长，发展氢能源能够带动上下游产业共同发展，为经济增长提供强劲动力。数据来源：中国氢能联盟，发现报告整理发现报告整理制作国外：全球各国共同推荐氢能发展全球主要国家高度重视氢能的发展，欧洲、美国、日本和韩国等经济和科技较为领先的国家已规划了明确的发展目标，发展路线清晰，政策力度较强。美国最早将氢能及燃料电池作为能源战略的国家日本致力于成为全球第一个实现氢能社会的国家韩国推进氢能发展振兴产业经济，计划在2030年进入氢能社会。欧洲脱碳决心大，推动可再生能源与氢能协同发展。目标：2030年预计产生90-110太瓦时氢需求，2030年电解槽装机容量达5GW目标：2030-35年实现电解水制氢与SMR+CCS制氢规模相当；2050年全面实现工业与交通超低碳和零碳制氢用氢目标：2030年国内使用可再生能源制氢为主，2050年实现零排放制氢，具体可通过CCS和可再生能源制氢两条路径实现目标：2022年国内氢气主要通过大型电解槽制氢获得，氢气成本下降至5500韩元/kg，2040年国内氢气全部为绿氢，成本下降至3000韩元/kg德国欧洲在氢能方面领先的国家数据来源：中国氢能联盟，发现报告整理发现报告整理制作国内：氢能政策体系日渐明朗（国家层面）“十三五”之前，我国氢能处于推广阶段，尚未制定明确计划。自“十三五”至“十四五”，国家政策有序加码，明确其发展目标、重点任务以及保障措施等，积极引导氢能产业的健康发展。顶层设计层面，国家对氢能产业给予高度重视，并积极引导、支持其发展。时间部门政策相关内容2016年4月发改委、国家能源局能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）明确提出把可再生能源制氢、氢能与燃料电池技术创新作为重点发展内容2019年3月国务院政府工作报告首次写进政府工作报告，提出推动加氢等设施建设2020年4月国家能源局中华人民共和国能源法（征求意见稿）氢能被列为能源范畴2021年3月国务院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年远景目标纲要明确将氢能列为前沿科技和产业变革重要领域，谋划布局一批未来产业2021年9月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统筹推进氢能“制储输用”全链条发展；推动加氢站建设；加强氢能生产、储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用2021年10月国务院2030年前碳达峰行动方案的通知从应用领域、化工原料、交通、人才建设等多个方面支持氢能发展2021年12月工信部“十四五”工业绿色发展规划指出加快氢能技术创新和基础设施建设，推动氢能多元利用2022年3月发改委、国家能源局氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）明确了氢能在我国能源绿色低碳转型中的战略定位、总体要求和发展目标2016-2022年国家层面氢能产业相关政策及内容数据来源：各政府网站，发现报告整理发现报告整理制作自2020年以来，已有北京、上海、广东、浙江等16个省市先后制定了氢燃料电池汽车产业相关政策和规划，对加氢站的规划建设、氢燃料电池汽车的推广应用、核心产业链的布局等都进行了详细布局。国内：氢能政策体系日渐明朗（地方政府）时间城市政策相关内容2020年1月天津天津市氢能产业发展行动方案（2020-2022年）到2022年，力争建成至少10座加氢站、打造3个氢燃料电池车辆推广应用试点示范区，重点在交通领域推广应用，累计推广使用物流车、叉车、公交车等氢燃料电池车辆1000辆以上。2020年3月重庆重庆市氢燃料电池产业发展指导意见到2025年，全市氢燃料电池汽车相关企业超过80家，在示范推广层面，建成加氢站15座，在区域公交、物流等领域实现批量投放，氢燃料电池汽车运行规模力争达到1500辆。2020年5月宁夏中华人民共和国能源法（征求意见稿）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。2020年6月山东山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）2023年到2025年，为氢能产业加速发展期。氢能产业链条基本完备，累计推广燃料电池汽车10000辆，累计建成加氢站100座，氢能在电网调峰调频、风光发电制氢等领域应用逐步推广。2020年9月四川四川省氢能产业发展规划（2021-2025年）到2025年，燃料电池汽车（含重卡、中轻型物流、客车）应用规模达6000辆，氢能基础设施配套体系初步建立，建成多种类型加氢站60座。2020年10月北京北京市氢燃料电池汽车产业发展规划（2020-2025年）2025年前力争实现氢燃料电池汽车累计推广量突破1万辆、再新建加氢站37座（共计74座），氢燃料电池汽车全产业链累计产值突破240亿元。2020年11月上海上海市燃料电池汽车产业创新发展实施计划到2023年，规划加氢站接近100座并建成运行超过30座，形成产出规模约1000亿元，发展规模全国前列，推广燃料电池汽车接近10000辆。2021年7月内蒙古内蒙古自治区促进氢能产业发展若干政策（试行）2024-2025年氢能产业发展加速推进。绿氢制取能力达到50万吨/年，努力实现工业副产氢应用尽用，培育引进15-20家氢能相关核心企业，建成加氢站100座，累计推广燃料电池汽车10000辆以上。部分地方政府氢能相关政策统计（1）数据来源：各地方政府官网，发现报告整理发现报告整理制作自2020年以来，已有北京、上海、广东、浙江等16个省市先后制定了氢燃料电池汽车产业相关政策和规划，对加氢站的规划建设、氢燃料电池汽车的推广应用、核心产业链的布局等都进行了详细布局。国内：氢能政策体系日渐明朗（地方政府）时间城市政策相关内容2021年7月河北河北省氢能产业发展“十四五”规划2022年，全省建成25座加氢站，燃料电池公交车、物流车等示范运行规模达到1000辆，重载汽车示范实现百辆级规模。2021年11月浙江浙江省加快培育氢燃料电池汽车产业发展实施方案到2025年，将规划建设加氢站50座，根据区域特点和用能需求，新建加氢站将优先布局环杭州湾、义甬舟两大“氢走廊”，因地制宜确定建设方案。2021年11月江苏江苏省“十四五”新能源汽车产业发展规划全省氢燃料电池汽车相关企业110余家，初步形成了涵盖上游氢气制备、储运，中游氢燃料电池系统及核心零部件，以及下游整车制造和加氢站建设运行等相对完整的产业链，累计投放氢燃料电池汽车300余辆，建成商业加氢站5座。2021年11月河南河南省加快新能源汽车产业发展实施方案加快氢燃料电池汽车产业布局。积极推进国家燃料电池汽车示范应用，郑州城市群建设建成并投入使用各类加氢站100座以上，实现重点应用区域全覆盖。2021年11月云南云南省新能源汽车产业发展规划（2021-2025年）跟踪并适度布局氢燃料汽车产业，通过示范应用推动氢燃料发动机、氢燃料电池基础材料等技术创新，探索在重点区域逐步布局加氢站。2021年12月广东广东加快建设燃料电池车示范城市群行动计划2021-2025（征求意见稿）到2025年，实现推广1万辆以上燃料电池汽车目标。广东年供氢超过10万吨，建成加氢站约200座，车用氢气终端售价降到30元/公斤以下，示范城市群产业链更加完善。2021年12月陕西陕西省“十四五”制造业高质量发展规划加快氢燃料电池关键材料与重点技术研发突破，大力发展氢燃料电堆、控制系统、质子交换膜等较为完备的氢燃料电池产业链，引导整车企业开展氢燃料汽车技术研发与推广应用，快速提升氢燃料电池汽车渗透率。2021年12月深圳深圳市氢能产业发展规划（2021-2025年）2025年，深圳将形成较为完备的氢能产业发展生态体系，建成氢能产业技术策源地、先进制造集聚高地、多场景应用示范基地，实现氢能商业化应用，氢能产业规模达到500亿元。部分地方政府氢能相关政策统计（2）数据来源：各地方政府官网，发现报告整理发现报告整理制作央企入局，加快氢能全产业链布局政策的倾斜带来氢能产业的蓬勃发展。2021年7月份，根据国资委在国新办新闻发布会的表示，已有超过三分之一的中央企业在布局包括制氢、储氢、加氢、用氢等全产业链。企业氢能布局重点领域中国石化除了已经运行的10座加氢站，今年要建成运行100座，“十四五”期间建成1000座加氢站或油氢合建站、5000座充换电站、7000座分布式光伏发电站点。油氢混合站、绿电制氢中国石油2021年在河北和北京地区投运3座加氢站（崇礼北油氢合建站、福田加氢站、北京金龙油氢合建站），未来还将在全国范围投运50座加氢站。加氢站及储氢设施国家电力投资集团预计到2021年底，推广氢燃料电池总规模将达到500台。2025年前后，加氢网络逐步完备，氢燃料电池在汽车的推广应用将进入规模化商业化发展阶段。氢燃料电池、氢能制储、氢能动力系统大唐集团拟在山西大同建设10MW电解水制氢高压储氢系统；二期项目预计建设1000MW光伏发电站，配套建设50MW电解水制氢液态储氢系统。水电解制氢、液态储氢国家能源集团成立氢能产业基金公司，总规模100.2亿元，主要投资方向包含收购、并购市场风电、光伏项目，以及氢能、储能等相关新技术项目。氢燃料电池、氢能制储华能集团在辽宁及福建等地建设“风光储氢”一体化大型综合能源基地、海上风力发电基地、氢能及零碳城市开发示范项目。风电制氢、氢燃料电池汽车华电集团与东方电气、东方锅炉联手，制定100kW冷热电三联供系统解决方案，打通水电制氢、氢气发电、供热制冷等环节，探索氢能在发电领域应用推广的有效模式，开辟可再生能源综合利用的新路径。水电解制氢，氢能发电三峡集团三峡资本与东方投资、成都创投共同成立东方三峡（成都）产业基金管理有限公司，并发起设立“东方电气氢能产业基金”，围绕氢能产业链、新型储能技术及清洁能源新技术、新材料等领域投资布局。氢燃料电池、制氢、储氢和加氢装备制造中船集团以中船重工718所为依托，逐步拓展氢能全产业链燃料电池电堆，燃料电池船舶宝武集团与中核集团、清华大学签订战略合作协议，在核能制氢及氢能冶金领域进行战略性布局。与霍尼韦尔合作，推进氢气提纯及加氢站建设。氢冶金，加氢站部分央企在氢能领域的规划及布局数据来源：各央企官网，发现报告整理发现报告整理制作我国氢能现状：氢气需求逐步提高，氢气产量世界第一根据中国氢能联盟，2020年我国氢气需求量约3342万吨，在2030年碳达峰情景下，我国氢气的年需求量将提高到3715万吨，在终端能源消费中占比约5%。到2060年，我国氢气的年需求量将增至约1.3亿吨，在终端能源消费中占比约20%。从2018年开始我国氢气年产量就已超过两千万吨规模，位居世界第一，但主要用于工业原料而非能源。33423715572696901303020202030E2040E2050E2060E2020-2060中国氢能需求量预测氢气需求量（万吨）数据来源：中国氢能联盟、中商产业研究院，发现报告整理185019152100220025002689281420162017201820192020202120222016-2022中国氢气产量产量（万吨）数据来源：中商产业研究院，发现报告整理发现报告整理制作氢能产业链概述氢能产业链长、产值大，上游为制氢环节，中游为氢气的储运，下游为氢能的应用领域。根据中国氢能联盟的预计，2020年至2025年间，中国氢能产业产值将达1万亿元，2026年至2035年产值达到5万亿元。建筑化石能源制氢制氢储运氢应用工业副产氢水电解制氢光催化制氢生物发酵制氢气态储氢液态储氢固体储氢铁路槽车船舶长管拖车管网加氢站工业交通氢能全产业链示意图数据来源：中国氢能联盟，发现报告整理电力发现报告整理制作氢能产业发展目标2022年3月23日发布的氢能产业发展中长期规划（2021-2035）对可再生能源制氢、加氢站等产业链部分环节提出了具体的发展目标：至2025年燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站；可再生能源制氢量达到1020万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现CO2减排100200万吨/年。因此在氢能产业链上，氢气制储运加环节规模化发展以及商用车辆应用等均是现阶段值得重点关注的重要环节。2025形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境，产业创新能力显著提高，基本掌握核心技术和制造工艺，初步建立较为完整的供应链和产业体系。2030形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，产业布局合理有序，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现。2035形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。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。氢能产业发展中长期规划数据来源：氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年），发现报告整理发现报告整理制作制氢：三种主要技术路线氢的制取产业主要有三种较为成熟的技术路线：一是以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产氢，三是电解水制氢。目前，中国氢气供给结构中约近80%来源于煤制氢或焦炉煤气副产氢，电解水等清洁氢源占比较低。制氢方式原料原料价格制氢成本优点缺点适用范围化石能源制氢煤550元/吨9元/kg技术成熟储量有限，制氢过程存在碳排放问题，需提纯及去除杂质合成氨、合成甲醇、石油炼制天然气3元/立方米27元/kg技术成熟工业副产氢焦炉煤气、化肥工业、氯碱、轻烃利用等/10-16元/kg成本低须提纯及杂质去除，无法作为大规模集中化的氢能供应源合成氨、石油炼制电解水制氢电、水商电0.8元/kWh谷电0.3元/kWh弃电0.1元/kWh48元/kg工艺过程简单，制氢过程不存在碳排放尚未实现规模化应用，成本较高结合可再生能源制氢；电子、有色金属冶炼等对气体纯度及杂质含量有特殊要求其他方式产氢生物质、光催化等/原料丰富技术不成熟/数据来源：车百智库中国氢能发展报告2020、中国氢能联盟中国氢能及燃料电池产业手册（2020），发现报告整理主要制氢路径及优缺点对比由化石能源制取氢气，制氢过程排放二氧化碳等温室气体,称为灰氢化石能源制氢气+碳捕获与封存技术（CCS）获取的氢气称为蓝氢由核能、可再生能源通过电解水等手段获得的氢气称为绿氢氢气被分为灰氢、蓝氢和绿氢。按照制取过程中的碳排放的强度，发现报告整理制作化石燃料制氢：技术最为成熟当前化石燃料制氢技术最为成熟，制氢效率最高。但在各类制氢技术中，化石燃料制氢的二氧化碳排放量也更多。且所得氢气中普遍含有硫、磷等危害燃料电池的杂质，对提纯及碳捕获有较高的要求。煤气化煤气净化煤煤渣CO变换氢气提纯高纯氢气水蒸气副产物CO尾气煤制氢工艺天然气制氢工艺天然气加氧脱硫蒸汽转化废热锅炉中温变换自产水蒸汽外输蒸汽变压吸附提氢产品氢气解吸气外补燃料数据来源：OFWeek，发现报告整理发现报告整理制作化石燃料制氢：煤制氢是我国制氢的主要途径煤制氢是当前我国大规模稳定制氢的主要途径，而天然气制氢是国外主流制氢方式。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%，碳排放高，且含有硫化物等腐蚀性气体，不满足低碳化的制氢路径。近年来，新型煤气化制氢技术不断发展。超临界水煤气化技术，利用超临界水（温度374 C，压力22.1MPa）作为均相反应媒介，具有气化效率高、氢气组分高、污染少等优点，但目前尚未产业化。6.778.119.4510.812.142004006008001000煤制氢成本随煤炭价格变化趋势数据来源：中国氢能发展报告2020，发现报告整理煤炭价格（元/吨）（工业用氢级别）煤制氢成本（元/kg）固定床流化床气流床（粉煤）气流床（水煤浆）超临界水煤气化技术成熟度大规模应用大规模应用大规模应用大规模应用尚未商业化气化温度560816-120414501260650气化压力2-2.5MPa0.1MPa3MPa3.8MPa26MPa合成气H占比38.1-38.6%40%25.9%34.7%80%合成气CO占比32.6-34%19.5%0.9%18%0.2%合成气CO占比14-14.7%36%68.4%48.3%-合成气硫含量HS 0.3%HS 0.3%HS 0.13%HS 0.24%以硫化盐形式固化其他污染物焦油产率0.35%轻油产率0.11%不含酚类及焦油等污染物不含酚类及焦油等污染物不含酚类及焦油等污染物不含酚类及焦油等污染物冷媒气效率79.3-81.9%74.4%82%74.9%123.9%国内煤制氢主要技术路线对比数据来源：中国氢能产业发展报告，发现报告整理发现报告整理制作工业副产氢：近期理想氢源工业副产氢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。我国氯碱、炼焦以及化工等行业有大量工业副产氢资源，从工业副产氢的放空量上来看，供应潜力可达450万吨/年，足以满足近期和中期氢气的增量需求。但因渠道、价格、信息等原因，目前工业副产氢基本为各企业自产自用；且存在地域性分布差异的特点。制氢工艺现有年制氢潜力/万吨可供应公交车数量/万辆轻烃利用副产氢306.5氯碱副产氢337.1焦炉煤气副产氢27158.9合成氨合成甲醇等副产氢11825.6合计45097.6数据来源：中国氢能发展报告2020，发现报告整理注：计算依据为车辆氢耗7kg/100km、日均行驶200km、年出勤率90%中国工业副产氢制氢的供应能力发现报告整理制作电解水制氢纯度等级高，杂质气体少，易与可再生能源结合，被认为是未来最具发展潜力的绿色氢能供应方式。根据电解质系统的差别，可将电解水制氢分为碱性电解水(ALK)、质子交换膜(PEM)电解水和固体氧化物电解水(SOEC)、阴离子交换膜电解水（AEM）4种。目前可以实际应用的电解水制氢技术主要有ALK和PEM，SOEC、AEM仍处于实验室开发阶段。电解水制氢：最具发展潜力的绿氢供应方式碱性电解水（ALK）质子交换膜（PEM）固体氧化物电解水（SOEC）阴离子交换膜电解水（AEM）发展阶段商业化-大规模商业化-小规模实验阶段/初期示范实验阶段成本电解槽成本（元/kW）1500-20005000-600013000N/A电解槽效率60-75%70-90%85-100%N/A功耗效率（kWh/N）4.5-5.53.8-5.02.6-3.6N/A安装与维护占地需求大小目前未商业化目前未商业化维护需求维护从成本高（包含碱性）维护成本低电源稳定性需求需要稳定电源可以在稳定或波动的电源下工作需要稳定电源可快速启停数据来源：国际可再生能源机构，发现报告整理电解水制氢技术路线对比发现报告整理制作碱性电解水目前更具经济性，质子交换膜电解水是未来方向对比ALK和PEM两种已经商业化的制氢路线，ALK电解槽基本实现国产化。国内的ALK制氢技术相对成熟，在国内市场份额较高，关键设备主要性能指标均接近国际先进水平，但是在制氢效率等重要技术指标上仍与国外存在一定差距。PEM制氢技术在国内的发展时间较短，其性能尤其是寿命尚缺乏市场验证，整体上落后于欧美。而PEM电解槽由于关键材料和技术仍依赖进口，投资成本相对较高。PEM电解水总体效率更高，动态响应速度更快，是更具前景的水电解制氢技术。降低催化剂与电解槽的材料成本，特别是阴、阳极电催化剂的贵金属载量，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。数据来源：氢气制备和储运的状况与发展、中国氢能技术发展现状与未来展望、质子交换膜水电解制氢技术现状与展望，发现报告整理比较角度碱性电解水制氢（ALK）质子交换膜电解（PEM）技术角度存在碱液流失、腐蚀、能耗高等问题工作电流密度、总体效率、氢气体积分数、产气压力更高与清洁能源发电的匹配性匹配性差适应可再生能源发电的波动性成本角度成本低，装机投资低，但下降空间有限成本较高，为相同规模碱性电解槽的1.23倍，但下降空间更大碱性电解水制氢和质子交换膜电解对比发现报告整理制作绿氢降本核心在于电解槽和电价当前绿氢生产成本中占比较高的是电价和设备成本。电解槽是绿氢制备的关键设备，从成本构成来看，电解槽在制氢系统总成本中的占比约为40%-50%。因此未来绿氢生产降本的核心也在上述两个环节。2021年中国石化PEM制氢示范站的启动，首次打通了PEM电解水制氢设备从关键材料、核心部件到系统集成的整套流程，极大地推动了质子交换膜电解水制氢设施的国产化。随着可再生能源发电成本不断降低，发电占比逐步提升，叠加核心设备的进一步国产化，将极大带动可再生能源电解水制氢方式的发展。85.30%7.80%4.10%2.80%电解水制氢成本占比结构图电费固定成本设备维护水费数据来源：中国氢能联盟，发现报告整理发现报告整理制作中国氢气供给结构：可再生能源制氢占比将逐年升高目前，中国氢气供给结构中约近80%来源于煤制氢或焦炉煤气副产氢，电解水等清洁氢源占比较低。根据中国氢能联盟对未来中国氢气供给结构的预测，中短期来看，中国氢气来源仍以化石能源制氢为主，以工业副产氢作为补充，可再生能源制氢的占比将逐年升高。到2050年，约70%左右的氢由可再生能源制取，20%由化石能源制取，10%由生物制氢等其他技术供给。60%45%20%23%5%0%15%45%70%2%5%10%2030204020502030-2050中国氢能供给结构变化化石能源制氢工业副产氢可再生能源电解制氢生物制氢等其他技术数据来源：中国氢能联盟，发现报告整理发现报告整理制作储氢：储存是氢能经济应用的关键环节在氢能全产业链中，氢的储运是制约我国氢能产业发展的难点，也是保证氢气安全且经济化应用的关键。主要是因为氢气特殊的物理、化学性能，使得它储运难度大、成本高、安全性低。氢的储存方式根据其存在状态可以分为三大类：气态储氢、液态储氢和固态储氢。氢气非常活泼，稳定性极差，泄露后易发生燃烧和爆炸，这些因素都对氢气的储运技术提出了挑战重量轻密度小液态温度低性质活泼原子半径小氢的原子半径非常小，氢气能穿过大部分肉眼看不到的微孔，在高温、高压下，氢气甚至可以穿过很厚的钢板常压下氢气在-253C温度才能液化，液化能耗高、静态蒸发损失大，对液氢储罐要求很高在所有元素中，氢的重量最轻、密度小，需要提高储运容器压力进而提高氢的密度来提高氢能利用的效率氢气的性能储氢技术对比储氢方式体积储氢密度(kg/m)质量储氢密度/%压力/bar温度/K优点缺点发展现状气态储氢高压气态储氢约3313800298技术成熟;结构简单;充放氢速度快;成本及能耗低;运输方便体积储氢密度低;安全性能较差技术最为成熟，目前主要应用:普通钢瓶;少量储存;轻质高压储氢罐;多用于氢燃料电池液态储氢低温液态71约40121单位体积储氢密度大，单位质量热值高;远距离输运成本低;加注效率高;安全性相对较好氢液化能耗大；储氢容器要求高大量、远距离储运，主要用于火箭低温推进剂等航空航天领域;关键设备和系统仍依赖进口，民用成本过高，目前在运营的民用液氢工厂较少，且单套产能较少，多为示范应用工程有机液态66.18-7.29-1常温液氢纯度高;单位体积储氢密度大;运输十分便利;安全性高成本高；能耗大；操作条件苛刻应用少，仍处于技术攻关阶段固态储氢物理吸附储氢150100141298数据来源：氢能储运技术现状及其在电力系统中的典型应用、液氢储运技术及标准化、氢能储存与输运，发现报告整理发现报告整理制作储氢端：四大储氢技术各有千秋高压气态储氢是目前应用最广，技术最为成熟，但是在安全性和储氢密度方面天然存在瓶颈；低温液态储氢技术在单位质量和单位体积储氢密度具有绝对优势，但是由于在液化过程中能耗大，以及对储氢容器的绝热性能要求极高等原因，储存成本过高；有机液态储氢安全性更高，能够在常温常压下满足长期、长距离、大规模的氢气储运需求，但是目前由于脱氢能耗偏高、脱氢催化剂开发难度大、有机物随着循环次数增加储氢性能下降等问题，距离大规模商业化还有一段时间；固态储氢拥有巨大潜力，但目前还处于研究阶段。从储氢成本、技术、安全性等方面来看，高压气态储氢仍是当下储氢方式的最优选择，短中期高压气态储氢仍是主流。因受技术和成本端的制约，国内低温液化储氢技术、金属氢化物固态储氢短期难以实现规模化应用。4种储氢技术各指标对比雷达图数据来源：发现报告整理发现报告整理制作高压气态储氢：当前最成熟的储氢技术，占绝对主导地位高压气态储氢采用高压压缩的方式将氢气储存在特制容器中，是目前国内氢气储存的主要方式，技术相对已经较为成熟。但由于储氢密度低，且存在安全隐患，长期来看不是储氢技术的优选方案，高压气态储氢瓶未来仍需要向轻量化、高压化、低成本、质量稳定等方向发展。高压气态储氢关键环节在于压缩和储存。压缩过程的关键在于氢气压缩机的选用，氢气压缩机有往复式、膜式、离心式、回转式、螺杆式等类型。不同的压缩机流量、吸气及排气压力等参数不同。高压氢气通常用圆柱形高压气罐或者气瓶灌装，全球呈现出从I型储氢瓶到IV型储氢瓶的技术发展趋势。目前最为成熟且成本较低的技术是钢制氢瓶和钢制压力容器，但钢制氢气瓶重量大，并不适宜汽车用。车用高压储氢瓶的国际主流技术通过以铝合金/塑料作为内胆，外层则用碳纤维进行包覆（即III型、IV型瓶），提升氢瓶的结构强度并尽可能减轻整体质量。国外氢燃料电池汽车已经广泛使用70MPa碳纤维缠绕IV型瓶，目前我国车载储氢方式大多为35MPa碳纤维缠绕III型瓶。高压储氢瓶的性能及特征类型I型II型III型IV型材质铬钼钢钢制内胆纤维环向缠绕铝内胆纤维全缠绕塑料内胆纤维全缠绕工作压力Mpa17.5-2026.3-3030-7030-70应用情况加氢站等固定式储氢应用国内车载国际车载数据来源：中国氢能联盟，发现报告整理发现报告整理制作低温液态储氢：起步阶段，是大规模用氢的良好解决方案低温液态储氢属于物理储存，是一种深冷氢气存储技术。氢气在低温下液化，存放在绝热的储存容器，可大幅提高储氢密度（70.8g/L），对于大规模、远距离的氢能储运有较大优势。目前，欧美和日本的液化储氢技术已经成熟商业化，从液氢的储存到使用，包括加氢站全部都有了比较规范的标准和法规。而国内受核心技术和高成本的限制，目前仅在航天领域有应用。国内的大型氢液化装置需要突破的技术难题在于低温氢工况材料选用，氢、氦透平膨胀机研制和正仲氢转化催化剂等。2021年11月，我国国家标准委正式发布了三项有关液氢的国家标准，涉足民用液氢领域的企业正逐步增多。国家标准实施时间主要内容使用范围氢能汽车用燃料液氢2021/11/1规定了氢能汽车用燃料液氢的技术指标、试验方法以及包装、标志、贮存及运输的要求适用于贮罐贮存、管道或罐车输送的质子交换膜燃料电池汽车用燃料液氢液氢生产系统技术规范2021/11/1规定了液氢生产系统的基本技术要求、氢液化装置、液氢贮存、氢气排放、自动控制与检测分析、电气设施、防雷防静电及保护接地、辅助设施、安全防护的要求适用于新建、改建、扩建的液氢生产系统的设计液氢贮存和运输安全技术要求2021/11/1规定了液氢贮存和运输过程中液氢贮罐的设置、罐车和罐式集装箱的运输、吹扫与置换、安全与防护、事故处理的要求适用于液氢贮罐、液氢运输车和罐式集装箱的贮存和运输的技术要求有关液氢的三项国家标准数据来源：国家标准化管理委员会，发现报告整理发现报告整理制作有机液态储氢：最具发展潜力的氢气低价储运技术之一有机液态储氢（LOHC）属于化学储存，能够实现常温常压下氢气储运，近年来被看作是颇具前景的氢载体。是诸多储氢方式中稳定性最高、日常维护量最小、长周期储存成本最低的一种方式。但存在脱氢效率较低、反应温度较高、催化剂易被中间产物毒化等使用问题，目前尚处于研发阶段。有机液态储氢的关键在于有机物储氢介质的选择。选择有机物储氢介质重点考虑的性能指标1）质量储氢和体积储氢性能高；2）熔点合适，能使其常温下为稳定的液态；3）成分稳定，沸点高，不易挥发；4）脱氢过程中环链稳定度高，不污染氢气，释氢纯度高，脱氢容易；5）储氢介质本身的成本；6）循环使用次数多；7）低毒或无毒，环境友好等。体系优点缺点甲基环己烷体系常温下为液体、使用方便，价格低廉加氢和脱氢需要较高温度二苄基甲苯体系常温下为液体，加氢和脱氢温度较低价格相对甲基环己烷较高N-乙基咔唑体系加氢和脱氢温度较低且速率高常温下为固体（熔点67C，加氢产物为液体），价格三者中最高，储氢能力最弱有机物储氢介质三大体系优缺点对比数据来源：液体有机氢载体储氢体系筛选及应用场景分析，发现报告整理国内主要研究方向为N-乙基咔唑、二甲基吲哚等，武汉氢阳能源控股有限公司已完成了千吨级N-乙基咔唑装置的示范；德国Hydrogenious公司主要研究方向为二苄基甲苯，已进展到应用示范阶段；日本在此方面处于领先地位，日本千代田化建公司主要研究方向为甲基环己烷，在2020年实现了全球首次远洋氢运输。发现报告整理制作固态储氢是以金属氢化物、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，具有运输方便、储氢体积密度大、压力低、成本低、高安全性等特点。固态储氢对储运工具无特殊要求，能够克服高压气态、低温液态储氢方式的缺点，是未来高密度储存和氢能安全利用的重要发展方向。固态储氢：目前尚在示范阶段应用：国内外固态储氢均有部分商业化应用，但重量储氢率仍有较大提升空间。国外方面，德国HDW公司将开发的TiFe系固态储氢系统用于燃料电池AIP潜艇中，是固态储氢迄今为止最成功的商业应用；国内方面，飞驰科技（美锦能源子公司）与佳华利道合作，分别于2019年、2021年开发并批量生产出固态储氢燃料电池公交车与冷藏车，均为全球首台。金属氢化物储氢未来潜力巨大，尤其适合燃料电池汽车上使用。金属氢化物是金属合金与氢发生可逆反应时生成的一类氢化物，以金属氢化物形式吸附氢，然后加热氢化物释放氢。在实际储氢应用中要求金属氢化物在数千个循环中保持其反应性和容量。因此金属氢化物种类很多，但只有少数适用于储氢应用。目前金属氢化物的主要研究方向为LaNi5、Mg2Ni和FeTi等金属氢化物的改性。发现报告整理制作运氢：与储氢方式密不可分氢氢的运输方式与储氢的技术方案紧密相关。根据氢气运输时的状态，可以分为气氢输送、液氢输送和固氢输送三种。当下我国氢能产业仍处初期发展阶段，对于大规模、长距离运氢的需求不大，普遍采用的是20MPa气态高压储氢与集束管车运输的方式。随着氢能产业快速发展，下游应用场景逐渐丰富，对于大规模、长距离运氢的需求将逐渐增加，液氢输送的优势将会显现，并成为主流。运氢方式气氢输送液氢输送固氢输送长管托车管道运输液氢罐车液氢驳船金属罐车等发现报告整理制作气氢输送：当下短距离运输的主要途径现阶段国内普遍采用高压气态长管拖车进行氢气运输，压缩能耗低，运输密度小，在加氢站日加氢量不超过500千克的情况下，节省了液化成本与管道建设的前期投资，且在一定储运距离以内经济性较高。未来长管拖氢储运为了提高运输效率、降低储运成本，有效路径是：一方面可通过提高储氢压力，实现储氢密度和运输效率都更高的氢气储运方式；另一方面，是扩大运输气瓶等相关设备生产量，并继续向轻量化方向发展。管道输送是最经济、最节能的大规模长距离输送氢气的方式。管道运输压力一般为1.04.0MPa，输氢量大、能耗低，虽然初始投资成本高，但随着运能的提升以及运输距离的增加，经济性将逐步凸显。因此从氢能规模化、长远发展来看，管道输运是必然趋势。欧美是世界上最早发展氢气管网的地区，在管道输氢方面已经有了很大规模。我国氢气管网发展相对不足，目前全国累计仅有100 km输氢管道，分布在环渤海湾、长江三角洲等地，氢气管网布局有较大的提升空间。长管拖车管道输送管道建成时间全长（km）管径（mm）年输氢量（万吨）设计压力（MPa）投资额（亿元）单位投资额（万元/km）巴陵-长岭2014.4.20423504.4241.9452济源-洛阳2015.8.312550810.0441.46584国内两条氢气管道参数对比数据来源：CNKI，发现报告整理6.58.8812.2414.1916.14100km200km300km400km500km长管拖车运输成本（元/kg）数据来源：EVtank，CNKI，发现报告整理发现报告整理制作液氢输送：液氢槽车运输适合运距较远槽车是液氢车运的关键设备，常用水平放置的圆筒形低温绝热槽罐。运输成本结构与长管拖车类似，但增加了氢气液化成本及运输途中液氢的沸腾损耗。同时，由于液化过程的成本占整个液氢储运环节的70%以上，油费、路费等与距离呈正相关的成本占比并不大，液氢运输成本变动对于距离不敏感，液氢槽车运输更适合远距离运送。未来，随着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。15.3115.4615.6115.7615.91100km200km300km400km500km低温液氢运输成本（元/kg）项目（运距100km）成本（元/kg）固定成本槽车